СПОСОБ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ МИГРАЦИИ ГАЗА ПО ЗАКОЛОННОМУ ПРОСТРАНСТВУ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН Российский патент 2007 года по МПК E21B33/14 

Описание патента на изобретение RU2312973C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве скважин, в частности при цементировании заколонного пространства как газовых, так и нефтяных скважин с большим газовым фактором.

Известен способ крепления скважин (Патент РФ №2068489, кл. Е21В 33/13, от 1996 г.), включающий установку в заданном месте заколонного пространства скважины твердеющего тампонажного материала (ступень процесса крепления обсадной колонны) и установку над ним нетвердеющего пластичного тампонажного состава. При этом в качестве нетвердеющего пластичного тампонажного состава используют гидрофобный нетвердеющий тампонажный материал, состоящий из дизельного топлива и битума, приобретающий свойства пластического тела после подачи его в скважину.

При осуществлении указанного известного способа регулируют вязкость нетвердеющего тампонажного материала во время приготовления путем введения загустителя и дополнительного нагрева до вязкости твердеющего тампонажного материала. Указанный способ предназначен для повышения герметичности крепи.

Однако, указанный способ не лишен ряда недостатков, а именно:

- применение в данном способе нетвердеющего тампонажного состава, включающего углеводородную жидкость, требует дополнительных мероприятий по пожарной безопасности и не удовлетворяет требованиям экологии;

- осуществление известного способа привязано к требованиям соблюдения определенной температуры, что не всегда возможно выполнить в условиях буровой.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по назначению является способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устье, включающий крепление обсадных колонн цементированием с подъемом цементного раствора нормальной плотностью выше кровли газового (продуктивного) пласта на высоту до 50 м и установку над цементным раствором состава с вязкоупругими свойствами, приготовленного из отработанного глинистого раствора со шламом с добавкой порошкообразного полиакриламида, а интервал в многолетнемерзлых породах заполняют незамерзающим раствором с устья скважины и при снижении уровня указанного раствора производят его подкачку для обеспечения гидростатического давления в заколонном пространстве над цементным кольцом выше пластового (Патент РФ №2235858, кл. Е21В 33/14, от 2002 г.).

Недостатком указанного известного способа является отсутствие при твердении цементного раствора достаточного воздействия гидростатического давления, создаваемого составом с вязкоупругими свойствами, в результате чего происходит проникновение в цементный раствор газа и пластовой жидкости и образование в цементном камне каналов, по которым возможны перетоки нефти и газа. Это препятствует надежной герметизации заколонного пространства.

Кроме того, еще одним недостатком указанного известного способа является то, что при его осуществлении производят заполнение незамерзающим раствором (аналог бурового раствора) заколонного пространства. Буровой раствор не является стабильной системой и со временем может произойти его полная деструкция. В результате из вышележащих проницаемых пластов в скважину могут поступать пластовые флюиды, что в дальнейшем может привести к разгерметизации заколонного пространства.

Технический результат, достигаемый заявляемым изобретением, заключается в повышении надежности цементирования за счет создания гарантированно герметичной крепи, а также в увеличении безаварийных сроков эксплуатации скважины.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом предупреждения миграции газа по заколонному пространству при цементировании скважин, включающим крепление обсадных колонн цементированием с подъемом цементного раствора нормальной плотности выше кровли продуктивного пласта и установку над цементным раствором состава с вязкоупругими свойствами, при этом новым является то, что над составом с вязкоупругими свойствами дополнительно размещают тампонажный состав со сроками схватывания более длительными, чем у цементного раствора, и с необходимой плотностью, обеспечивающей создание гидростатического давления выше давления газа в продуктивном пласте в период ожидания застывания цементного раствора, доставленного в интервал продуктивного пласта, а установку над цементным раствором состава с вязкоупругими свойствами производят на высоту не менее 10 м, причем в качестве состава с вязкоупругими свойствами используют безглинистый вязкоупругий состав.

В преимущественном варианте выполнения в качестве безглинистого вязкоупругого состава используют состав с регулируемыми сроками жизни.

В него может быть введен утяжелитель.

