Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин и используется при цементировании скважин в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах.
Анализ существующего уровня техники показал следующее.
Известен способ ступенчатого цементирования скважины в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах, заключающийся в последовательном проведении трех стадии цементирования (см. Крепление скважин в условиях поглощения и газопроявления / К.М.Тагиров, А.П.Мигуля, В.И.Нифантов, А.М.Лихушин // Газовая промышленность. 2001 г. №3. - с.48). Первая стадия - заполнение обсадной колонны трехфазной пеной в качестве буферной жидкости перед закачкой тампонажного раствора для кольматации пеной зон частичного поглощения, расположенных ниже указанного коллектора, прямое цементировании обсадной колонны в интервале от башмака до подошвы высокопроницаемого газонасыщенного коллектора. Вторая стадия - приведение в равновесие системы “скважина-пласт” путем создания плавающего гидравлического затвора (трехфазной пены), обеспечивающего оттеснение газа в указанный коллектор по всему заколонному пространству, встречное цементировании через заколонное пространство. Третья стадия - заполнение заколонного пространства от верхней границы цементного кольца, полученного на предыдущей стадии, до устья после периода ОЗЦ свободным наливом тампонажным раствором.
Недостатком является низкая эффективность цементирования, что объясняется следующим
применяемая в качестве плавающего гидравлического затвора трехфазная пена неустойчива, во времени меняет свои свойства. При контакте с пластовой водой жидкая фаза пены растворяется в ней, а пена разрушается, что приводит к нарушению равновесия “скважина-пласт” и загрязнению пластовых вод. Необходим также долив пены в скважину через определенное время. Пена имеет низкий градиент прорыва газа, из-за чего ее закачивают в скважину до устья;
точную установку плавающего гидравлического затвора в заданном интервале над высокопроницаемым газонасыщенным коллектором обеспечить затруднительно из-за нарушения стабильности пены при контакте с пластовой водой;
способ имеет повышенные сроки проведения работ, так как отсутствие муфты ступенчатого цементирования не позволяет определить требуемый точный объем тампонажного раствора для каждого интервала цементирования, поэтому после прямого цементирования через обсадную колонну может потребоваться несколько операций долива тампонажного раствора в заколонное пространство, так как за одну операцию из-за поглощений этого сделать не удается;
не удается обеспечить эффективность цементирования, так как нет разобщения между высокопроницаемым газонасыщенным коллектором и устьем при доливе тампонажного раствора, из-за чего в период ОЗЦ после снижения активного давления тампонажного раствора на указанный коллектор газ может внедриться в тампонажный раствор и образовать газопроявляющие каналы. Осуществление долива без продавки не позволяет обеспечить сплошность цементного кольца, а при контакте с пластовой водой в затрубном пространстве образуется цементный камень с низкой прочностью и высокой проницаемостью;
в качестве прототипа взят способ ступенчатого цементирования скважины в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах (см. п.2188302 по кл. Е 21 В 33/14 от 19.09.2000 г. Способ ступенчатого цементирования скважины в условиях аномально низких пластовых давлений в зоне поглощения, Авт.: Нерсесов С.В., Мосиенко В.Г., Гасумов Р.А. и др.; опубл. БИПМ - 2002. - №24.). Устанавливают устройство для ступенчатого цементирования (муфту ступенчатого цементирования) в обсадной колонне над кровлей указанного коллектора, монтируют цементировочную головку, цементируют нижнюю ступень обсадной колонны путем закачивания буферной жидкости, двух порции тампонажного раствора разной плотности в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства от башмака обсадной колонны до устройства для ступенчатого цементирования, продавливания тампонажного раствора продавочной жидкостью, фиксирования момента его выхода в заколонное пространства и закачивания в последнее двухфазной пены, открывают цементировочные окна с последующим вымыванием излишков тампонажного раствора и после затвердевания тампонажного раствора цементируют верхнюю ступень обсадной колонны через устройство для ступенчатого цементирования. В качестве первой порции закачивают неаэрированный тампонажный раствор в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства от подошвы высокопроницаемого газонасыщенного коллектора до муфты ступенчатого цементирования. В качестве второй порции - аэрированный тампонажный раствор с расчетной степенью аэрации в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства в интервале от башмака обсадной колонны до подошвы высокопроницаемого газонасыщенного коллектора. Двухфазную пену закачивают в заколонное пространство с расчетной степенью аэрации для вытеснения находящейся там жидкости в высокопроницаемый газонасыщенный коллектор.
