СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОГЛОЩАЮЩИХ И ВОДОНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ Российский патент 1996 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к нефтяной промышленности в области цементирования скважин, в частности к способам изоляции поглощающих и водонасыщенных пластов при креплении скважин.

Известен способ аэрации буферной жидкости с целью лучшей очистки стенок скважины от глинистой корки и повышения качества цементирования скважины [1]
Наиболее близким техническим решением по способу и достигаемому результату является способ поглощающих и водонасыщенных пластов, включающий последовательную закачку в качестве буферной жидкости раствора полиакриламида (ПАА) 0,2-0,5%-ной концентрации, раствор ПАА 0,001-0,05%-ной концентрации и суспензии минерального вяжущего с плотностью 1,10-1,20 г/см³ [2]
Недостатком известных способов цементирования скважин с изоляцией поглощающих пластов буферными жидкостями, закачиваемыми перед цементным раствором является недостаточное качество изоляции, что связано с недостаточной очисткой стенок скважины от глинистой корки и прискважинной зоны от проникающего в нее бурового раствора.

Цель изобретения повышение качества изоляции за счет улучшения очистки стенок скважины от глинистой корки.

Указанная цель достигается тем, что перед закачиванием буферной жидкости в затрубном пространстве скважины формируют гидроимпульсы перепадов давления путем поочередного закачивания порций воздуха и бурового раствора, закачку буферной жидкости на основе полиакриламида и суспензии минерального вяжущего осуществляют с одновременным их аэрированием, при этом в качестве полиакриламида используют его 0,1-0,2%-ную водную суспензию или 0,04-0,05%-ный водный раствор.

Цель достигается также тем, что в буферную жидкость дополнительно вводят ПАВ стиральный порошок "Айна" или "Вихрь" или сульфонол смесь натриевых солей алкилбензолсульфоновых кислот или ОП-10 моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля в количестве 0,1-0,25%-ный от массы воды.

Принцип действия способа цементирования скважины заключается в следующем.

В момент выхода в затрубное пространство скважины буферной жидкости на устье начинают выходить первые порции воздуха, которые создают гидравлические колебания, передаваемые на забой и на стенки скважины. В результате гидравлических колебаний статическое напряжение сдвиге бурового раствора понижается, происходит "выбивание" тиксотропной структуры из застойных зон. Одновременно за счет кратковременных понижений перепаде давлений на призабойную зону пласта (ПЗП) происходит очистка ПЭП от загрязняющего его вязкого бурового раствора, а также очистка стенок скважины от глинистой корки буферной жидкостью. Для лучшей очистки ствола и стенок скважины в буферную жидкость вводят ПАВ 0,1-0,25% от массы воды, а перевод буферной жидкостью рекомендуется закачивать 3-5 м³ технической воды, солевого раствора или раствора ПАВ 0,1-0,25%-ной концентрации.

Улучшение очистки ПЗП и стенок скважины позволяет повысить герметичность крепи в виде более плотного сцепления цементного камня с колонной и породой. Это связано с тем, что изоляционный состав из раствора полиакриламида через очищенные от шлама и глинистой корки стенки скважины более глубоко проникает в ПЗП, что обеспечивает более высокую степень изоляции поглощающих пластов.

Улучшение очистки стенок скважины от застойных зон под действием создающихся гидроимпульсных перепадов давления связано со снижением реологических структурных параметров глинистого бурового раствора, а также со снижением прочности глинистой корки, что облегчает их вытеснение и смыв со стенок скважины. Закачивание перед буферной жидкостью многократно чередующихся порций воздуха и бурового раствора позволяет создавать многократное количество гидроимпульсов перепада давлений при выходе порций воздуха в атмосферу на устье скважины.

Принцип закупоривания ПЗП заключается в следующем.

Раствор ПАА 0,04-0,05%-ной концентрации и суспензия минерального вяжущего (цементная суспензия) с плотностью 1,10-1,20 г/см³, закачиваемые последовательно в виде буферной жидкости перед цементным раствором, имеют условную вязкость, близкую к воде (18-20 с), и последовательно проникают в призабойную зону пласта (ПЗП). При смешивании раствора ПАА и суспензии минерального вяжущего с плотностью 1,10-1,20 г/см³ в ПЗП образуется седиментационно неустойчивая смесь, выпадающая в виде хлопьевидного осадка, которым закупориваются поры ПЗП.

Для улучшения очистки ПЗП и стенок скважины за счет турбулизации потока и для усиления закупоривания ПЗП буферная жидкость аэрируется воздухом. Растворенный в буферной жидкости воздух в виде микроскопических пузырьков проникает вместе с раствором ПАА в поглощающие пласты и адсорбируется на стенках пор и капилляров в ПЗП, создавая известный эффект "заклинивания" при снижении давления. Повышение изоляции поглощающих и водонасыщенных пластов приводит к повышению герметичности крепи в виде плотного сцепления цементного камня с колонной и породой за счет предотвращения перетоков между пластами с различными пластовыми давлениями.

