СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ Российский патент 2000 года по МПК E21B33/14 

Описание патента на изобретение RU2157881C2

Изобретение относится к строительству скважины и предназначается для крепления скважин, пробуренных на нефть, газ и воду.

Известен способ крепления скважин (патент РФ N 2083802, МКИ 6 E 21 B 33/14, 1997 г. ), включающий спуск обсадной колонны в скважину, закачку тампонажного раствора в обсадную колонну, продавку его в заколонное пространство до появления на устье с последующим созданием непрерывной круговой циркуляцией до начала загустевания, через осреднительную емкость, установленную на устье. В процессе циркуляции вышедший тампонажный раствор подогревают в емкости до 17oC.

Однако этот способ не обеспечивает необходимого качестве крепления скважины, т.к. подогрев тампонажного раствора ведет к его преждевременному загустеванию, схватыванию, повышению давления в трубах и аварийным ситуациям.

Температура, равная 17oC, при низких градиентах температур горных пород и а мерзлоте, не достаточна для формирования с повышенной прочностью, сцеплением и пониженной проницаемостью цементного камня, а также для обеспечения ограничения седиментации и контрактации.

Кроме того, этот способ требует затрат на приготовление дополнительного объема цементного раствора, превышающего объем требуемого тампонажного раствора, а также затраты во времени для создания круговой циркуляции, что может привести к преждевременному загустеванию и схватыванию цементного раствора.

Наиболее близким техническим решением является способ предотвращения газонефтеводопроявлений и межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважины (патент РФ N 2061169, МКИ 6 E 21 B 33/13, 1996 г.), включающий закачку в заколонное пространство тампонажного раствора, его обработку пульсирующим давлением и температурой. Нагревание тампонажного раствора осуществляют при условии превышения фоновых значений температур для данных глубин на 30 - 60oC. Для этого после закачки тампонажного раствора в заколонное пространство, до начала его твердения, в заданных интервалах скважины сжигают опущенные на каратажном кабеле специальные пороховые заряды.

Однако данный способ может привести к опасным ситуациям персонала и аварийным ситуациям с обсадными колоннами. Пороховые взрывы деформируют обсадную колонну и ухудшают качество сцепления цемента с колонной.

Целью изобретения является повышение качества крепления скважины за счет тепловой обработки цементного раствора, сокращение сроков схватывания и набора прочности с формированием цементного камня с пониженной проницаемостью и повышенной прочностью.

Поставленная цель достигается тем, что производят подогрев жидкости затворения с использованием парогенераторов и закачку подогретой продавочной жидкости с температурой, не ниже 50oC, кроме того, для выравнивания температур продавочной жидкости в период затвердения цемента в обсадную колонну через лубрикатор цементировочной головки опускают электронагреватель с электротермометром и по результатам термометрии определяют интервалы для подогрева.

Отличительными признаками заявленного изобретения являются:
- Подогрев жидкости затворения с использованием парогенератора для предупреждения замерзания цементного раствора.

- Подогрев продавочной жидкости на поверхности с температурой не ниже 50oC.

- В период ожидания затвердевания цемента для выравнивания температур в скважине опускают и производят нагрев продавочной жидкости электронагревателя с электротермометром.

Отличительные признаки нам были неизвестны из патентов и научно-технической информации, и в связи с этим мы считаем, что заявленное нами техническое решение является новым.

Заявленная совокупность существенных отличительных признаков является неизвестной в данной отрасли, что позволяет сделать вывод, что техническое решение имеет изобретательский уровень
Заявленное техническое решение легко может быть осуществлено и изготовлено на специализированном предприятии, что соответствует критерию промышленной применимости.

Свойства тампонажного раствора, в частности его температуры в зимних условиях, предупреждение замерзания, зависят от температуры жидкости затворения, определяемой по формуле

где tц.р. - температура цементного раствора, oC;
t1 - температура жидкости затворения, oC;
C1 - теплоемкость жидкости затворения, ккал/кг•oC;
m1 - масса жидкости затворения, кг;
t2 - температура цементного порошка, oC, которая в зимнее время в арктических условиях достигает минус 50oC;
C2 - теплоемкость цементного порошка, ккал/кг• oC;
m2 - масса цементного порошка, кг
Затворение цемента осуществляют на жидкости с температурой, предупреждающей замерзание в условиях низких температур воздуха и цемента путем ее подогрева в емкостях открытым паром с погружением шлангов в раствор при непрерывной работе перемешивателей. Осуществляют контроль за температурой раствора максимальными жидкостными термометрами.

Затворение цемента осуществляют на технической воде. При закачке цементного раствора вытесняемый буровой раствор, используемый в качестве продавочной жидкости, с температурой ниже 40oC подвергается нагреву.