Недостатком известного способа является низкая эффективность цементирования, объясняется это следующими причинами:
отсутствие плавающего гидравлического затвора не позволяет без осложнений спустить обсадную колонну в скважину, так как устье скважины не изолировано от высокопроницаемого газонасыщенного коллектора и при спуске обсадной колонны газ может свободно выходить из скважины на поверхность, что недопустимо и снижает эффективность способа;
может произойти сильное поглощение и часть заколонного пространства может оказаться незацементированной из-за того, что первую порцию тампонажного раствора закачивают и продавливают в заколонное пространство в зону от подошвы коллектора до муфты ступенчатого цементирования неаэрированной, что существенно снижает эффективность цементирования;
при цементировании верхнего интервала обсадной колонны в период ОЗЦ газ из высокопроницаемого газонасыщенного коллектора из-за ненадежной герметизации может внедряться в тампонажный раствор с образованием газопроводящих каналов, что также ухудшает эффективность цементирования скважины;
усложняется технология за счет того, что при закачивании в скважину аэрированного тампонажного раствора необходимо все время регулировать его степень аэрации;
увеличиваются сроки проведения работ по цементированию обсадной колонны из-за того, что необходимо выдерживать время для затвердевания тампонажного раствора, используемого для цементирования нижней ступени.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого технического решения, сводится к следующему:
повышение эффективности цементирования скважины за счет
- создания высококачественного и долговечного плавающего гидравлического затвора с повышенным градиентом прорыва газа и точной установки его в заданном интервале над высокопроницаемым газонасыщенным коллектором;
- улучшения герметизации заколонного пространства, обеспечивающей разобщение высокопроницаемого газонасышенного коллектора от устья скважины;
- упрощение технологии и снижение сроков проведения работ.
Технический результат достигается с помощью известного способа ступенчатого цементирования скважины в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах, включающего установку устройства для ступенчатого цементирования в обсадной колонне над кровлей указанного коллектора, монтирование цементировочной головки, цементирование нижней ступени обсадной колонны путем закачивания буферной жидкости и двух порций тампонажного раствора разной плотности в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства от башмака обсадной колонны до устройства для ступенчатого цементирования, продавливания тампонажного раствора продавочной жидкостью, фиксирования момента его выхода в заколонное пространство и закачивания в последнее двухфазной пены, открытие цементировочных окон с последующим вымыванием излишков тампонажного раствора и цементирование верхней ступени обсадной колонны через устройство для ступенчатого цементирования путем закачивания неаэрированного тампонажного раствора.
Мы предлагаем
предварительно в скважине формировать плавающий гидравлический затвор путем закачивания в заколонное пространство суспензии плотностью меньше 1000 кг/м3, содержащей жидкую фазу и наполнитель;
высоту плавающего гидравлического затвора определять по формуле
где Нз - высота плавающего гидравлического затвора, м;
Рпл - давление в высокопроницаемом газонасыщенном коллекторе, МПа;
К - коэффициент превышения гидростатического давления в скважине над давлением в высокопроницаемом газонасыщенном коллекторе, равный 1,04-1,15;
Δ Р - градиент прорыва газа через плавающий гидравлический затвор, равный 0,005-0,011 МПа/м, по данным экспериментальных исследований;
плотность плавающего гидравлического затвора определять по формуле
где ρ з - плотность плавающего гидравлического затвора, кг/м3;
ρ ж - плотность жидкости в скважине с установившимся уровнем после поглощения, кг/м3;
Нк - глубина залегания высокопроницаемого газонасыщенного коллектора (кровля), м;
h - уровень жидкости в скважине, установившийся после поглощения, м;
в качестве жидкой фазы использовать обратную углеводородно-водную эмульсию с вязкостью 150-300 мПа· с;
в качестве наполнителя - газонаполненные микросферы или вспученный вермикулит;
массовую часть указанной эмульсии, приходящуюся на одну массовую часть указанного наполнителя, определять по формуле
где mэ - массовая часть обратной углеводородно-водной эмульсии, приходящаяся на 1 массовую часть наполнителя;
ρ э - плотность указанной эмульсии, кг/м3;
ρ н - плотность наполнителя, кг/м3,
после формирования плавающего гидравлического затвора герметизировать устье скважины;
в качестве устройства для ступенчатого цементирования использовать пакер-муфту;
в качестве буферной жидкости использовать вязкоупругий раствор;
в качестве первой порции тампонажного раствора использовать аэрированный тампонажный раствор, закачиваемый в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства от подошвы высокопроницаемого газонасыщенного коллектора до пакер-муфты;
в качестве второй порции - неаэрированный тампонажный раствор, закачиваемый в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства от башмака обсадной колонны до подошвы высокопроницаемого газонасыщенного коллектора;
после закачивания второй порции тампонажного раствора закачивать обратную углеводородно-водную эмульсию в объеме, необходимом для заполнения обсадной колонны до устройства для ступенчатого цементирования;
а плотность двухфазной пены определять по формуле
где ρ
g - ускорение свободного падения, м/с2;
Ру - устьевое давление в обсадной колонне, МПа,
в момент достижения аэрированным тампонажным раствором подошвы указанного коллектора устьевое давление в заколонном пространстве плавно снижать до атмосферного;
а после продавливания тампонажного раствора создавать устьевое давление в обсадной колонне, достаточное для пакерования заколонного пространства;
к цементированию верхней ступени обсадной колонны приступать без ожидания затвердевания тампонажного раствора, используемого для цементирования нижней ступени обсадной колонны;
после закачивания неаэрированного тампонажного раствора, используемого для цементирования верхней ступени обсадной колонны, закачивать вязко-упругий раствор в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства высотой, выбранной из условия
L<hp<2L,
где hp - высота столба вязкоупругого раствора в заколонном пространстве, м;
L - длина устройства для ступенчатого цементирования, м;
в качестве обратной углеводородно-водной эмульсии использовать следующий состав, мас.%:
Углеводородная жидкость 15-25
Жирные кислоты, или их соли, или их кубовые остатки 0,5-1,5
Хлорид кальция 1,0-2,0
Вода Остальное
в качестве вязкоупрогого раствора использовать следующий состав, мас.%:
Хлорид натрия 1,0
Полиакриламид 1,0
Хромпик 0,8
Гипосульфид натрия 0,8
Барит 15,0
Резиновая крошка 5,0
Вода Остальное
Плавающий гидравлический затвор (ПГЗ) устанавливают в скважине перед спуском обсадной колонны с целью предупреждения выхода газа из высокопроницаемого газонасыщенного коллектора на дневную поверхность, так как за счет поршневания возникают дополнительные давления в скважине и вытеснение жидкости, находящейся в заколонном пространстве, и газ, смешиваясь с жидкостью, может выходить на поверхность.