Действие суспензии ПАА 0,1-0,2%-ной концентрации на основе промысловых наблюдений аналогично действию раствора ПАА 0,04-0,05%-ной концентрации.

В промысловых условиях в первом варианте изоляции поглощающих и водонасыщенных пластов осуществляется следующим образом. В емкость цементировочного агрегата набирают 5 м³/воды, создают круговую циркуляцию в этом агрегате, засыпают под струю воды 2-2,5 кг гранулированного ПАА и перемешивают в течение 20-30 мин до полного его растворения в воде. Перед закачиванием буферной жидкости в скважину закачивают многократно (6-10 раз) порции воздуха, например компрессором УКП-80, чередующиеся с порциями бурового раствора с общим объемом, равным объему затрубного пространства скважины.

Объем каждой порции воздуха составляет 8-10 м³ и при производительности компрессора УКП-80, О_в 8 м 3 мин определяется по времени работы компрессора Т 1-1,25 мин. Затем в скважину последовательно закачивают в качестве буферной жидкости аэрированный раствор ПАА 0,04-0,05%-ной концентрации в объеме 3-5 м³ и суспензию минерального вяжущего из облеченного (ОЦГ) или портландцементного (ПЦГ) растворов с плотностью 1,10-1,20 г/см³ в объеме не менее 3 м³, которые также аэрируют воздухом.

Во втором варианте способ приготовления и закачки буферной жидкости аналогичен первому варианту, причем в целью повышения отмывающей способности буферной жидкости в нее дополнительно вводят пенообразующее поверхностно-активное вещество (ПАВ) стиральный порошок "Айна" или "Вихрь" или сульфонол смесь натриевых солей алкилбензолсульфоновых кислот или ОП-10 моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля в количестве 0,1-0,25% от массы воды.

После закачивания в скважину буферной жидкости закачивают тампонажный раствор проектной плотности, например ПЦГ с плотностью 1,80-1,85 г/см³ или ОЦГ с плотностью 1,40-1,45 г/см³.

Для приготовления суспензии ПАА 0,1-0,2%-ной концентрации производят подачу воды одним цементировочным агрегатом в чанок, стоящий на земле, подачей вручную под струю воды 5-10 кг гранулированного ПАА из расчета подачи 5 м³ воды с одновременной откачкой суспензии ПАА в скважину вторым агрегатом. При этом перерасход ПАА в 2-4 раза по сравнению с использованием раствора ПАА 0,04-0,05 мас. компенсируется упрощением технологии приготовления буферной жидкости.

Эффективность качества цементирования скважины определяется высотой подъема цементного раствора (ВПЦ), коэффициентом поглощения К_п и герметичностью крепи.

Герметичность крепи различается по коэффициенту качества цементирования К_ц, который представляет собой отношение длины с плотным сцеплением цементного камня на исследуемом участке к длине этого участка. Чем выше величина К_ц, тем выше герметичность крепи. Высокая герметичность крепи (при К_ц больше 0,6, т.е. плотное сцепление цементного камня с колонной и породой больше 60% ) предотвращает перетоки из водоносного пласта в нефтеносный, что обеспечивает безводную эксплуатацию скважины, а также предотвращает коррозию труб от действия агрессивных пластовых вод. При К_ц меньше 0,3 принято считать качество крепления неудовлетворительной. Величина К_ц определяется прибором АКЦ-4 или USBA.

К_ц представляет собой отношение объема цемента, израсходованного в кольцевом пространстве необсаженного интервала скважины к фактическому объему затрубного пространства в этом же интервале.

Меньший К_п характеризует более высокую степень изоляции поглощающих пластов в процессе крепления скважины, что позволяет снизить расход тампонажного материала, предотвращать загрязнение продуктивных коллекторов твердой фазой цементного раствора и улучшить качество цементирования за счет снижения обезвоживания тампонажного раствора при ожидании затвердевания цементного раствора (ОЗЦ).