Подогрев продавочной жидкости производят до температуры не ниже 50oC.

Температуру продавочной жидкости можно принять равной температуре на наружной стенке обсадной трубы (tп.ж.=tт), т.к. толщина стенки трубы мала по сравнению с наружным диаметром обсадной трубы (dн) и величиной теплопотерь через стенку трубы можно пренебречь.

Для потока тепла, идущего от стенки трубы к стенке скважины, температура продавочной жидкости равна

где λц - коэффициент теплопередачи цемента;
tт - температура наружной стенки обсадной трубы;
dн - наружный диаметр обсадной трубы;
dскв - диаметр скважины;
Q - количество тепла, ккал/м3;
l - длина рассматриваемого участка, м
Количество тепла для подогрева продавочной жидкости рассчитывают по формуле
Q = Cп•mп•Δt,
где Cп - удельная теплоемкость продавочной жидкости (0,5 ккал/кг•oC);
mп - масса продавочной жидкости, кг;
mп= 0,785•d2к

•ρп•h;
dк - внутренний диаметр обсадной трубы, м;
ρп - плотность продавочной жидкости, кг/м3;
h - длина интервала ствола скважины с температурой цементного раствора после продавки менее 40oC, м;
Δt = tт-t,
где tт=50oC - требуемая температура нагрева продавочной жидкости;
t=15oC - температура продавочной жидкости до продавки.

При создании температуры тампонажного раствора в затрубном пространстве выше минимально необходимой - соответствующей температуре в скважине при ее эксплуатации, но не ниже 50oC, для выравнивания температуры продавочной жидкости в период ожидания затвердения цемента в обсадную колонну через лубрикатор цементировочной головки опускают электронагреватель с электротермометром на расстоянии не менее 3-х метров от электронагревателя. По результатам термометрии определяют интервалы с температурой ниже 50oC и осуществляют подогрев.

Кроме того, несмотря на ограниченную мощность (8 кВт) электронагревателя при движении кабеля происходит перемешивание жидкости, улучшается теплообмен и теплоперенос, создается возможность управляемого теплового воздействия, в т.ч. в интервалах пониженных температур.

Пример.

Принципы теплового воздействия были использованы при креплении разведочной скважины на Листвиничной площади.

Например, при крепления первой промежуточной колонны, 3-ей секции длиною 900 м, до подогрева продавочной жидкости до температуры, равной 60oC, средняя температура цементного раствора в затрубном пространстве была равна 13,3oC. После подогрева продавочной жидкости объемом 65,9 м3 в течении 1,36 часа температура цементного раствора стала равна 50oC. Требуемое количество тепла для такого подогрева равно 1303172,5 ккал.

Подогрев продавочной жидкости производят открытым паром с погружением шлангов в раствор при непрерывной работе перемешивателей. Осуществляют контроль за температурой раствора максимальными жидкостными термометрами. Подогретую продавочную жидкость подают в емкость цементировочного агрегата (ЦА) перед продавкой. Для выравнивания температуры продавочной жидкости в период ожидания затвердения цемента в обсадную колонну через лубрикатор цементировочной головки опускают электронагреватель ГЭМ-8 (мощность 8 кВт) с электротермометром на расстоянии 10 метров от электронагревателя.

После подключения подъемника к электрической сети, рассчитанной на эти нагрузки, осуществляют нагрев и регистрацию изменения температуры. В летнее время для подогрева производят запуск одного или двух парокотельных установок ПКМ-2С, при ремонте обоих используют паропередвижные установки ППУ или электрические нагреватели, мощностью 6...8 кВт.

Контроль качества показал хорошее сцепление и полное заполнение затвердевшим цементным камнем затрубного пространства за счет ускорения реакции гидротации, ограничения седиментации и контрактации цемента.

Источники информации
1. RU 2083802 C1, 10.07.1997.