Высоту плавающего гидравлического затвора определяют с учетом давления газа в высокопроницаемом газонасыщенном коллекторе и градиента прорыва газа через плавающий гидравлический затвор, который получают экспериментальным путем с учетом конкретных скважинных условий и состава суспензии ПГЗ (см. таблицу). ПГЗ должен выдерживать давление газа из указанного коллектора без прорыва на устье.
При этом согласно требованиям правил (“Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности”, М., 1998 г., с.37, п.2.7.3.3.) в формулу для расчета высоты плавающего гидравлического затвора введен коэффициент превышения гидростатического давления в скважине над давлением в высокопроницаемом газонасыщенном коллекторе, равный k=1,04-1,15 (1,10-1,15 - для скважин глубиной до 1200 м, 1,05-1,10 - для скважин глубиной до 2500 м, 1,04-1,07 - для скважин глубиной более 2500 м).
Требуемая (расчетная) плотность суспензии ПГЗ должна обеспечивать его установку над высокопроницаемым газонасыщенным коллектором и зависит прямо пропорционально от плотности жидкости в скважине, ее высоты над кровлей указанного коллектора и обратно пропорционально от расчетной высоты ПГЗ, то есть ПГЗ должен оказывать такое же гидростатическое давление на уровне кровли высокопроницаемого газонасыщенного коллектора, как и столб жидкости, установившийся в скважине после катастрофического поглощения.
После катастрофического поглощения при вскрытии высокопроницаемого газонасыщенного коллектора происходит полное поглощение промывочной жидкости и смешивание ее с пластовой водой. Так как объем пластовой воды значительно больше объема поглощенной промывочной жидкости, то плотность жидкости, установившейся в скважине после катастрофического поглощения, будет близкой к плотности пластовой воды. Эту плотность и необходимо учитывать при определении требуемой плотности плавающего гидравлического затвора и с учетом которой он будет установлен в заданном интервале в скважине.
Обратная углеводородно-водная эмульсия с вязкостью меньше 150 мПа· с не обеспечивает седиментационную устойчивость суспензии с наполнителем, а с вязкостью более 300 мПа· с затруднено приготовлении суспензии при введении наполнителя и ее перекачивание насосами.
Обратная углеводородно-водная эмульсия имеет плотность 920-940 кг/м3, что меньше плотности воды и позволяет эмульсии в скважине находиться на поверхности воды. Однако расчетная (требуемая) плотность суспензии ПГЗ может быть меньше плотности самой эмульсии. Поэтому для снижения плотности используют наполнитель, имеющий плотность от 200 до 600 кг/м3 газонаполненные микросферы или вспученный вермикулит. Так как плотность наполнителя меньше плотности эмульсии, а Архимедову силу выталкивания частиц практически уравновешивает сила тяжести (масса частиц), то приготовленная суспензия обладает высокой седиментационной устойчивостью.
Требуемую плотность плавающего гидравлического затвора можно обеспечить также за счет необходимого соотношения между жидкой и твердой фазами суспензии ПГЗ.
Это соотношение будет зависить от плотности обратной углеводородно-водной эмульсии, плотности ПГЗ и наполнителя.
Плавающий гидравлический затвор, сформированный по предложенному способу, обладает высокой седиментационной устойчивостью и сохраняет свои свойства в течение длительного времени, достаточного для выполнения требуемых технологических операций. Обеспечивается это тем, что он в качестве жидкой фазы содержит обратную углеводородно-водную эмульсию с повышенной вязкостью (150-300 мПа· с), которая обладает высокой седиментационной устойчивостью и долговечностью, гидрофобна, не разрушается и не разбавляется водой.
Эмульгатором обратной углеводородно-водной эмульсии являются жирные кислоты, омыленые хлоридом кальция. Если в качестве эмульгатора используют натриевые, калиевые или аминные соли жирных кислот, то в процессе приготовления эти катионы замещаются кальцием и эмульгатором становятся кальциевые соли жирных кислот, благодаря чему эмульсия не расслаивается, не разбавляется водой. Благодаря ее высокой вязкости и повышенному поверхностному натяжению газ в ней практически не растворяется, а плавающий гидравлический затвор обладает повышенным градиентом прорыва газа.