П р и м р 1. Опытная скважина N 1260 месторождения Жетыбай глубиной Н_с= 2180 м имеет конструкцию: кондуктор 245 мм х 664 м, эксплуатационная колонна Д_э 139,7 мм x х 2178 м. Диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну Д_д 215,9 мм. Коэффициент кавернообразования скважины К_к 1,184. В процессе цементирования эксплуатационной колонны в скважину закачано 40 м³ ОЦГ с плотностью 1,42 г/см³ и 35 м³ ПЦГ с плотностью 1,83 г/см³. В качестве буферной жидкости последовательно закачано 5 м³ аэрированного ПАА 0,04%-ной концентрации и 3 м³аэрированной суспензии ОЦГ с плотностью 1,20 г/см³. Перед закачиванием буферной жидкости в скважину закачали буровой раствор в объеме 61 м³, в который периодически закачали шесть порций воздуха по 8 м³ компрессором УКП-80. Объем бурового раствора в затрубном пространстве скважины определяли по выражению V_к.п 0,785 (К_к х D2д

В процессе продавливания в затрубное пространство скважины цементного раствора наблюдались пульсации выходящего из скважины бурового раствора с увеличением содержания в нем шлама. После 24 ч ОЗЦ качество цементирования составило: ВПЦ устье, К_ц 0,85 (85% плотного сцепления цементного камня с колонной и породой), К_ц 1,10. Высокий процент качества цементирования связан с очисткой стенок скважины и прискважинной зоны буферной жидкостью в пульсирующем режиме промывки. Низкая величина К_п связана с высокими кольматирующими свойствами буферной жидкости с раствором ПАА 0,04%-ной концентрации.

П р и м е р 2. Контрольная скважина N 1452 месторождения Жетыбай глубиной Н_с 1980 м имеет конструкцию: кондуктор 245 мм х 511 м, эксплуатационная колонна D_э 139,7 мм х 1980 м, D_д 215,9 мм, К_к1,108. В скважину х закачено 35 м³ ОЦГ с плотностью 1,42 г/см³ и 35 м³ПЦГ с плотностью 1,83 г/см³. В качестве буферной жидкости последовательно закачено 5 м³ аэрированной технической воды, 3 м³аэрированного раствора ПАА 0,03%-ной концентрации и 3 м³ аэрированной суспензии ОЦГ с плотностью 1,20 г/см³. Перед закачиванием буферной жидкости в буровой раствор в объеме затрубного пространства скважины 56 м³ периодически закачали 6 порций воздуха по 8 м³ компрессором УКП-80. После 24 ч ОЗЦ К_ц 0,85 (85%), ВПЦ 400 м, К_п 1,90. Высокая герметичность крепи связана с хорошей очисткой ствола и стенок скважины пульсациями в затрубном пространстве буферного раствора. Высокий коэффициент поглощения связан с отсутствием кальматирующих свойств буферной жидкости при использовании раствора ПАА 0,03%-ной концентрации.

П р и м е р 3. Контрольная скважина N 1203 месторождения Жетыбай глубиной Н_с 2170 м имеет конструкцию: кондуктор 245 мм х 703 м, эксплуатационная колонна Д_э 139,7 мм х 2169 м, D_д 215,9 мм, К_к 1,11. В скважину закачано 40 м³ ОЦГ с плотностью 1,42 г/см³ и 35 м³ ПЦГ с плотностью 1,83 г/см³. В качестве буферной жидкости последовательно закачано 6 м³ раствора ПАА 0,06%-ной концентрации и 3м³ ОЦГ с плотностью 1,20 г/см³. В буровой раствор перед закачиванием буферной жидкости порции воздуха не закачивали. После 24 ч ОЗЦ К_ц 0,40 (40% ), ВПЦ устье, К_п 1,51. Высший коэффициент поглощения (К_п> 1,10) связан с отсутствием кольматирующих свойств буферной жидкости при использовании раствора ПАА 0,06%-ной концентрации. Низкая герметичность крепи связана с неудовлетворительной очисткой ствола скважины от шлама, застойных зон, а стенок скважины от глинистой корки.

П р и м е р 4. Опытная скважина N 2128 месторождения Жетыбай имеет конструкцию: кондуктор 245 мм х 492 м, эксплуатационная колонна D_э 146 мм х 1960 м, D_д215,9 мм, К_к 1,25. В скважину закачали 41 м³ ОЦГ с плотностью 1,42 г/см³ и 35 м³ ПЦГ с плотностью 1,83 г/см³. В качестве буферной жидкости последовательно закачано 5 м³ аэрированного раствора ПАА 0,05%-ной концентрации и 4 м³ ОЦГ с плотностью 1,10 г/см³. В буферную жидкость добавлен стиральный порошок "Айна" в количестве 0,25 мас. от воды затворения. Перед закачиванием буферной жидкости в скважину закачали буровой раствор в объеме 57 м³, в который периодический закачали 10 порций воздуха по 8 м³ компрессором УКП-80. Объем бурового раствора в затрубном пространстве скважины определили из выражения
V_к.п 0,785 (1,25 х 0,2159²-0,146²) х
x 1960 57 м³.

В процессе продавливания в затрубное пространство скважины цементного раствора наблюдались пульсации выходящего из скважины бурового раствора с увеличенным содержанием в нем шлама. После 24 ч ОЗЦ К_ц 0,92 (92%), К_п 1,08, ВПЦ до устья. Высокий процент качества цементирования связан с очисткой стенок скважины и прискважинной зоны буферной жидкостью в пульсирующем режиме промывки. Низкая величина К_п(К_п < 1,10) связана с высокими кольматирующими свойствами буферной жидкости с раствором ПАА 0,05%-ной концентрации.