2. RU 2061169 C1, 27.05.1996 .

Похожие патенты RU2157881C2

название год авторы номер документа
СПОСОБ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В ИНТЕРВАЛАХ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ И НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ПОРОД 1990
  • Полозков А.В.
  • Урманчеев В.И.
  • Гуменюк А.С.
  • Никитин В.Н.
  • Клюсов А.А.
  • Ясашин А.М.
  • Степичев А.И.
  • Палесик В.Л.
  • Сухов В.А.
  • Луговская Е.Э.
  • Чижов В.П.
RU2085727C1
СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ 1994
  • Крысин Н.И.
  • Руцкий А.М.
  • Амозов А.Н.
  • Южанинов П.М.
  • Соболева Т.И.
RU2083802C1
Способ цементирования обсадной колонны в скважине 1990
  • Гребенников Владимир Семенович
  • Терентьев Юрий Иванович
  • Опалев Владимир Андреевич
  • Татауров Владимир Геннадьевич
  • Могилев Виктор Григорьевич
SU1837099A1
Способ обратного цементирования обсадной колонны 1989
  • Петров Николай Александрович
  • Овчинников Василий Павлович
SU1749445A1
СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН 2006
  • Лукманов Рауф Рахимович
  • Лукманова Рима Зариповна
  • Бакиров Данияр Лябипович
  • Подкуйко Петр Петрович
RU2330935C2
Способ цементирования обсадной колонны скважины 2021
  • Лихушин Александр Михайлович
  • Ковалевская Ольга Александровна
RU2778361C1
МАГНИТНАЯ ГРАНУЛИРОВАННАЯ ПОЛИМЕРНАЯ КОМПОЗИЦИЯ И СПОСОБ ЕЁ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ДЛЯ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ 2019
  • Селезнев Денис Сергеевич
  • Кульчицкий Валерий Владимирович
RU2712585C1
СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ В УСЛОВИЯХ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД 2006
  • Гасумов Рамиз Алиджавад Оглы
  • Мосиенко Владимир Григорьевич
  • Швец Любовь Викторовна
  • Нерсесов Сергей Владимирович
  • Громадский Сергей Анатольевич
  • Кашапов Марат Алямович
  • Пономаренко Михаил Николаевич
  • Петялин Владимир Евгеньевич
RU2342517C2
Способ ступенчатого цементирования скважины 2016
  • Хисамов Раис Салихович
  • Салихов Мирсаев Миргазямович
  • Мухлиев Ильнур Рашитович
  • Сагидуллин Ленар Рафисович
RU2606744C1
Способ цементирования скважины в условиях аномально низких пластовых давлений 2021
  • Сагатов Рамис Фанисович
  • Осипов Роман Михайлович
  • Абакумов Антон Владимирович
  • Самерханов Айнур Камилович
RU2775319C1

Реферат патента 2000 года СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к строительству скважины и предназначено для крепления скважин, пробуренных на нефть, газ и воду. Обеспечивает повышение качества крепления скважин за счет тепловой обработки цементного раствора, сокращения срока схватывания и набора прочности с формированием цементного камня с пониженной проницаемостью и повышенной прочностью. Сущность изобретения: по способу при креплении скважин затворяют цемент. Заливают в заколонное пространство тампонажный раствор. Обрабатывают его давлением и температурой. Ожидают затвердение цемента. При этом в условиях низких температур воздуха и цемента производят подогрев жидкости затворения с использованием парогенераторов. В качестве продавочной жидкости используют буровой раствор, вытесняемый при закачке тампонажного раствора. При температуре бурового раствора не ниже 40oC его подогревают до температуры не ниже 50oC. 1 з.п. ф-лы.

Формула изобретения RU 2 157 881 C2

1. Способ крепления скважины, включающий затворение цемента, закачку в заколонное пространство тампонажного раствора, обработку его давлением и температурой, ожидание затвердения цемента, отличающийся тем, что в условиях низких температур воздуха и цемента, производят подогрев жидкости затворения с использованием парогенераторов, а в качестве продавочной жидкости используют буровой раствор, вытесняемый при закачке тампонажного раствора, при этом при температуре бурового раствора ниже 40oC его подогревают до температуры не ниже 50oC. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для выравнивания температур продавочной жидкости в период ожидания затворения цемента в обсадную колонну через лубрикатор цементировочной головки опускают электронагреватель с электротермометром и по результатам термометрии определяют интервалы для подогрева.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2000 года RU2157881C2

СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ И МЕЖПЛАСТОВЫХ ПЕРЕТОКОВ В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ СКВАЖИНЫ 1993
  • Шипица В.Ф.
  • Макаренко П.П.
  • Басарыгин Ю.М.
  • Петерсон А.Я.
RU2061169C1
СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ 1994
  • Крысин Н.И.
  • Руцкий А.М.
  • Амозов А.Н.
  • Южанинов П.М.
  • Соболева Т.И.
RU2083802C1
Способ крепления нефтегазовой скважины 1974
  • Крылов Дмитрий Алексеевич
  • Шишин Константин Антонович
  • Кузнецов Олег Леонидович
  • Цырин Юрий Завельевич
SU574523A1
Способ цементирования обсадной колонны в скважине 1990
  • Гребенников Владимир Семенович
  • Терентьев Юрий Иванович
  • Опалев Владимир Андреевич
  • Татауров Владимир Геннадьевич
  • Могилев Виктор Григорьевич
SU1837099A1

RU 2 157 881 C2

Авторы

Буслаев В.Ф.

Юдин В.М.

Комиссаренко В.С.

Денисов С.Ю.

Кичанова Н.С.

Даты

2000-10-20Публикация

1998-11-05Подача