Способ цементирования скважин

Способ цементирования скважин

Реферат

 

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве скважин. Задачей изобретения является создание в цементируемом материале зоны надежной изоляции эксплуатируемого объекта. Способ цементирования включает закачку в колонну обсадных труб буферной жидкости, тампонажного раствора, продавочной жидкости и последующее вытеснение в затрубное пространство буферной жидкости и тампонажного раствора, которое ведут в турбулентном режиме до достижения предельно допустимых значений давлений для колонны обсадных труб и пород стенок скважины. Затем вытеснение оставшейся части тампонажиого раствора ведут в режиме, соответствующем структурному течению жидкостей в затрубном пространстве. Тампонажный раствор можно использовать с обычным водосмесевым отношением и с пониженным водосмесевым отношением, закачивая их последовательно. 2 з.п.ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве скважин различного назначения, в частности для эксплуатации подземных хранилищ газа.

При разбуривании объектов под строительство подземных газовых хранилищ вопрос крепления эксплуатационных колонн является проблемным. Как правило, под эксплуатационный объект выбирают отработанный газовый продуктивный горизонт, который после отбора газа имеет низкий градиент давления (до 0,01 МПа/м), в связи с чем при центрировании склонен к поглощению. Цементирование таких скважин затруднено тем, что для получения качественного крепления и подъема цементного раствора на заданную высоту применяют или двухступенчатый метод цементирования, или облегченные цементные растворы. Общеизвестные приемы повышения качестве цементирования в данной ситуации малоэффективны. Как показывает практика эксплуатации подземных хранилищ газа, часто имеют место межколонные перетоки газа и проявления.

Известен способ цементирования скважин, когда для снижения гидростатического давления цементирование колонны ведут в две ступени с использованием двухступенчатой муфты (Легвиненко С. В. Цементирование нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1986, с.38-40).

Недостатком этого способа является удорожание процесса крепления за счет применения дорогостоящей муфты и увеличение времени крепления, а также различные осложнения, связанные с надежностью муфт.

Известен способ цементирования скважин, включающий закачку в колонну заливочных труб буферной жидкости, цементного раствора, буферной и продавочной жидкостей первоначально с наибольшей и с момента выхода цементного раствора в загрубное пространство с наименьшей подачей насоса, соответствующей ламинарному течению камней в загрубном пространстве, при этом после буферной жидкости или цементного раствора в трубу закачивают часть цементного раствора или продавочной жидкости, процесс прерывают и ожидают снижения скорости течения жидкостей с турбулентного режима до ламинарного или полного прекращения движения в результате выравнивания давлений столбов жидкостей в трубном и затрубном пространствах до выхода нижнего уровня цементного раствора к башмаку колонны заливочных труб, затем продолжают закачку жидкостей с подачей насосов, соответствующей ламинарному течению жидкостей в затрубном пространстве (а.с. СССР N 1442638, кл. E 21 B 33/13, 1986 - прототип).

Недостатком известного способа является то, что он не обеспечивает получение качественного крепления из-за неполного вытеснения бурового раствора из интервала цементирования.

Задачей настоящего изобретения является создание в цементируемом интервале зоны надежной изоляции эксплуатируемого объекта.

Сущность предлагаемого способа заключается в том, что в известном способе цементирования скважин, включающем закачку в колонну обсадных труб буферной жидкости, тампонажного раствора, продавочной жидкости и последующее вытеснение в затрубное пространство буферной жидкости и тампонажного раствора, согласно изобретению вытеснение буферной жидкости и первой порции тампонажного раствора в затрубное пространство ведут в турбулентном режиме до достижения предельно допустимых значений давлений для колонны обсадных труб и пород стенок скважины, после чего вытеснение оставшейся части тампонажного раствора ведут в режиме, соответствующем структурному течению жидкостей в затрубном пространстве.

При этом используют тампонажный раствор с обычным водосмесевым отношением и тампонажный раствор с пониженным водосмесевым отношением.

Причем тампонажный раствор с обычным водосмесевым отношением и тампонажный раствор с пониженным водосмесевым отношением закачивают последовательно.

На фиг.1 приведена схема процесса вытеснения буферной жидкости и тампонажного раствора в затрубное пространство в турбулентном режиме.

На фиг.2 приведена схема окончания процессов цементирования скважины.

Способ осуществляют следующим образом.

В спущенную обсадную колонну труб закачивают буферную жидкость, тампонажный раствор и продавочную жидкость. Вытеснение буферной жидкости и части тампонажного раствора в затрубное пространство в интервал цементирования ведут в турбулентном режиме до достижения предельно допустимых давлений для колонны обсадных труб и пород стенок скважины.

Турбулентный режим течения жидкостей в затрубном пространстве позволяет получить более полное замещение бурового раствора тампонажным раствором, что гарантирует качественно крепление скважины (Ашрафьян М.Г. Технология разобщения пластов в сложенных условиях. -М.: Недра, 1986, с.27-29).

При достижении предельно допустимых значений давлений для колонны труб и стенок пород скважины вытеснение оставшейся части тампонажного раствора ведут в режиме, соответствующем структурному течению жидкости в затрубном пространстве. Переход на структурный режим резко снижает гидравлические сопротивления в затрубном пространстве, в результате чего процесс цементирования заканчивают, предупредив гидроразрыв пласта и обеспечив расчетную высоту подъема цементного раствора в затрубном пространстве.