П р и м е р 5. Контрольная скважина N 1228 месторождения Жетыбай глубиной Н_с 2170 м и имеет конструкцию: кондуктор 245 мм х 508 м, эксплуатационная колонна D_э 146 мм х 2169 м, D_д 215,9 мм, К_к 1,08. В скважину закачано 41 м³ ОЦГ с плотностью 1,45 г/см³ и 30 м³ПЦГ с плотностью 1,84 г/см³. В качестве буферной жидкости
последовательно закачано 5 м³ раствора ПАА 0,05%-ной концентрации и 3 м³суспензии ОЦГ с плотностью 1,30 г/см³. В буровой раствор перед закачиванием буферной жидкости порции воздуха не закачивали. После 24 ч ОЗЦ К_ц 0,50 (50% ), ВПЦ до устья, К_п 1,54. Высокий коэффициент поглощения (К_п > 1,10) связан с нарушением состава буферной жидкости в виде закачивания суспензии ОЦГ с плотностью 1,30 г/см³ вместо требуемой 1,20 г/см³. Низкая герметичность крепи (К_ц < 0,6) связана с недостаточной очисткой ствола и стенок скважины буферной жидкостью из-за отсутствия создания многократных гидроимпульсов перепада давлений в затрубном пространстве скважины.

П р и м е р 6. Контрольная скважина N 5628 месторождения Узень глубиной 1267 м имеет конструкцию: кондуктор 245 мм х 198 м, эксплуатационная колонна 168 мм х 1265 м, D_д 215,9 мм. В скважину закачано 33 м³ ОЦГ с плотностью 1,43 г/см³ и 7,5 м³ ПЦГ с плотностью 1,83 г/см³. В качестве буферной жидкости последовательно закачано 3 м³раствора ПАА 0,2%-ной концентрации, аэрированного сульфонолом 0,04%-ной концентрации и суспензия ПЦГ в объеме 3 м³ с плотностью 1,30 г/см³. В буровой раствор в объеме 40 м³ перед закачиванием буферной жидкости периодически закачивали 6 порций воздуха по 10 м³. В процессе продавливания в затрубное пространство буферной жидкости и цементного раствора наблюдались пульсации выходящего из скважины бурового раствора. После ОЗЦ плотное сцепление цементного камня с колонной и породой составило К_ц 0,85 (85% ), что указывает на высокую герметичность крепи. Коэффициент поглощения цементного раствора К_п 1,75, что связано с нарушением изоляционного состава буферной жидкости, а именно была закачана суспензия ПЦГ с плотностью 1,30 г/см³ вместо 1,10-1,20 г/см³. Высокое качество цемента за колонной связано с хорошей очисткой ствола и стенок скважины буферной жидкостью в пульсирующем режиме движения по затрубному пространству.

П р и м е р 7. Опытная скважина N 5290 месторождения Узень глубиной 1280 м имеет конструкцию: кондуктор 245 мм х 600 м, эксплуатационная колонна 146 мм х 1276 м, D_д 215,9 мм, К_к 1,20. В скважину закачано 38 м³ ПЦГ с плотностью 1,83 г/см³. В качестве буферной жидкости последовательно закачано 4,2 м³ суспензии ПАА 0,1%-ной концентрации, аэрированной ПАВ стиральным порошком "Айна" 0,1% -ной концентрации и 3 м³ аэрированного ПЦГ с плотностью 1,20 г/см³. Перед буферной жидкостью в скважину закачали буровой раствор в объеме 35 м³, в который периодически закачали 6 порций воздуха по 8 м³ компрессором УКП-80. Объем бурового раствора в затрубном пространстве скважины определяли из выражения V_к.п 0,785 (1,20х х 0,2159²-0,146²) х 1280 35 м³. В процессе продавливания в затрубное пространство скважины буферной жидкости и цементного раствора наблюдались пульсации выходящего из скважины бурового раствора с увеличенным содержанием в нем шлама. После 24 ч ОЗЦ плотное сцепление цементного камня с колонной и породой составило К_ц1,0 (100%) в продуктивной части разреза скважины. Коэффициент поглощения составил К_п 1,09. Незначительная величина Кп (при средней К_п 1,50 для нагнетательных скважин месторождения Узень) связана с закупоривающими свойствами изоляционного состава буферной жидкости. Высокая герметичность крепи (К_п 1,0; ВПЦ 0) связана с хорошей очисткой ствола и стенок скважины.