Срок жизни безглинистого вязкоупругого состава определяется временем его деструкции, после которого происходит выпадение утяжелителя.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет следующего.

Благодаря тому, что над составом с вязкоупругими свойствами дополнительно размещают тампонажный состав необходимой плотности и со сроками схватывания более длительными, чем у цементного раствора, расположенного в интервале продуктивного пласта, обеспечивается создание гидростатического давления выше пластового давления в продуктивном пласте на весь период ожидания застывания цементного раствора, расположенного напротив продуктивного интервала, что исключает образование каналов в крепи, а значит, повышает ее герметичность и надежность.

Благодаря тому, что установку над цементным раствором состава с вязкоупругими свойствами производят на высоту не менее 10 м, создается достаточный буфер между цементным раствором и тампонажным составом, что также препятствует миграции газа в цементный раствор и в вышележащие интервалы.

Нарушение структуры состава с вязкоупругими свойствами (далее ВУС) при выпадении утяжелителя по окончании срока жизни ВУС приводит к образованию своеобразной пробки, благодаря которой осуществляется дополнительная герметизация заколонного пространства.

Все это приводит к уменьшению вероятности возникновения миграции газа по заколонному пространству, а значит, - к увеличению безаварийных сроков эксплуатации скважины.

Предлагаемый способ прост в осуществлении, т.к. предусматривает минимальное количество используемых реагентов и операций.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

Пример

Определяют геолого-технические характеристики: глубину скважины, забойную температуру, диаметр колонны, интервал продуктивного пласта, пластовое давление и т.д.

Например, необходимо произвести цементирование скважины со следующими исходными данными:

- глубина скважины (по вертикали) - 1400 м;

- диаметр колонны - 168 мм;

- диаметр долота - 215,9 мм;

- интервал продуктивного пласта - 1200-1400 м;

- градиент пластового давления - 0,0103 МПа/м;

- плотность бурового раствора - 1080-1100 кг/м3;

- плотность жидкости затворения - 1000 кг/м3.

Сначала производят подготовку скважины к цементированию, например, по способу по патенту РФ №2137906. Затем закачивают в скважину цементный раствор нормальной плотности 1,82 г/см3 со сроками загустевания, равными Тц/0,75 - предположительно 2 часа (срок схватывания 3 часа), и продавливают его выше кровли продуктивного пласта (в нашем случае - газового пласта) на высоту 50-100 м от кровли указанного газового пласта. Одновременно готовят на дневной поверхности безглинистый вязкоупругий состав (далее ВУС). В качестве указанного безглинистого ВУС с регулируемыми сроками жизни может быть использован состав, известный из патента РФ №2132458, следующего компонентного содержания, мас.%:

крахмал5-10NaOH0,5-1ПАВ0,05-0,075смесь тетрабората натрияи перекисного соединенияв соотношении 1÷5÷10,7-1,5водаостальное

Регулируемый срок жизни конкретных составов указанных безглинистых ВУС составляет 3-4 часа.

Для повышения эффективности в указанный ВУС дополнительно вводят утяжелитель, например, барит или гематит в необходимом количестве.

Рассчитывают по формуле необходимую высоту установки ВУС в скважине над цементным раствором

H=105·ΔP/ρВУС,

где ρВУС - плотность ВУС, кг/м3;

ΔР - избыточное давление, МПа, необходимое для уравновешивания пластового давления РПЛ гидростатическим столбом жидкости затворения цементного раствора РЖЗ, определяемое по формуле

ΔР=РПЛЖЗ.

В нашем случае избыточное давление будет равно

ΔР=12,36-12,0=0,36 МПа.

По приведенной выше формуле, исходя из плотности ВУС=1630 кг/м3, определяем высоту установки ВУС:

Н=105·0,36/1630=22 м.

