СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН Российский патент 1994 года по МПК E21B33/14 

Изобретение относится к области бурения глубоких скважин, в частности к способам их цементирования.

Известен способ цементирования скважин с применением заливочных труб, при реализации которого обеспечивается условие равновесия давления в системе скважина-пласт .

Недостатком данного способа является неизбежность нарушения равновесия давлений в системе скважина-пласт при промывке труб перед их подъемом (повышение давления в скважине) и подъеме (понижение). Причем процесс нарушения равновесия неконтролируемый.

Наиболее близким техническим решением является способ цементирования скважин, включающий закачку и продавку тампонирующей смеси в поглощающий пласт двухкомпонентной системой - жидкостью и газом .

Недостатком данного способа является применение обратной циркуляции, причем двухкомпонентная система применяется с целью предотвращения попадания цементного раствора в поглощающий пласт.

Целью изобретения является повышение эффективности способа цементирования за счет увеличения полноты заполнения поровых каналов поглощающих пластов.

Цель достигается тем, что в известном способе цементирования скважин, включающем закачку в скважину тампонирующей смеси и двухкомпонентной системы в виде жидкости и газа, после закачки в скважину жидкости и газа осуществляют продавку тампонирующей смеси в пласт, осуществляют стравливание газа на устье из условия получения давления в скважине не более пластового давления, после чего цикл продавки-стравливания повторяют, при этом количество циклов (n) принимают из условия:
2 ≅ n ≅ 5
Для успешного проведения изоляции поглощающего пласта необходимо, чтобы соблюдалось два условия: 1) Р_с = Р_п; 2) ρ_тgh= ρ_пgh= ρ_т= ρ_п где Р_с - давление в скважине против поглощающего пласта; Р_п - давление в поглощающем пласте (решать по кровле или по подошве пласта); ρ_т - плотность тампонажного раствора, который применяется для заливки зоны поглощения; ρ_п - плотность пластовой жидкости в условиях залегания поглощающего пласта; g - ускорение силы тяжести; h - толщина пласта.

Второе условие необходимо соблюдать для предотвращения негативного воздействия гравитационных сил на распределение тампонажного раствора по толщине поглощающего пласта. При вышеописанном способе ликвидации поглощения это не учитывается и, как правило, ρ_т>ρ_п.

Продавку расчетной порции тампонирующей смеси в зону поглощения осуществляют основным столбом флюидов, имеющих разную плотность. Плотность флюидов подбирается таким образом, чтобы на конец продавки тампонирующей смеси в зону поглощения было выполнено условие Р_с = Р_п или
P_с= ρ₁˙gh₁+ρ_Zg(H-h₁), P_п=
= ρ_пg(H-h_c)иρ₁gh₁+
+ρ_Zg(H-h₁)= ρ_пg(H-h_c)(3) где ρ₁иh₁ - плотность и высота столба одного флюида; ρ_z - плотность другого флюида; Н - глубина залегания поглощающего пласта; ρ_п - плотность пластовой жидкости; h_c - статический уровень жидкости поглощающего пласта.

Условие (3) можно записать в таком виде:
P_y+ρ₁gh₁+ρ_zg(H-h₁)=
= ρ_пg(H-h_c), (4)
где Р_y - давление на устье скважины.

Количество флюидов для продавки может быть взято и больше, например, если включить буферную жидкость и др.

Выполнение условия (2) позволяет изолировать и карстовые пустоты. В карстовых пустотах и в проницаемых пластах, наблюдается направленное движение флюидов, что может привести к перемещению тампонажного раствора в направлении движущегося потока от призабойной (прискважинной) зоны скважины поглощающего пласта. Во избежание этого предлагается в призабойной зоне поглощающего пласта производить возвратно-поступательное движение тампонажной смеси, т. е. изоляцию пласта вести при Р_с ≥ Р_п (4) и Р_с ≅ Р_п (5). Возвратно-поступательное движение тампонтажной смеси обеспечит и более полное заполнение поровых каналов поглощающего пласта.

Количество циклов N возвратно-поступательного движения 2 < N < 5 выбирают из физико-химических свойств тампонирующей смеси и условия заполнения поровых каналов. Нижний предел из условия заполнения поровых каналов, верхний предел - из физико-химических свойств смеси и времени процесса ликвидации поглощения (технологии процесса). К снижению качества изоляции поглощающего пласта приводит также и увеличение вязкости тампонажного раствора и сокращение сроков его схватывания.

Заливку зоны поглощения можно проводить как через бурильный инструмент, так и прямо в ствол скважины без бурильного инструмента, как с применением пакера, так и без него. Можно вести заливку и в кольцевое пространство между бурильными трубами и стенками скважины. В случаях заливки зоны поглощения без бурильного инструмента и в кольцевое пространство давление в скважине Р_с будет меньше, чем при заливке через бурильные трубы с открытым концом на величину гидродинамического давления, возникающего при движении системы флюидов по стволу или кольцевому пространству, что необходимо учитывать в расчетах, тогда для двухкомпонентного столба P_c= ρ₁дh₁+ρ₂д(H-h₁)-ΔP_д+P_д где ΔP_д - гидродинамическое давление при движении флюидов.