П р и м е р 8. Опытная скважина N 440 месторождения Карамандыбас глубиной 2240 м имеет конструкцию: кондуктор 245 мм х 397 м, эксплуатационная колонна 168 мм х 2238 м, D_д 215,9 мм, К_к 1,09. В скважину закачано 60 м³ ПЦГ с плотностью 1,82 г/см³. В качестве буферной жидкости последовательно закачано 5 м³ аэрированного ПЦГ с плотностью 1,20 г/см³. Перед буферной жидкостью в скважину закачано буровой раствор в объеме 40 м³, в который периодически закачивали 10 порций воздуха по 8 м³. Объем раствора подсчитывали по формуле
V_к.п 0,785 (1,09 х 0,215,9²-0,168²) х
x 2240 39,8 м³.

В процессе продавливания в затрубное пространство буферной жидкости и цементного раствора наблюдались пульсации выходящего из скважины бурового раствора. После 24 ч ОЗЦ плотное сцепление цементного камня с колонной и породой (герметичность) составило К_ц 0,9 (90%) в продуктивной части разреза скважины (в интервале 2240-1700 м), ВПЦ до устья, К_п 1,10. Высокая изоляционная способность буферной жидкости связана с закачиванием суспензии ПАА 0,2%-ной концентрации и минерального вяжущего с плотностью 1,20 г/см³.

П р и м е р 9. Контрольная скважина N 5921 месторождения Узень глубиной 1400 м имеет конструкцию: кондуктор 245 мм х 203 м, эксплуатационная колонна 139,7 мм х 1400 м. В скважину закачано 30 м³ОЦГ с плотностью 1,43 г/см³ и 12 м³ ПЦГ с плотностью 1,83 г/см³. В качестве буферной жидкости последовательно закачано 5 м³ суспензии ПАА 0,05%-ной концентрации и 3 м³ ПЦГ с плотностью 1,20 г/см³. В процессе продавливания цементного раствора в затрубное пространство наблюдался преждевременный выход цементного раствора в смеси с буровым раствором, что свидетельствует о некачественном замещении бурового раствора цементным (одностороннее движение). После ОЗЦ плотное сцепление цементного камня с колонной и породой (герметичность) составило К_ц 0,48 (48%), что недостаточно, так как под хорошим качеством цементирования считается К_ц больше 0,60, К_п 0,872. Так как К_п меньше единицы, то это указывает на одностороннюю заливку, одной из причин в которой явилось отсутствие пульсаций в затрубном пространстве при движении буферной жидкости и цементного раствора по затрубному пространству.

