СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН Российский патент 2002 года по МПК E21B33/14 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве наклонно-направленных скважин и скважин с горизонтальным окончанием ствола различного назначения, в том числе предназначенных для эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ).

К качеству цементирования таких скважин предъявляются повышенные требования, т.к. ПХГ являются долговременными сооружениями. Однако сложные условия их крепления, обусловленные большими углами наклона ствола и низкими давлениями гидроразрыва пород, на практике зачастую приводят к неудовлетворительным результатам, выражающимся в появлении в процессе эксплуатации межколонных перетоков, требующих длительных и дорогостоящих ремонтов.

Основной задачей технологического процесса при цементировании скважин, с точки зрения получения качественной изоляции заколонного пространства, является обеспечение максимального замещения промывочной жидкости однородным седиментационно-устойчивым тампонажным раствором. После затвердевания тампонажного раствора качество изоляции оценивается комплексом геофизических методов: АКЦ, АКШ, СГДТ и др.

Известны способы цементирования скважин, повышающие степень замещения бурового раствора тампонажным, путем оснащения колонны обсадных труб турбулизаторами и средствами для расхаживания колонны в процессе цементирования (М. О. Ашрафьян. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. - М.: Недра, 1989, с.40-43) [1].

Однако для скважин с большим искривлением ствола применение оснастки, размещаемой на наружной поверхности обсадной колонны, ухудшает ее проходимость и усложняет спуск, а большие усилия, прижимающие колонну на изогнутом участке, не позволяют использовать ее вращение и расхаживание в процессе цементирования.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ цементирования скважин (патент РФ 2123576, кл. Е 21 В 33/13, опубл. 20.12.98, бюл. 35) [2], включающий закачку в колонну обсадных труб буферной жидкости, одну или несколько порций тампонажного раствора, продавочной жидкости и последующее вытеснение в затрубное пространство буферной жидкости и тампонажного раствора сначала в турбулентном режиме до достижения предельно допустимых значений давлений, после чего обеспечивают структурный режим течения жидкостей в затрубном пространстве.

Недостатком известного способа является то, что он не исключает получения в заколонном пространстве наклонных скважин разнородных по плотности порций тампонажного раствора, что способствует формированию флюидопроводящих каналов в затвердевающем тампонажном камне.

Лабораторными исследованиями показано и промысловыми данными подтверждено (Hanson P., Trigg Т., Rachal G., Zamora M. Investigation of Barite Sag in Weighted Drilling Fluids in Higlu Deviated Wells//SPE paper 20423 presented at the SPE Annual Conference and Exhibition. New Orlean, - 1990, - Sept. - P. 23-26) [3], что в скважинах с углом наклона 30-60^o (а наиболее интенсивно 40-50^o) происходит седиментационное расслоение тампонажной суспензии (эффект А. Бойкотта). Процесс протекает как в статическом состоянии, так и при его течении в ламинарном и структурном режимах (при турбулентном режиме эффект расслоения суспензий не наблюдается). Расчеты показывают (таблица), что в реальных условиях цементирования обсадных колонн диаметром 127-245 мм процесс протекает при ламинарном и структурном режимах течения тампонажных растворов. В расчетах принято значение плотности тампонажных растворов 1820 кг/м³, структурной вязкости 0,030 Па•с, динамического напряжения сдвига 15 Па.

При таких режимах течения суспензий происходит расслоение тампонажного раствора по плотности, причем на выходе раствора из обсадной колонны в затрубное пространство это расслоение сохраняется, т.к. более легкий раствор из верхней части колонны перемещается в верхнюю часть затрубного пространства, а более тяжелый (из нижней части колонны) - в нижнюю часть затрубного пространства. При дальнейшем течении по затрубному пространству кондиционировать тампонажный раствор не представляется возможным даже в случае применения турбулизаторов или при турбулентном режиме течения.

В результате такого расслоения тампонажного раствора, начинающегося еще в колонне наклонно расположенных труб, в цементном камне вдоль верхней стенки наклонного ствола неизбежно формирование флюидопроводящих каналов.

Целью настоящего изобретения является создание в цементируемом интервале однородного по плотности тампонажного раствора, обеспечивающего после затвердевания надежную изоляцию заколонного пространства.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе цементирования скважин, включающем закачку в колонну обсадных труб буферной жидкости, одну или несколько порций тампонажного раствора, продавочной жидкости и последующее вытеснение в затрубное пространство скважины буферной жидкости и части тампонажного раствора при турбулентном режиме и остальной части тампонажного раствора при структурном режиме, согласно изобретению перед вытеснением в затрубное пространство скважины тампонажный раствор перемешивают для его гомогенизации в струйном смесителе, который устанавливают в нижней части обсадной колонны над башмаком.

