СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Российский патент 1994 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к горной промышленности и может быть применено при бурении скважин на нефть и газ, особенно при бурении глубоких геологоразведочных скважин.

Секционный спуск обсадных колонн предопределяется грузоподъемностью буровой установки или ограничениями в физико-механических характеристиках обсадных труб и заключается в спуске обсадной колонны частями (секциями) и цементирования их с использованием прямой циркуляции.

Существенный способ цементирования секционных обсадных колонн (1) не позволяет осуществить захоронение отработанного бурового раствора (ОБР) при цементировании секционных обсадных колонн, создать гидравлический экран между цементным кольцом и пластом, насыщенным пластовой водой или высоконапорной рапой. Существующий способ цементирования секционных обсадных колонн сходен с предлагаемым только по возможности заполнения межколонного и заколонного пространства тампонажным раствором. При цементировании первой секции традиционным способом, после срезки излишков тампонажного раствора и разгрузки секции на структуру цементного камня спускается II секция и производится цементирование. Предлагаемый способ после спуска I секции и ее цементирования и после спуска II секции предусматривает ожидание затвердения тампонажного раствора только в нижней части I секции. После этого вызывают поглощение в проницаемом пласте, что позволяет сбросить ОБР, захоронить его в пласте через затрубное пространство и зацементировать интервал колонны верхняя часть 1 секции, II секция - устье скважины обратной заливкой на поглощение.

Недостатки аналога следующие:
- отсутствует направленное активное влияние на водонасыщенные горизонты, способные воздействовать на формирующееся цементное кольцо и вызвать перетоки флюида по зацементированному пространству. Этот недостаток устраняется предлагаемым способом.

Цель изобретения - сохранить качество вскрытия продуктивных отложений, снизив репрессию на них тампонажного раствора; повысить надежность процесса цементирования I секции, за счет уменьшения объема тампонажного раствора, что особенно важно при использовании лежалых цементов или цементов, содержащих седиментирующие дисперсные наполнители; II секции за счет исключения процесса продавки тампонажного раствора; обеспечить изоляцию пластов в нижней части скважины путем создания в пластах с высокоминерализованной водой противофильтрационных экранов из ОБР и повысить экологический уровень буровых работ при заканчивании скважин путем захоронения ОБР в глубокозалегающих пластах.

Способ осуществляется в такой последовательности.

Верхний конец 1 секции располагают выше продуктивной толщи в участке скважины с номинальным диаметром, хорошо центрируется, секция цементируется двумя порциями тампонажного раствора с различными сроками схватывания с добавкой в 1 порцию большего количества замедлителя (структурообразователя). Первая порция замещает буровой раствор в интервале стыковочный узел - подошва верхних вод продуктивного горизонта.

Затем скважину промывают от верхней части 1 порции тампонажного раствора l_cr над стыковочным устройством и бурильную колонну извлекают из скважины. После спуска обсадной колонны и конца схватывания II порции тампонажного раствора восстанавливают поглощение (или вызывают его) путем повышения давления в затрубном пространстве. Интервал поглощения определяется прибором, который находится в колонне и фиксирует циркуляцию бурового раствора в заколонном пространстве.

После установления гидравлической связи с зоной поглощения ниже стыковочного устройства, закачивают в нее ОБР и жидкие техногенные отходы, а цементирование II секции и верхней части I секции колонны оканчивают продавкой тампонажного раствора до зоны поглощения.

Для лучшей приемистости зон поглощения прибегают к воздействию через колонну на пласт гидромеханическим резонансом (2). Это позволяет также подготовить корку бурового раствора к лучшему смыву со стенок скважины и более полному замещению бурового раствора тампонажным. Закачка в пласты с высокоминерализованной водой большего количества ОБР от 100 до 250 м³ позволяет оттеснить флюид от скважины и создать противофильтрационный экран, позволяющий защитить цементное кольцо от проникновения в него рапы или газа в процессе его формирования, а также при освоении и эксплуатации скважины.

Предложенная технология позволяет повысить технико-экономический уровень буровых работ и достоверность определения разведываемых запасов при значительном сокращении расходов на рекультивацию нарушенных земель при геологоразведочных работах на нефть и газ и рекомендуется к использованию как в условиях Крайнего Севера, так и при бурении глубоких скважин в других районах.

Способ осуществляется следующим образом.

П р и м е р. Спуск I секции эксплуатационной колонны на 5000 м. Первый этап цементирования (1э) двумя порциями тампонажного раствора (1 п и II п) прямой циркуляцией. Разница в сроках схватывания между порциями в их верхней части не меньше времени, необходимого для закачки в трубы продавочной жидкости (а), подъема колонны бурильных труб (б), спуска II секции обсадной колонны, установления по затрубью гидравлической связи с поглощающим пластом ПП (в). I п тампонажного раствора в интервале забой - кровля продуктивного горизонта содержит замедлители сроков схватывания (КМЦ, ПАА - для лежалых цементов или содержащих дисперсные наполнители, НТФ - для тампонажных цементов с гостовской дисперсностью), II п содержит сниженную дозировку замедлителя. После получения "Стоп" проверка обратного клапана на герметичность.

Перед подъемом бурильной колонны производят смыв верхней части I п тампонажного раствора l_сr. После подъема бурильной колонны, спуска второй секции II с и сочленения секций стыковочным устройством УС спускают в колонну прибор контроля за циркуляцией бурового раствора в заколонном пространстве на глубину предполагаемого поглощающего горизонта, вызывают поглощение (в), продавливая в пласт остатки I п, заключенные между подошвой верхних пластовых вод и головой I секции, буровой раствор в объеме заколонного пространства за II секцией, отработанный буровой раствор (ОБР) и жидкие техногенные отходы, скопившиеся на буровой. Затем производят закачку в затрубье тампонажного раствора (ТР) до зоны поглощения (д).

Использование: при строительстве скважин. Сущность изобретения: заключается в повышении технико-экономического и экологического уровня закачивания глубоких скважин за счет улучшения степени замещения бурового раствора тампонажным и создания противофильтрационного экрана в пластах, насыщенных минерализованными водами, отработанным буровым раствором в процессе цементирования второй секции.

СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, включающий спуск обсадной колонны, закачку тампонажного раствора прямой циркуляцией до зоны поглощения, восстановление поглощения в проницаемых пластах буровым раствором путем создания давления на устье с последующей закачкой по затрубному пространству в поглощающий пласт отработанного бурового раствора (ОБР) и закачкой за ОБР тампонажного раствора обратной циркуляцией от устья до зоны поглощения, отличающийся тем, что, с целью сохранения качества вскрытия продуктивных пластов, повышения надежности цементирования глубоких скважин, обеспечения качества изоляции пластов в продуктивной части скважины и захоронения ОБР в глубокозалегающих поглощающих пластах, спуск обсадной колонны производят в две секции с размещением стыковочного узла над поглощающим пластом, закачку тампонажного раствора до зоны поглощения осуществляют в две порции, одна из которых с более замедленными сроками схватывания размещается в интервале стыковочный узел - подошва поглощающего пласта, а восстановление поглощения и последующий сброс ОБР производят до истечения времени потери прокачиваемости порции тампонажного раствора с замедленными сроками схватывания.