П р и м е р 10. Контрольная скважина N 6107 месторождения Узень глубиной 1405 м имеет конструкцию: техническая колонна 245 мм х 600 м, эксплуатационная колонна 139,7 мм х 1403 м. В скважину закачано 46 м³ ПЦГ с плотностью 1,84 г/см³. В качестве буферной жидкости последовательно закачано 5 м³ суспензии ПАА 0,07%-ной концентрации и 3 м³ ПЦГ с плотностью 1,20 г/см³. В процессе продавливания цементного раствора наблюдалась потеря циркуляции выходящего из скважины бурового раствора. После ОЗЦ плотное сцепление цементного камня с колонной и породой составило К_ц 0,2 (20%), что является неудовлетворительным (под удовлетворительным качеством цементирования понижается К_п больше 0,3). К_п 1,597, ВПЦ-370 м. Большая величина К_п и потеря циркуляции при продавливании цементного раствора в затрубное пространство свидетельствуют о гидроразрыве горных пород в процессе цементирования. Причиной низкого качества цементирования явилось отсутствие эакупоривающих (изоляционных) свойств буферной жидкости из-за нарушения концентрации суспензии ПАА, составившего 0,07% вместо 0,1-0,2%
П р и м е р 11. Контрольная скважина N 5759 месторождения Узень глубиной 1345 м имеет конструкцию: кондуктор 245 мм х 599 м, эксплуатационная колонна 168 мм х 1340 м. В скважину закачано 38 м³ ПЦГ с плотностью 1,84 г/см³. В качестве буферной жидкости последовательно закачано 6 м³ суспензии ПАА 0,25% -ной концентрации и 3 м³ ПЦГ с плотностью 1,84 г/см³. В качестве буферной жидкости последовательно закачано 6 м³ суспензии ПАА 0,25%-ной концентрации и 3 м³ ПЦГ с плотностью 1,20 г/см³. В процессе продавливания в затрубное пространство цементного раствора наблюдалась потеря циркуляции. После ОЗЦ К_ц 0,2 (20% ), К_п 1,787, ВПЦ-450 м. Причиной низкого качества цементирования и высокой степени поглощения цементного раствора явилось отсутствие закупоривающих свойств буферной жидкости из-за закачивания ПАА 0,25%-ной концентрации вместо 0,1-0,2%
П р и м е р 12. Опытная скважина N 6220 месторождения Узень имеет конструкцию: кондуктор 245 мм 604 м, эксплуатационная колонна 168 мм 1550 м. В скважину закачано 39 м³ ПЦГ с плотностью 1,83 г/см³. В качестве буферной жидкости закачано 5 м³ аэрированной суспензии ПАА 0,2%-ной концентрации и 3 м³ аэрированной суспензии ПЦГ с плотностью 1,20 г/см³. Аэрацию производили компрессором УКП-80, причем в буферную жидкость вводили ПАВ стиральный порошок "Вихрь", выпускаемый по ГОСТ-25664-83 в количестве 0,1% от массы воды. Перед буферной жидкостью закачали буровой раствор, используемый при бурении (гуматно-лигносульфонатный раствор глинистый раствор, обработанный УЩР, КССЮ-2, КМЦ, нефтью) в количестве 39 м³ (объем затрубного пространства скважины), в который закачали 6 порций воздуха по 8 м³компрессором УКП-80. После 24 ч ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) плотное сцепление цементного камня с колонной и породой cоставили К_ц 0,60 (60%) в продуктивной части разреза скважины (1550-1200 м) ВПЦ-О (до устья), К_п 1,03. Высокая изоляционная способность буферной жидкости связана с закачиванием суспензии ПАА 0,2%-ной концентрации и минерального вяжущего суспензии ПЦГ с плотностью 1,20 г/см³. Высокое качество цементирования герметичность крепи (К_ц 0,6; ВПЦ-О) связана с хорошей очисткой ствола и стенок скважины от воздействия гидроимпульсов перепадов давления и от применения ПАВ стирального порошка "Вихрь" в буферной жидкости в количестве 0,1%
П р и м е р 13. Опытная скважина N 6245 месторождения Узень имеет конструкцию: кондуктор 245 мм 601 м, эксплуатационная колонна 168 мм 1640 м. В скважину закачано 40 м³ ПЦГ с плотностью 1,82 г/см³. В качестве буферной жидкости закачано 2 м³ аэрированной технической воды, 5 м³ аэрированной суспензии ПАА 0,2% -ной концентрации и 3 м³аэрированной суспензии ПЦГ с плотностью 1,20 г/см³. В буферную жидкость вводили ПАВ стиральный порошок "Вихрь" в количестве 0,25% от массы воды. До закачки буферной жидкости в скважину закачали 40 м³гуматно-лигносульфонатного бурового раствора, используемого при бурении, в который накачали 6 порций воздуха по 8 м³ компрессором УКП-80. После 24 ч ОЗЦ Кц 0,65 (65%), ВПЦ-О, К_п1,04. Высокое качество изоляции связано с хорошей очисткой ствола и стенок скважины при воздействии гидроимпульсов перепадов давления и от применения стирального порошка "Вихрь" в буферной жидкости в количестве 0,25% а также от закачки перед буферной жидкостью аэрированной воды.

П р и м е р 14. Опытная скважина N 2140 месторождения Жетыбай имеет конструкцию: кондуктор 245 мм 482 м, эксплуатационная колонна 168 мм 1960 м. В скважину закачано 29 м³ ОЦГ и 28 м³ ПЦГ с плотностью 1,83 г/см³. В качестве буферной жидкости закачано 3 м³ аэрированной технической воды, 5 м³ аэрированной суспензии ОЦГ с плотностью 1,20 г/см³. В буферную жидкость вводили ПАВ сульфанол в количестве 0,1% от массы воды. Перед буферной жидкостью закачали буровой гуматно-лигносульфонатный раствор, используемый при бурении с плотностью 1,18 г/см³ в количестве 57 м³, в который закачали 10 порций воздуха по 8 м³. После 24 ч ОЗЦ К_ц 0,70 (70%), ВПЦ О:К_п 1,09. Высокое качество изоляции связано с хорошей очисткой ствола и стенок скважины от воздействия гидроимпульсов перепадов давления и от применения буферной жидкости с высокими моющими свойствами, содержащей 0,1% сульфанола. Примечание: сульфанол это смесь натриевых солей алкилбензолсульфоновых кислот, паста или вязкая жидкость от желтого до темно-коричневого цвета. В соответствии с ТУ6-01-862-73 сульфонол должен удовлетворять следующим требования:
Содержание натрий-солей сульфокислот, 40
Содержание сульфата натрия в пасте, 15
рН водного раствора (концентрация 10 г/л) 7-9
Поверхностное натя-
жение водного раствора (концентрация 5 г/л), дин.см 35 Содержание воды (для раствора), 30
Сульфонол нетоксичен и безопасен в обращении.