Далее, устанавливают ВУС в скважину над цементным раствором. Следом в скважину закачивают порцию тампонажного состава необходимой плотности со сроками загустевания 3 часа (срок схватывания 3,5-4 часа), мас.ч:

цемент100вода50понизитель фильтрации0,3

Как видно, сроки загустевания (схватывания) указанного тампонажного состава более длительны, чем сроки загустевания (схватывания) у цементного раствора, установленного в интервале продуктивного пласта. Это необходимо для того, чтобы во время образования цементного камня из цементного раствора, расположенного в интервале продуктивного пласта, сохранялось превышение гидростатического давления над пластовым за счет порции тампонажного состава, расположенной над ВУС. Данная порция обладает более длительными сроками схватывания и тем самым, за счет создания необходимого превышения гидростатического давления над пластовым, предотвращается миграция газа по цементному раствору во время ожидания застывания цемента (ОЗЦ).

Таким образом, цементный раствор не будет подвержен влиянию газа, поступающего из газового пласта.

ВУС, в свою очередь, играет роль пакера, расположенного в затрубном пространстве, и предупреждает миграцию газа в вышележащие интервалы, тем самым обеспечивая формирование цементного камня из тампонажного состава верхней порции без проникновения в него газа.

Дополнительно после цементирования во время ОЗЦ цементного раствора произойдет саморазрушение ВУС (за счет регулируемого срока жизни), утяжелитель выпадет в осадок и тем самым создаст непроницаемую пробку, предупреждающую миграцию газа в тампонажный состав, благодаря чему последний также обеспечит герметичную крепь.

Данная технология позволяет качественно изолировать как газовые скважины, так и нефтяные скважины с высоким газовым фактором за счет предупреждения миграции газа из пласта во время ОЗЦ и благодаря созданию гарантированно герметичной крепи, а качественная и надежная изоляция скважины позволяет увеличить безаварийные сроки ее эксплуатации.

Похожие патенты RU2312973C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ БЕЗ ВЫПУСКА ГАЗА НА ПОВЕРХНОСТЬ 2013
  • Хакимов Виктор Салимович
  • Хакимов Рафаэль Викторович
RU2527089C1
Способ предупреждения возникновения межколонных и межпластовых перетоков в скважине 2023
  • Саморуков Дмитрий Владимирович
  • Ноздря Владимир Иванович
  • Карапетов Рустам Валерьевич
  • Ефимов Николай Николаевич
RU2808074C1
СПОСОБ РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ ПРИ КРЕПЛЕНИИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ 2005
  • Гилязов Раиль Масалимович
  • Рахматуллин Марат Раифович
  • Гибадуллин Наиль Закуанович
  • Рахимкулов Рашит Шагизянович
  • Бочкарев Герман Пантелеевич
  • Огаркова Эльвира Ивановна
RU2295626C2
СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИНЫ 2015
  • Гасумов Рамиз Алиджавад-Оглы
  • Дубенко Валерий Евсеевич
  • Минченко Юлия Сергеевна
  • Винниченко Игорь Александрович
  • Дубенко Валерий Евсеевич
  • Белоус Анна Валерьевна
RU2580565C1
СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ 1999
  • Хахаев Б.Н.
  • Ангелопуло О.К.
  • Курбанов Я.М.
  • Певзнер Л.А.
  • Дубин И.Б.
  • Ростэ З.А.
  • Маммаев А.А.
RU2178060C2
СПОСОБ УСТРАНЕНИЯ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ И МЕЖКОЛОННЫХ ДАВЛЕНИЙ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ 2014
  • Самсоненко Наталья Владимировна
  • Самсоненко Александр Владимирович
  • Самсоненко Иван Владимирович
  • Самсоненко Владимир Иванович
RU2550116C1
СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН 1990
  • Журавлев Г.И.
  • Ванявкин Б.П.
  • Агзамов Ф.А.
  • Фаттахов З.М.
RU2018629C1
Способ заканчивания скважины стеклопластиковой обсадной колонной 2023
  • Зарипов Ильдар Мухаматуллович
  • Исхаков Альберт Равилевич
RU2811127C1
СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЗАКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА СКВАЖИНЫ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ ИЛИ ЗАЛЕЖИ, СОДЕРЖАЩЕЙ В СВОЕЙ ПРОДУКЦИИ ГАЗ 2004
  • Райкевич Сергей Иосифович
  • Андреев Олег Петрович
  • Арабский Анатолий Кузьмич
  • Минигулов Рафаил Минигуллович
  • Райкевич Михаил Иосифович
RU2272890C1
СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН С АНОМАЛЬНО-ВЫСОКИМИ ПЛАСТОВЫМИ ДАВЛЕНИЯМИ 1996
  • Цыцымушкин П.Ф.
  • Горонович С.Н.
  • Левшин В.Н.
  • Хайруллин С.Р.
RU2100569C1