Обратная углеводородно-водная эмульсия гидрофобна за счет содержания в ней углеводородной жидкости, высоковязкая и имеет низкую фильтрацию (3-5 см3 за 30 мин) и высокую седиментационную устойчивость, поэтому при контакте с влажными стенками скважины она их не смачивает, не отдает фильтрат в коллектор и поэтому не вызывает их разрушение.
При спуске обсадной колонны создаваемые динамические напряжения могут нарушить равновесие “скважина-пласт” и изменить интервал установки плавающего гидравлического затвора, поэтому герметизируют устье скважины, обеспечивая более надежное разобщение между высокопроницаемым газонасыщенным коллектором и устьем скважины.
Использование в качестве буферной жидкости вязкоупругого раствора при цементировании нижней ступени обсадной колонны выбрано из условия надежного разделения тампонажного раствора и жидкости в заколонном пространстве скважины большого диаметра, потому что использование маловязкой буферной жидкости приводит к образованию высоких зон смешивания тампонажного раствора и жидкости в заколонном пространстве, что существенно снижает качество цементирования и, следовательно, эффективность процесса.
Использование аэрированного тампонажного раствора для заполнения заколонного пространства в зоне высокопроницаемого газонасыщенного коллектора при цементировании нижней ступени обсадной колонны обеспечивает снижение его потерь и более равномерное заполнение заколонного пространства за счет создания равновесия между давлением в высокопроницаемом газонасыщенном коллекторе и поровым давлением газа аэрированного тампонажного раствора.
Вторая порция неаэрированного тампонажного раствора обеспечивает надежное закрепление и изоляцию заколонного пространства ниже высоко-проницаемого газонасыщенного коллектора за счет получения низкопроницаемого высокопрочного цементного камня.
Закачиваемая в скважину обратная углеводородно-водная эмульсия предназначена для передачи давления продавки на вторую порцию тампо-нажного раствора при цементировании нижней ступени обсадной колонны. Заявляемый объем выбран из условия заполнения заколонного пространства от верха цементного стакана, оставляемого в обсадной колонне, до устройства для ступенчатого цементирования. Использование эмульсии между продавочной жидкостью и тампонажным раствором из-за ее гидрофобности исключает образование зон смешивания.
Среднюю плотность двухфазной пены, закачиваемой в заколонное пространство при цементировании нижней ступени обсадной колонны, выбирают из условия, оказывания ее столбом такого же гидростатического давления на кровлю высокопроницаемого газонасыщенного коллектора, как и столб жидкости, установившийся в скважине после катастрофического поглощения с учетом устьевого давления в заколонном пространстве или столб плавающего гидравлического затвора.
Закачанная двухфазная пена вытесняет жидкость из заколонного пространства, находящуюся выше кровли высокопроницаемого газонасыщенного коллектора вместе с плавающим гидравлическим затвором в зону поглощения, что в последствии снижает давление продавки тампонажного раствора.
При цементировании нижней ступени обсадной колонны при продавливании аэрированного тампонажного раствора и достижении им в заколонном пространстве подошвы высокопроницаемого коллектора устьевое давление в заколонном пространстве плавно снижают до атмосферного. При этом нарушается равновесие в скважине. Двухфазная пена изливается из заколонного пространства скважины, за счет чего существенно снижается гидростатическое давление на кровлю высокопроницаемого коллектора, уменьшается давление продавки тампонажного раствора и создаются благоприятные условия для более полного заполнения заколонного пространства в интервале зоны поглощения аэрированным тампонажным раствором. Этому также способствует его расширение при снижении давления в скважине, то есть при наличии депрессии газонасыщенного коллектора. Продавленная двухфазной пеной в зону поглощения суспензия плавающего гидравлического затвора препятствует проникновению аэрированного тампонажного раствора. Благодаря этому повышается эффективность цементирования скважины.
Использование в качестве устройства для ступенчатого цементирования пакер-муфты типа ПДМ с верхней цементировочной пробкой и нижней комбинированной “пробкой-шаром” позволяет осуществить продавливание тампонажного раствора в заколонное пространство для цементирования нижней ступени обсадной колонны, надежное пакерование заколонного пространства и цементирование верхней ступени обсадной колонны без ожидания затвердевания тампонажного раствора, используемого для цементирования нижней ступени обсадной колонны, так как обеспечивается подъем аэрированного тампонажного раствора до устройства для ступенчатого цементирования, а пакер, в свою очередь, надежно разобщает заколонное пространство.
При цементировании верхней ступени обсадной колонны вязкоупругий раствор закачивают в скважину после неаэрированного тампонажного раствора с целью создания “жидкого пакера” над устройством для ступенчатого цементирования, который предупреждает прорыв газа из высокопроницаемого газонасыщенного коллектора на устье в случае некачественного пакерования заколонного пространства. Высота его установки в заколонном пространстве выбрана из условия получения качественного “жидкого пакера”.