П р и м е р 15. Опытная скважина N 1928 месторождения Жетыбай имеет конструкцию: кондуктор 245 мм 500 м, эксплуатационная колонна 168 мм 1960 м. В скважину закачано 57 м³ ПЦГ с плотностью 1,83 г/см³. В качестве буферной жидкости последовательно закачано 5 м³ аэрированной технической воды, 5 м³ аэрированного раствора ПАА 0,05%-ной концентрации и 3 м³ аэрированной суспензии ПЦГ с плотностью 1,20 г/см³. В буферную жидкость вводили ПАВ сульфонол 0,25% от массы воды. Перед буферной жидкостью закачали буровой раствор используемый при бурении (гуматнолигносульфонатный глинистый раствор с плотностью 1,18 г/см³) в количестве 57 м³, в который закачали 10 порций воздуха по 8 м³компрессором УКП-80. При продавке цементного раствора наблюдались пульсации выходящего из скважины бурового раствора. После 24 ч ОЗЦ К_ц 0,75 (75% ), ВПЦ 0, К_п 1,06. Высокая плотность сцепления цементного камня с колонной и породой связана с высокими моющими свойствами буферной жидкости, содержащей 0,25% сульфонола, с закачкой аэрированной технической воды перед буферной жидкостью, а также от воздействия гидроимпульсов перепадов давления в затрубном пространстве скважины во время движения буферной жидкости, моющие свойства которой усиливаются от эффекта "Встряхивания".

П р и м е р 16. Опытная скважина N 6232 месторождения Узень имеет конструкцию: кондуктор 245 мм 206 м, эксплуатационная колонна 139,7 мм 1540 м. В скважину закачано 45 м³ ПЦГ с плотностью 1,82 г/см³. В качестве буферной жидкости закачано 5 м³ аэрированной раствора ПАА 0,05%-ной концентрации и 5 м³ аэрированной суспензии ПЦГ с плотностью 1,20 г/см³. В буферную жидкость вводили ПАВ-ОП-10 в количестве 0,1% от массы воды. Перед буферной жидкостью закачали буровой раствор, используемый при бурении (гуматно-лигносульфонатный глинистый раствор с плотностью 1,25% г/см³) в количестве 45 м³, который закачали 6 порций воздуха по 8 м³ компрессором УКП-80. После 24 ч ОЗЦ К_ц 0,55 (55% ), ВПЦ 0, К_п 1,08. Высокое качество цементирования по сравнению с контрольными скважинами N 6213, 6221 связано с хорошей очисткой ствола и стенок скважины от глинистой корки при воздействии гидроимпульсов перепадов давления в затрубном пространстве скважины и от использования аэрированной буферной жидкости с добавкой 0,1% ПАВ-ОП-10. Примечание: Препарат ОП-10 неионогенный ПАВ это оксиэтилированные моно- и диалкилфенолы (моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля), содержащие 10-12 групп окиси этилена, маслообразная жидкость или паста от светло-желтого до темно-коричневого цвета. В соответствии с ГОСТ-8433-81 препарат должен удовлетворять следующим требованиям:
рН водного раствора (концентрация 10 г/л) 6-8
Температура, при
которой осветляется
водный раствор концен- трацией 10 г/л, ^оС 80-90
Поверхностное натяже-
ние водного раствора
(концентрация 5 г/л), дин/см, не более 37 Содержание влаги, не более 0,5
П р и м е р 17. Опытная скважина N 2142 месторождения Жетыбай имеет конструкцию: кондуктор 245 мм 492 м, эксплуатационная колонна 168 мм 1960 м. В скважину закачано 33 м³ ОЦГ с плотностью 1,42 г/см³ и 26,5 ПЦГ с плотностью 1,82 г/см³. В качестве буферной жидкости закачано 4 м³аэрированной технической воды, 5 м³ аэрированного раствора ПАА 0,04%-ной концентрации и 3 м³ аэрированной суспензии ОЦГ с плотностью 1,20 г/см³. В буферную жидкость вводили ПАВ-ОП-10 в количестве 0,25% от массы воды. Перед буферной жидкостью закачали буровой раствор, используемый при бурении (гуматно-лигносульфонатный глинистый раствор с плотностью 1,18 г/см³) в количестве 59,5 м³, в который закачали 10 порций воздуха по 8 м³ компрессором УКП-80. При продавке цементного раствора наблюдались пульсации выходящего из скважины бурового раствора. После 24 ч ОЗЦ К_ц 0,80 (80%), ВПЦ 0 (устье), К_п 1,06. Высокое качество цементирования связано с высокими моющими свойствами аэрированной буферной жидкости, содержащей 0,25% ПАВ-ОП-10, а также от воздействия гидроимпульсов перепадов давления в затрубном пространстве скважины, создающих эффект "Встряхивания".