Реферат патента 2007 года СПОСОБ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ МИГРАЦИИ ГАЗА ПО ЗАКОЛОННОМУ ПРОСТРАНСТВУ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивает повышение надежности цементирования. Согласно способу крепят обсадные колонны цементированием с подъемом цементного раствора нормальной плотности выше кровли продуктивного пласта. Устанавливают над цементным раствором состав с вязкоупругими свойствами. Над составом с вязкоупругими свойствами дополнительно размещают тампонажный состав со сроками схватывания более длительными, чем у цементного раствора, и с необходимой плотностью, обеспечивающей создание гидростатического давления выше давления газа в продуктивном пласте в период ожидания застывания цементного раствора, доставленного в интервал продуктивного пласта. Установку над цементным раствором состава с вязкоупругими свойствами производят на высоту не менее 10 м. В качестве состава с вязкоупругими свойствами используют безглинистый вязкоупругий состав. 3 з.п. ф-лы.

Формула изобретения RU 2 312 973 C1

1. Способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству при цементировании скважин, включающий крепление обсадных колонн цементированием с подъемом цементного раствора нормальной плотности выше кровли продуктивного пласта и установку над цементным раствором состава с вязкоупругими свойствами, отличающийся тем, что над составом с вязкоупругими свойствами дополнительно размещают тампонажный состав со сроками схватывания более длительными, чем у цементного раствора, и с необходимой плотностью, обеспечивающей создание гидростатического давления выше давления газа в продуктивном пласте в период ожидания застывания цементного раствора, доставленного в интервал продуктивного пласта, а установку над цементным раствором состава с вязкоупругими свойствами производят на высоту не менее 10 м, причем в качестве состава с вязкоупругими свойствами используют безглинистый вязкоупругий состав.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве безглинистого вязкоупругого состава используют состав с регулируемыми сроками жизни.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в безглинистый вязкоупругий состав с регулируемыми сроками жизни дополнительно вводят утяжелитель.4. Способ по п.3, отличающийся тем, что срок жизни безглинистого вязкоупругого состава определяется временем его деструкции, после которого происходит выпадение утяжелителя.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2007 года RU2312973C1

2002
RU2235858C2
СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЗАКОЛОННОГО ПРОСТРАНСТВА СКВАЖИНЫ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ ИЛИ ЗАЛЕЖИ, СОДЕРЖАЩЕЙ В СВОЕЙ ПРОДУКЦИИ ГАЗ 2004
  • Райкевич Сергей Иосифович
  • Андреев Олег Петрович
  • Арабский Анатолий Кузьмич
  • Минигулов Рафаил Минигуллович
  • Райкевич Михаил Иосифович
RU2272890C1
СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ МЕЖКОЛОННЫХ И ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ГАЗА В СКВАЖИНАХ (ВАРИАНТЫ) 2001
  • Басарыгин Ю.М.
  • Будников В.Ф.
  • Жиденко В.П.
  • Жиденко Г.Г.
  • Юрьев В.А.
  • Павленко Б.А.
  • Черненко А.М.
  • Костенко Е.М.
RU2213843C2
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ГАЗА 1998
  • Шарифуллин Ф.А.
  • Мамедов Б.А.
  • Цыкин И.В.
  • Исмагилов Р.Г.
  • Трубанов В.Н.
  • Акименко С.Н.
  • Михалков С.Г.
RU2126880C1
СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 1989
  • Бережной А.И.
  • Казаков А.Г.
  • Харисов М.Р.
  • Керн В.А.
  • Кочулин А.П.
RU2016188C1
US 3474866 A, 28.10.1969
US 5127473 A, 07.07.1992.

RU 2 312 973 C1

Авторы

Фефелов Юрий Владимирович

Карасев Дмитрий Васильевич

Гаршина Ольга Владимировна

Даты

2007-12-20Публикация

2006-05-17Подача