Анализ изобретательского уровня показал следующее:
известно создание гидравлического затвора (пеножидкостного барьера), устанавливаемого предварительно до спуска колонны, исключающее контакт газа и нефти высокого давления непосредственно со стволом скважины и представляющего возможность обезопасить проводимые работы в скважинах (см. а.с. №874977 по кл. Е 21 В 33/13 от 17.01.80 г., опубл. 23.10.81 г., ОБ №39);
известно создание гидравлического затвора (водоуглеводородная эмульсия, содержащая ПАВ), проникающего в коллектор с высоким газовым фактором, для блокирования пор и выполнения роли диспергатора газа (см. п. №2047745 по кл. Е 21 В 43/12 от 27.01.92 г., опубл. 10.11.95 г., ОБ №31);
известно блокирование поглощающего пласта путем закачки трехфазной пены, используемой при вскрытии в качестве промывочной жидкости, двухфазной пены и пеноцементного раствора (см. Амиян В.А. и др. Повышение нефтегазоотдачи пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения. М.: ВНИИОЭНГ, 1977 г. - с.38);
известен способ изоляции заколонных перетоков газа, включающий за-качивание в заколонное пространство вязкоупругого состава, для создания изоляционных перемычек, предотвращающих прорыв газа (см. п. №2126880 по кл. Е 21 В 33/13 от 27.02.98 г., опубл. 27.02.99 г. ОБ №6);
известено в способе заканчивания скважин закачивание вязкоупругого состава со стабильными свойствами между порциями цементного раствора (см. п. №2018629 по кл. Е 21 В 33/13 от 29.10.90 г., опубл. 30.08.94 г. ОБ №16). Вязкоупругий состав размещают над продуктивным пластом с целью обеспечения герметичности заколонного пространства;
известно, что для закупоривания коллектора и предотвращения проникновения в него промывочной жидкости перед спуском эксплуатационной колонны в зону продуктивного горизонта транспортируется пенообразующая жидкость с наполнителем (см. Тагиров К.М., Гасумов Р.А., Перейма А.А., Нифантов В.И. Крепление скважин при вскрытии продуктивного пласта // Газовая промышленность. - 1998. - №10. - с.42).
На основании вышеизложенного нами не выявлены технические решения, имеющие в своей основе признаки, совпадающие со всеми отличительными признаками заявляемого технического решения. Таким образом, последнее не следует явным образом из проанализированного уровня техники, т.е. имеет изобретательский уровень.
Используют в качестве углеводородной жидкости дизтопливо по ГОСТ 305-82, жирные кислоты по ТУ 10-191-032-01-86, хлорид кальция по ГОСТ 4460-87, вспученный вермикулит по ГОСТ 26137-82, газонаполненные микросферы МС - А9 по ТУ 6-48-108-94.
Содержание в обратной углеводородно-водной эмульсии - углеводородной жидкости менее 15 мас.%. не обеспечивает ее седиментационную устойчивость, а более 25 мас.% - вязкость эмульсии будет менее 150 мПа· с, что приведет к всплытию наполнителя и ухудшению свойств суспензии; содержание жирных кислот менее 0,5 мас.% не обеспечивает получение качественной седиментационной устойчивости, а более 1,5 мас.% не требуется, так как полученная эмульсия уже обладает требуемыми свойствами; содержание хлорида кальция менее 1,0 мас.% не обеспечивает полного омыления эмульгатора до получения кальциевой соли жирных кислот, а более 2,0 мас.% не требуется, так как уже обеспечено полное омыление эмульгатора.
Выбор состава обратной углеводородно-водной эмульсии обусловлен необходимостью получения вязкости 150-300 мПа· с и стабильности эмульсии.
Выбор состава вязкоупругого раствора обусловлен получением состава с максимально высокой степенью сшивки полиакриламида.
Более подробно сущность заявляемого способа описывается следующим примером.
Пример. Проводят ступенчатое цементирование скважины Песчано-Уметского ПХГ.
Исходные данные:
Давление в высокопроницаемом
газонасыщенном коллекторе, Рпл 0,72МПа
Градиент прорыва газа через
плавающий
гидравлический затвор (при
пластической вязкости
эмульсии
150,0 мПа· с), Δ Р 0,00677 МПа/м
Рекомендуемый коэффициент
превышения
гидростатического
давления в скважине над
давлением в высокопроницаемом
газонасыщенном коллекторе, К 1,10
Плотность жидкости в скважине
с установившемся уровнем после
поглощения, ρ ж 1000 кг/м3
Глубина залегания высокопроницаемого
газонасыщенного коллектора:
- кровля, Нк 232 м
- подошва, Нп 262 м
Уровень жидкости в скважине,
установившийся после
поглощения, h 165 м
Устьевое давление, создаваемое в
заколонном
пространстве, Ру 0,2МПа
Диаметр обсадной колонны:
- наружный, Dн 245 мм
- внутренний, Dв 225 мм
Диаметр долота, которым
проводилось бурение
под 245 мм
колонну, Dд 295,3 мм
Глубина установки пакер-
муфты типа ПДМ -245, Нм 224 м
Длина пакер-муфты
типа ПДМ-245, L 3,3 м
Глубина спуска обсадной
колонны, Lок 400 м
Плотность пенообразующей
жидкости, ρ пож 1080 кг/м3
Глубина спуска 324 мм
кондуктора, Lк 229 м
Внутренний диаметр
кондуктора, Dвп 0,304 м
Перед спуском обсадной колонны в скважине формируют плавающий гидравлический затвор, содержащий жидкую фазу и наполнитель. Высоту затвора определяют по формуле
При этом плотность его определяют из выражения
В качестве жидкой фазы плавающего гидравлического затвора используют обратную углеводородно-водную эмульсию вязкостью 300 мПа· с и плотностью ρ Э=938 кг/м3.