При известных Р_п и Р_y легко выполнить условия (4) и (5) для обеспечения возвратно-поступательного движения тампонирующей смеси.

П р и м е р. Начальные условия: полный уход промывочной жидкости, статический уровень h_c = 100 м, промывочная жидкость - техническая вода, ρ₁ = 1000 кгм^-3, кровля поглощающего пласта 1100 м, подошва 1106 м, забой 1115 м.

1. Определяют пластовое давление по кровле поглощающего пласта ρ_п = 1000 кгм^-3.

P_п= ρ_п˙g˙(H-h_c) =
= 1000 х 9,8 (1100 - 100) =
= 9,8 х 10⁶ Па = 9,8 МПа.

2. Определяют объем тампонажной смеси для изоляции зоны поглощения
V = V₁ + V₂ = 0,785 ˙ D² ˙ h +
+ 0,785 ˙ D₁² ˙ h_п ˙ m =
= 0,785 x 0,22² x 10,0 +
+0,785 x 1,0² x 6,0 x 0,5 = 2,73 м³, где V₁ - объем для заполнения скважины; V₂ - объем для заполнения порового пространства; D - диаметр скважины; h - заполняемая высота в скважине; D₁- диаметр заполняемого прискважинного пространства в поглощающем пласте; h_п - толщина поглощающего пласта; m - его пористость.

Принимают V = 3,0 м³.

3. Определяют высоту столба тампонажной смеси в скважине при прокачке
h₁ = V ˙ (0,785˙ D²)^-1 =
= 3,0 x (0,785 x 0,22²)^-1 = 78,4 м.

Принимают плотность тампонажной смеси ρ_см = 1800 кгм^-3.

4. Тогда после закачки смеси статический уровень в скважине установится
h_c3 = h_c + h₁ ˙(ρ_см-ρ_п) х 10^-3 =
= 100 + 78,4(1800 - 1000) х 10^-3 = 162,8 м.

5. Определяют объем воздуха для продавки смеси P˙V= P₁˙V₁; V= P₁˙V₁˙P^-1 (для идеального газа), где PV - давление и объем газа при нормальных условиях, Р = 0,1 МПа; Р₁ х V₁ - давление и объем газа при продавке; Р₁ = 9,8 МПа, V₁ = 0,785 х D² х 1020 + Δ V= = 0,785 x 0,22² x 1020 + 0,5 = 41,92 42 м³, Δ V - объем газа в линии обвязки.

Для проведения операции выбирают компрессор УПК-80, рабочее давление максимальное 8 МПа, производительность 6,0 нм³ мин^-1.

По характеристике выбранный компрессор не может обеспечить заданного давления. Тогда технологию заливки проводят следующим образом: закачивают тампонирующую смесь в требуемом объеме, затем продавливают ее компрессором до давления 8,0 МПа, затем при постоянном давлении закачивают расчетное количество технической воды, которое определится V_в= = 0,785 х D²˙ h₂, где h₂ = (P_п - Р_к) ( ρg )^-1 = (9,8 -8,0) х (1000 х 9,8)^-1 х 10⁶ = 176,4 м; V_в = = 0,785 х 0,22² х 176,4 = 6,7 м³.

Закачав 6,7м³ воды, приступают к возвратно-поступательному движению тампонажной смеси.

По достижении времени t = T_н (начало схватывания тампонажной смеси), заменяя воздух водой, доводят Р_y = 0⁺. Таким образом, можно ликвидировать зоны поглощения без применения бурильной колонны и применением компрессора, имеющего максимальное рабочее давление меньше пластового давления поглощающего пласта.

Предлагаемым методом можно ликвидировать любое поглощение, правильно выбрав тампонирующий раствор (вязкость, плотность, дисперсность, сроки схватывания) и технологию проведения заливок в любой поровой среде. Этот же метод может быть использован для установки цементных мостов при ликвидации скважины.

Предложен способ ликвидации зон поглощения и установки цементных мостов с продавкой тампонирующего раствора многокомпонентным флюидом с возвратно-поступательным движением тампонажного раствора в прискважинной зоне поглощающего пласта.

Использование: при ликвидации поглощений в скважинах. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет увеличения полноты заполнения поровых каналов поглощающих пластов. Сущность изобретения: по способу закачивают в скважину тампонирующую смесь, затем закачивают двухкомпонентную систему в виде жидкости и газа. После закачки в скважину жидкости и газа осуществляют продавку тампонирующей смеси в пласт. Затем осуществляют стравливание газа на устье из условия получения давления в скважине не более пластового давления. Затем цикл продавки-стравливания повторяют, при этом количество циклов n принимают из условия 2≅ n≅ 5.

СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН, включающий закачку в скважину тампонирующей смеси и двухкомпонентной системы в виде жидкости и газа, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет увеличения полноты заполнения поровых каналов поглощающих пластов, после закачки в скважину жидкости и газа осуществляют продавку тампонирующей смеси в пласт, затем осуществляют стравливание газа на устье из условия получения давления в скважине не более пластового давления, после чего цикл продавки-стравливания повторяют, при этом количество циклов n принимают из условия 2 ≅ n ≅ 5.