Тампонажный раствор можно закачивать двух типов: тампонажный раствор с обычным водосмесевым отношением, равным 0,5 (по ГОСТ 1581-91), плотностью 1,30 - 84 г/см³ и затем тампонажный раствор с пониженным водосмесевым отношением ( 0,45) плотностью 1,90 г/см³, гарантирующим получение высокопрочного непроницаемого цементного камня.

При этом низ обсадной колонны и весь открытый ствол перекрывают тампонажным раствором с пониженным водосмесевым отношением, обладающим высокой стабильностью и повышенными изолирующими свойствами, что позволяет получить цементный камень повышенной прочности.

Пример. В скважину спускают и цементируют общепринятым способом колонну 1 диаметром 245 мм на глубину 1100 м.

Колонну обсадных труб 2 диаметром 168 мм спускают на глубину 1300 м. Скважину вскрывают долотом 215,9 мм на буровом растворе 3 плотностью 1,05 г/см³. Вскрытие продуктивной зоны ведут на гидравлических режимах, не превышающих суммарное давление на забой 19,8 МПа, чтобы предупредить поглощение.

В колонну обсадных труб 2 закачивают буферную жидкость 4. В качестве буферной жидкости используют 0,6%-ный водный раствор сульфанола плотностью 1,0 г/см³.

После закачки буферной жидкости 4 в колонну 2 закачивают тампонажный раствор 5 с обычным водосмесевым отношением, равным 0,5 (ГОСТ 1581-91), плотностью 1,84 г/см³.

Затем закачивают тампонажный раствор 6 с пониженным водосмесевым отношением, равным 0,45, плотностью 1,90 г/см³.

После закачки тампонажного раствора 5 в колонну 2 закачивают продавочную жидкость 7.

Вытеснение буферной жидкости 4 и тампонажных растворов 5 и 6 ведут до момента выхода буферной жидкости 4 в затрубное пространство в режимах, соответствующих режимам промывки скважин при разбуривании продуктивного плата 8. В момент начала выхода буферной жидкости 4 в затрубное пространство процесс вытеснения проводят в турбулентный режим с производительностью насоса 35-40 л/с.

При достижении давления на забое 17 МПа переходят с турбулентного режима на режим, соответствующий структурному течению жидкостей в затрубном пространстве, при подаче насоса Q 5 л/с. В этом режиме заканчивают процесс вытеснения тампонажных растворов 5 и до момента посадки пробки на стоп-кольцо.

Интервал 1050-700 м перекрывают тампонажным раствором 5 с водосмесевым отношением 0,5, а интервал 1350-1050 м перекрывают тампонажным раствором 6 с пониженным водосмесевым отношением.

Для системы "цилиндр-глинистая корка-тампонажный камень", содержащий камень из необработанного тампонажного раствора, градиент гидропрорыва в зависимости от толщины корки (0,5 - 2,0 мм) изменяется в пределах 0,5 - 10 МПа/м.

Учитывая, что эксплуатация подземных хранилищ газа будет вестись при давлении 3,0 - 10,0 МПа, интервал зоны надежной изоляции должен составить не менее 10 : 0,5 = 20 м.

Принимаем величину 30 - 50 м.

Для получения качественного цементирования при толщине глинистой корки менее 0,5 мм в этой зоне изолирующая способность цементного камня определяется составом и свойствами тампонажного раствора (Амадешин З.Ш., Палий Л. З. Экспериментальные исследования изолирующей способности цементного кольца. Крепление и ремонт скважин. Краснодар. ВНИИКРнефть, 1990, с.17-21).

Создание известными методами корки менее 0,5 мм (регулированием свойств буровых растворов, применением буровых жидкостей) позволяет увеличить изолирующую способность "цилиндр - глинистая корка - тампонажный камень" до 5 МПа/м. Уменьшая водосмесевое отношение, можно дополнительно увеличить градиент гидропрорыва.

Предложенный способ позволяет провести более полное замещение бурового раствора тампонажным, низ обсадной колонны и весь открытый ствол перекрыть тампонажным раствором с пониженным водосмесовым отношением и получить цементный камень повышенной прочности, что позволит создать непосредственно над продуктивным пластом зону надежной изоляции.

Формула изобретения

1. Способ цементирования скважин, включающий закачку в колонну обсадных труб буферной жидкости, тампонажного раствора, продавочной жидкости и последующее вытеснение в затрубное пространство буферной жидкости и тампонажного раствора, отличающийся тем, что вытеснение буферной жидкости и первой порции тампонажного раствора в затрубное пространтство ведут в турбулентном режиме до достижения предельно допустимых значений давлений для колонны обсадных труб и пород стенок скважины, после чего вытечение оставшейся части тампонажного раствора ведут в режиме, соответствующем структурному течению жидкостей в затрубном пространстве.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют тампонажный раствор с обычным водосмесевым отношением и тампонажный раствор с пониженным водосмесевым отношением.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что тампонажный раствор с обычным водосмесевым отношением и тампонажный раствор с пониженным водосмесевым отношением закачивают последовательно.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2