В качестве наполнителя используют газонаполненные микросферы плотностью ρ Н=280 кг/м3.
Массовую часть обратной углеводородно-водной эмульсии, приходящуюся на одну массовую часть указанного наполнителя, определяют по формуле
Для формирования гидравлического затвора требуется суспензия в объеме
Масса плавающего гидравлического затвора составляет
Qпгз=Vзρ э,
Qпгз=8,7· 560=4872 кг.
Требуемая масса наполнителя
При этом масса обратной углеводородно-водной эмульсии составляет
Qэ=Qпгз-Qн=4872-1392=3480 кг,
а ее объем равен
Vэ=Qэ:ρ э=3480:938=3,7 м3.
В осреднительной емкости приготавливают 3,7 м3 обратной углеводородно-водной эмульсии следующего состава, мас.%:
Углеводородная жидкость
(дизтопливо) 20,0
Хлорид кальция 2,0
Жирная кислота 1,0
Вода (техническая) 77,0
В указанную эмульсию вводят 1392 кг газонаполненных микросфер и после тщательного перемешивания полученную суспензию закачивают в скважину. Закачивание осуществляют агрегатом ЦА-320М на 2-й включенной передаче. При этом его расход составляет Q=3,16 л/с (при диаметре втулок 115 мм), время закачивания Т=Vз/Q=8,7/0,0036=2416,7 с=40,3 мин.
После формирования в скважине плавающего гидравлического затвора на устье устанавливают герметизатор под обсадную колонну и осуществляют ее спуск в скважину с установленным на ней устройством для ступенчатого цементирования, в качестве которого используют пакер - муфту типа ПДМ. Последнюю устанавливают на обсадной колонне с таким расчетом, чтобы на момент окончания спуска обсадной колонны она находилась на 5 м выше башмака предыдущей обсадной колонны (в данном случае кондуктора, спущенного на глубину 229 м).
Устанавливают цементировочную головку с нижней комбинированной “пробкой-шаром” и верхней цементировочной пробкой.
Для цементирования нижней ступени обсадной колонны закачивают последовательно: буферную жидкость (вязкоупругий раствор плотностью 1000 кг/м3), первую и вторую порции тампонажного раствора.
В осреднительной емкости приготавливают вязкоупругий раствор следующего состава, маc.%:
Хлорид натрия 1,0
Полиакриламид 1,5
Хромпик 0,8
Гипосульфид натрия 0,8
Вода 95,9
Вязко-упругий раствор закачивают в объеме
где 1бж - высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве (в соответствии с инструкцией по креплению нефтяных и газовых скважин РД 39-00147001-767-2000, 1бж=150-200 м), принимают 1бж=175 м.
В качестве первой порции используют аэрированный тампонажный раствор (со степенью аэрации в забойных условиях α =1,5-2) в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства от подошвы высокопроницаемого газонасыщенного коллектора до пакер-муфты
где kп - коэффициент, учитывающий увеличение объема тампонажного раствора, поглощаемого высокопроницаемым газонасыщенным коллектором.
Вторую порцию тампонажного раствора (неаэрированного) закачивают в объеме
где 1ц - высота цементного стакана, оставляемого в обсадной колонне, равная: 1ц=15 м.
Общий объем тампонажного раствора для цементирования нижней ступени составляет Vац+Vц1=0,8+3,54=4,34 м3.
Время на закачивание суммарного объема тампонажного раствора составляет (двумя ЦА-320М, на 3-й скорости, при диаметре втулок 115 мм)
Тц1=(Vaп+Vц1)/Q=4,34/0,00598· 2=362,9 с ≈ 6 мин
Перед продавливанием порций тампонажного раствора в обсадную колонну закачивают обратную углеводородно-водную эмульсию для заполнения обсадной колонны в объеме от башмака обсадной колонны до пакер-муфты
После закачивания обратной углеводородно-водной эмульсии в скважину отпускают и продавливают нижнюю комбинированную “пробку-шар”.
Объем продавочной жидкости для продавливания тампонажного раствора и обратной углеводородно-водной эмульсии составляет
Время на продавливание тампонажного раствора нижней ступени составляет (двумя ЦА-320М, на 3-й скорости, при диаметре втулок 115 мм)
Tп1=(Vп1+Vэ)/Q=(8,9+6,4)/0,00598· 2=1279,3 с=21,3 мин
В момент выхода аэрированного тампонажного раствора за обсадную колонну, определяемый по объему продавочной жидкости
V=Vтр-(Vац+Vц1)-Vэ=0,785· 0,2252·400-(0,8+3,54)-6,4=5,2 м3,
в заколонное пространство с устья скважины закачивают двухфазную пену со средней плотностью, определяемой по формуле
Для обеспечения заданной плотности двухфазной пены ее степень аэрации должна составлять
где α - степень аэрации;
ρ
ρ пож - плотность пенообразующей жидкости, кг/м3;
ρ г - плотность газа при давлении равном атмосферному, кг/м3;
Р0 - атмосферное давление (Р0=0,1 МПа);
Рпл - давление в высокопроницаемом газонасыщенном коллекторе (Рпл=0,72 МПа);
Т - максимальная температура в высокопроницаемом газонасыщенном коллекторе, Т=303К;
Т0 - средняя нормальная температура, Т0=295К.