На чертеже приведена схема процесса цементирования по предлагаемому способу. Способ осуществляют следующим образом. В колонну обсадных труб 1, оснащенную башмаком 2, обратным клапаном 3 и центраторами 4, устанавливают струйный смеситель 5. Струйный смеситель располагается в нижней части обсадной колонны над башмаком.

В процессе цементирования в обсадную колонну закачивают буферную жидкость "А", тампонажный раствор "Б" и после пуска пробки 6 - продавочную жидкость "В". Вытеснение бурового раствора "Г" из заколонного пространства ведут в турбулентном режиме, обеспечивающем максимальное замещение его тампонажным раствором, до достижения предельно допустимого давления на стенки скважины (для данной скважины). Далее производительность цементировочных насосов снижают и вытеснение бурового раствора продолжают при структурном режиме течения жидкостей.

При движении тампонажного раствора внутри колонны на наклонном стволе происходит бойкоттовское осаждение обогащенной твердой фазой суспензии "Д", сопровождающееся сползанием ее в нижнюю часть обсадной колонны. В струйном смесителе происходит перемешивание расслоившегося тампонажного раствора для его гомогенизации и в затрубное пространство вытесняется однородная по плотности тампонажная суспензия.

Пример. В скважину спускают и цементируют общепринятым способом кондуктор диаметром 324 мм на глубину 300 м.

Под промежуточную колонну скважину бурят долотом диаметром 295,3 мм на буровом растворе плотностью 1,16 т/м³ до кровли продуктивного пласта (1440 м по стволу). Ствол скважины наклонный с глубины 780 м, в интервале 1200-1440 м зенитный угол ствола скважины составляет 35-50 градусов.

Колонну обсадных труб оснащают башмаком, струйным смесителем, обратным клапаном и жесткоупругими центраторами. Струйный смеситель состоит из корпуса с наклонными каналами, соединенными в центре. Нижняя часть корпуса представляет собой диффузор, где происходит перемешивание тампонажного раствора для его гомогенизации. После спуска обсадной колонны в нее закачивают буферную жидкость (0,5%-ный водный раствор неионогенного ПАВ), одну или несколько порций тампонажного раствора плотностью 1,82-1,90 т/м³, производят пуск цементировочной пробки и закачивают продавочную жидкость.

Вытеснение буферной жидкости и тампонажного раствора ведут с максимально допустимой производительностью цементировочных агрегатов (45-50 л/с), снизив ее до 4-5 л/с за 3-4 м³ до окончания продавки. При этом за счет турбулентного режима течения растворов в заколонном пространстве происходит максимальное замещение бурового раствора буферной жидкостью, а движущийся в обсадной колонне при ламинарном режиме и расслаивающийся на наклонном стволе тампонажный раствор перемешивается в струйном смесителе для его гомогенизации и заполняет интервал цементирования.

По данным лабораторного анализа тампонажный камень из однородного по плотности тампонажного раствора имеет после двух суток твердения на 30-40% более высокие прочностные показатели, проницаемость его на 45-60% ниже, что свидетельствует об улучшении его изолирующих свойств.

Использование предлагаемого способа позволит повысить надежность крепления скважин, увеличить межремонтный период их эксплуатации, исключить исправительные работы после первичного цементирования.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве наклонных скважин с горизонтальным окончанием ствола различного назначения. Обеспечивает создание в цементируемом интервале однородного по плотности тампонажного раствора. Сущность изобретения: устанавливают в нижней части колонны обсадных труб струйный смеситель. Закачивают в колонну обсадных труб буферную жидкость. Закачивают одну или несколько порций тампонажного раствора. Закачивают одну или несколько порций продавочной жидкости. Тампонажный раствор перемешивают в струйном смесителе для его гомогенизации. Вытесняют в затрубное пространство скважины буферную жидкость и часть тампонажного раствора при турбулентном режиме. Остальную часть тампонажного раствора вытесняют при структурном режиме. 1 табл., 1 ил.

Способ цементирования скважин, включающий закачку в колонну обсадных труб буферной жидкости, одну или несколько порций тампонажного раствора, продавочной жидкости и последующее вытеснение в затрубное пространство скважины буферной жидкости и части тампонажного раствора при турбулентном режиме и остальной части тампонажного раствора при структурном, отличающийся тем, что при цементировании наклонного ствола перед вытеснением в затрубное пространство скважины тампонажный раствор перемешивают для его гомогенизации в струйном смесителе, который устанавливают в нижней части обсадной колонны над башмаком.