Из приведенных примеров видно, что раствор полиакриламида с концентрацией меньше 0,04% и больше 0,05% или суспензия ПАА меньше 0,1% и больше 0,2% с последующей закачкой тампонажной суспензии с требуемой плотностью 1,10-1,20 г/см³ закупоривающего (кольматирующего) действия не создают. Закачивание раствора ПАА с требуемой концентрацией 0,04-0,05% или суспензии ПАА 0,1-0,2% -ной концентрации с последующей закачкой тампонажной суспензии с плотностью свыше 1,20 г/см³ также не создают закупоривающего действия по отношению к поглощающим коллекторам.

Для сравнения качества цементирования на опытных скважинах в таблице приводятся показатели качества изоляции по контрольным скважинам NN 1452, 1203, 1228, 5628, 5921, 6107, 5759, 6240, 6227, 6229, 6212, 1250, 2141, 1219, 1249, 6213, 6221, 1191.

По результатам сравнительной зависимости качества изоляции от параметров (концентрация ПАВ, плотность суспензии минерального вяжущего, наличие или отсутствие перепадов давления, аэрация воды перед буферной жидкостью), приводимых в таблице, видна зависимость от этих параметров.

Так, например, по опытным скважинам, в среднем ВПЦ составила до устья (ВПЦ= 0), К_ц 0,772 (77,2%), К_п 1,073. По контрольным скважинам, где параметры, влияющие на качество цементирования были нарушены, в среднем ВПЦ 67,7 м, К_ц 0,369 (36,9%), К_п 1,310. Таким образом, по опытным скважинам увеличение качества цементирования произошло на величину
K_ц= × 100% 95,12% т.е. почти в 2 раза.

По опытным скважинам коэффициент поглощения снизился на величину
K_п= × 100% 22,08%
Как видно из таблицы, использование ПАВ в составе буферной жидкости в количестве 0,1-0,25% от объема воды приводит к улучшению качества цементирования.

Использование аэрированной воды перед буферной жидкостью или наличие перепадов давления в затрубном пространстве от закачанных пачек воздуха приводит увеличение качества сцепления цементного камня с колонной и породой К_ц 0,85-0,90 (по скв. NN 1260, 440), а в сочетании с добавкой ПАВ в буферную жидкость увеличивается до К_ц 1,0 (100%) (скв. N 5290).

Отсутствие создания гидроимпульсов давлений в затрубном пространстве контрольных скважин при продавливании буферной жидкости и цементного раствора в затрубное пространство снижает качество сцепления цементного камня с колонной и породой (герметичность крепи) за счет недостаточного замещения и вытеснения бурового раствора цементным в затрубном пространстве скважины.

Результаты цементирования опытных и контрольных скважин приведены в таблице ниже.

Экономическая активность от использования изобретения достигается за счет снижения затрат на повторную изоляцию (спецотверстия) скважины, увеличения времени безводной эксплуатации скважины, снижения времени на испытание скважины и составляет порядка 1-2 тыс.руб. на одну скважину глубиной 1400 м. Годовая потребность по стране в использовании предложенного способа цементирования 1000 скважин.

Использование: нефтяная промышленность. Сущность изобретения: формируют гидроимпульсы перепадов давления путем поочередного закачивания порций воздуха и бурового раствора. Закачивают буферную жидкость. В качестве буферной жидкости последовательно закачивают водную суспензию 0,1 - 0,2%-ного полиакриламида или его 0,04 - 0,05%-ный водный раствор. Закачку буферной жидкости осуществляют с одновременной с ее аэрированием. Возможно введение в буферную жидкость поверхностно-активного вещества (ПАВ). В качестве ПАВ используют стиральный порошок "Айна" или "Вихрь" или сульфонол - смесь натриевых солей алкилбензолсульфоновых кислот или ОП-10 - моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля в количестве 0,1 - 0,25% от массы воды. Закачивают и продавливают в затрубное пространство скважины тампонажный цементный раствор. 1 з. п. ф-лы, 1 табл.

1. СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОГЛОЩАЮЩИХ И ВОДОНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ при креплении скважины, включающий последовательную закачку буферной жидкости на основе полиакриламида и суспензии минерального вяжущего с плотностью 1,1 1,2 г/см³ с последующим закачиванием и продавливанием в затрубное пространство скважины тампонажного раствора, отличающийся тем, что, с целью повышения качества изоляции за счет улучшения очистки стенок скважины от глинистой корки, перед закачиванием буферной жидкости в затрубном пространстве скважины формируют гидроимпульсы перепадов давления путем поочередного закачивания порций воздуха и бурового раствора, закачку буферной жидкости на основе полиакриламида и суспензии минерального вяжущего осуществляют с одновременным их аэрированием, при этом в качестве полиакриламида используют его 0,1 0,2%-ную водную суспензию или 0,04 0,05%-ный водный раствор. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в буферную жидкость дополнительно вводят ПАВ-стиральный порошок "Айна" или "Вихрь", или сульфонол, или ОП-10 в количестве 0,10 0,25% от массы воды.