При закачивании двухфазной пены поддерживают устьевое давление в заколонном пространстве, равное Ру=0,2 МПа.
В момент достижения аэрированным тампонажным раствором подошвы высокопроницаемого газонасыщенного коллектора, который определяется по расходу продавочной жидкости в объеме заколонного пространства от башмака обсадной колонны до подошвы высокопроницаемого газонасыщенного коллектора
устьевое давление в заколонном пространстве плавно снижают до атмосферного.
После посадки “пробки-шара” на седло нижней втулки пакер-муфты перекрывается центральный канал. Создают устьевое давление в обсадной колонне, равное 5 МПа, при этом нижняя втулка перемещается вниз до упора срезных элементов и происходит пакеровка заколонного пространства. При дальнейшем повышении давления до 6,0 МПа открываются цементировочные окна, через которые цементируют заколонное пространствовыше пакер-муфты.
Закачивают неаэрированньтй тампонажный раствор для цементирования верхней ступени обсадной колонны в объеме
где Dвп - внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны,
Время на закачивание неаэрированного тампонажного раствора верхней ступени составляет (двумя ЦА-320М, на 3-й скорости, при диаметре втулок 115 мм) Тц1=Vц2/Q=5,7/0,00598· 2=476,6 с≈ 8 мин.
В осреднительной емкости заранее приготавливают вязкоупругий раствор следующего состава, мас.%:
Хлорид натрия 1,0
Полиакриламид 1,0
Хромпик 0,8
Барит 15,0
Резиновая крошка 5,0
Гипосульфид натрия 0,8
Вода 76,4
После закачивания неаэрированного тампонажного раствора верхней ступени в обсадную колонну закачивается вязкоупругий раствор в объеме
Vp=0,785· (D
где hp - высота вязкоупругого раствора, м, выбирается из условия
L<hp<2· L,
3,3<hp<6,6
принимают hp=5 м
Vp=0,785· (0,3042-0,2452)· 5=0,13 м3
После закачивания 5,7 м3 неаэрированного тампонажного раствора и 0,13 м3 вязкоупругого раствора в скважину отпускают и продавливают верхнюю цементировочную пробку. При этом объем продавочной жидкости (техническая вода) будет равен
Время на продавливание тампонажного раствора составляет (двумя ЦА-320М, на 3-й скорости, при диаметре втулок 115 мм)
Tп1=Vп2/Q=8,9/0,00598· 2=744,15 с=12,4 мин
После продавливания и закрытия цементировочных окон верхней продавочной пробкой скважину оставляют на ожидание затвердевания тампонажного раствора (ОЗЦ) на 24 часа.
После истечения времени ОЗЦ верхнюю цементировочную пробку, комбинированную “пробку-шар”, цементный стакан и седло нижней втулки пакер-муфты разбуривают.
В процессе работы плавающий гидравлический затвор был установлен в заданном интервале, достигнуто качественное разобщение высокопроницаемого газонасыщенного коллектора от устья скважины, о чем свидетельствует отсутствие газопроявлений при спуске обсадной колонны и при цементировании. К тому же, при выполнении способа исключается операция ожидания затвердевания тампонажного раствора, используемого для цементирования нижней ступени обсадной колонны.
Тампонажный раствор поднят на проектную высоту.
Способ ступенчатого цементирования скважины в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах
| название | год | авторы | номер документа |
|---|---|---|---|
| СПОСОБ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ | 2008 |
|
RU2366795C1 |
| СПОСОБ СТУПЕНЧАТОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ В ЗОНЕ ПОГЛОЩЕНИЯ | 2000 |
|
RU2188302C2 |
| СПОСОБ ПРОВОДКИ СКВАЖИНЫ В ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫХ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ | 2003 |
|
RU2242580C1 |
| СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ | 2002 |
|
RU2232258C2 |
| Способ цементирования скважины в условиях аномально низких пластовых давлений | 2021 |
|
RU2775319C1 |
| СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ В УСЛОВИЯХ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД | 2006 |
|
RU2342517C2 |
| СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ ПЕРВОЙ СТУПЕНИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ СКВАЖИНЫ | 2008 |
|
RU2379475C1 |
| СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ | 2000 |
|
RU2183724C2 |
| СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СКВАЖИН ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗООБРАЗНЫХ И ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ (ВАРИАНТЫ) | 2015 |
|
RU2576416C1 |
| СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ВЕРХНЕЙ СТУПЕНИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ В СКВАЖИНЕ | 2008 |
|
RU2386013C1 |
Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин. Обеспечивает повышение эффективности цементирования. Сущность изобретения: устанавливают устройство для ступенчатого цементирования в обсадной колонне над кровлей коллектора. Монтируют цементировочную головку. Цементируют нижнюю ступень обсадной колонны. Продавливают тампонажный раствор. Фиксируют момент его выхода в заколонное пространство. В последнее закачивают двухфазную пену. Открывают цементировочные окна с последующим вымыванием излишков тампонажного раствора. Цементируют верхнюю ступень обсадной колонны путем закачивания неаэрированного тампонажного раствора. При этом предварительно в скважине формируют плавающий гидравлический затвор путем закачивания в заколонное пространство суспензии, содержащей жидкую фазу и наполнитель. Высоту и плотность плавающего гидравлического затвора определяют по математическим формулам. В качестве жидкой фазы суспензии используют обратную углеводородно-водную эмульсию. Массовую часть указанной эмульсии, приходящуюся на одну массовую часть указанного наполнителя, определяют по математической формуле. После формирования плавающего гидравлического затвора герметизируют устье скважины. В качестве буферной жидкости используют вязкоупругий раствор. В качестве первой порции тампонажного раствора - аэрированный тампонажный раствор. В качестве второй порции - неаэрированный тампонажный раствор. После закачивания второй порции тампонажного раствора закачивают обратную углеводородно-водную эмульсию. Плотность двухфазной пены определяют по математической формуле. В момент достижения аэрированным тампонажным раствором подошвы указанного коллектора устьевое давление в заколонном пространстве плавно снижают до атмосферного. После продавливания тампонажного раствора создают устьевое давление в обсадной колонне, достаточное для пакерования заколонного пространства. К цементированию верхней ступени обсадной колонны приступают без ожидания затвердевания тампонажного раствора. После закачивания неаэрированного тампонажного раствора закачивают вязкоупругий раствор в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства высотой, выбранной из граничного условия. 2 з.п.ф-лы, 1 табл.
где Нз - высота плавающего гидравлического затвора, м;
Рпл - давление в высокопроницаемом газонасыщенном коллекторе, МПа;
К - коэффициент превышения гидростатического давления в скважине над давлением в высокопроницаемом газонасыщенном коллекторе, равный 1,04-1,15;
ΔР - градиент прорыва газа через плавающий гидравлический затвор, равный 0,005-0,011 МПа/м, по данным экспериментальных исследований,
а плотность плавающего гидравлического затвора определяют по формуле
где ρз - плотность плавающего гидравлического затвора, кг/м3;
ρж - плотность жидкости в скважине с установившимся уровнем после поглощения, кг/м3;
Нк - глубина залегания кровли высокопроницаемого газонасыщенного коллектора, м;
h - уровень жидкости в скважине, установившийся после поглощения, м,
при этом в качестве жидкой фазы суспензии используют обратную углеводородно-водную эмульсию с вязкостью 150-300 мПа·с, в качестве наполнителя - газонаполненные микросферы или вспученный вермикулит, причем массовую часть указанной эмульсии, приходящуюся на одну массовую часть указанного наполнителя, определяют по формуле
где mэ - массовая часть обратной углеводородно-водной эмульсии, приходящаяся на 1 массовую часть наполнителя;
ρэ - плотность указанной эмульсии, кг/м3;
ρн - плотность наполнителя, кг/м3,
а после формирования плавающего гидравлического затвора герметизируют устье скважины, при этом в качестве устройства для ступенчатого цементирования используют пакер-муфту, в качестве буферной жидкости - вязко-упругий раствор, в качестве первой порции тампонажного раствора - аэрированный тампонажный раствор, закачиваемый в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства от подошвы высокопроницаемого газонасыщенного коллектора до пакер-муфты, в качестве второй порции - неаэрированный тампонажный раствор, закачиваемый в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства от башмака обсадной колонны до подошвы высокопроницаемого газонасыщенного коллектора, а после закачивания второй порции тампонажного раствора закачивают обратную углеводородно-водную эмульсию в объеме, необходимом для заполнения обсадной колонны до устройства для ступенчатого цементирования, при этом плотность двухфазной пены определяют по формуле
где ρ
g - ускорение свободного падения, м/с2;
Ру - устьевое давление в обсадной колонне, МПа,
причем в момент достижения аэрированным тампонажным раствором подошвы указанного коллектора устьевое давление в заколонном пространстве плавно снижают до атмосферного, а после продавливания тампонажного раствора создают устьевое давление в обсадной колонне, достаточное для пакерования заколонного пространства, причем к цементированию верхней ступени обсадной колонны приступают без ожидания затвердевания тампонажного раствора, используемого для цементирования нижней ступени обсадной колонны, при этом после закачивания неаэрированного тампонажного раствора, используемого для цементирования верхней ступени обсадной колонны, закачивают вязкоупругий раствор в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства, высотой, выбранной из условия
L<hp<2L,
где hp - высота столба вязкоупругого раствора в заколонном пространстве, м;
L - длина устройства для ступенчатого цементирования, м.
Углеводородная жидкость 15-25
Жирные кислоты, или их соли, или
их кубовые остатки 0,5-1,5
Хлорид кальция 1,0-2,0
Вода Остальное
Хлорид натрия 1,0
полиакриламид 1,0
Хромпик 0,8
Гипосульфид натрия 0,8
барит 15,0
Резиновая крошка 5,0
Вода Остальное
| СПОСОБ СТУПЕНЧАТОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ В ЗОНЕ ПОГЛОЩЕНИЯ | 2000 |
|
RU2188302C2 |
