Способ цементирования скважин преимущественно для районов западной сибири Советский патент 1983 года по МПК E21B33/13 E21B33/14 E21B43/26 

Изобретение относится к строитель-ству нефтяных и газовых скважин-, а именно к способам цементирования обсадных колонн.

Известен способ цементирования скважин, преимущественно для районов 5 Западной Сибири, предусматривающий зат.ворение цемента на воде с температурой 40-бО°С, резкое охлаждение полученного цементного раствора на 15-20°С и закачку его в скважину l .Ю

Недостаток этого способа заключается в том, что температура цементного раствора, закачиваемого в скважину,может варьировать в широких пределах в зависимости от температуры 15 цементного порошка. Температура цемента перед затворением близка к температуре окружающего воздуха и, следовательно, последняя определяет, температуру тампонажного раствора, .20 закачиваемого в скважину.

Наиболее близким к предлагаемому является способ цементирования скважин, преимущественно для районов Западной Сибири, путем доставки в них 25 нагретого цементного раствора, обладающего достаточно хорошими реологическими и седиментационными свойствами и твердеющего в прочный камень 2 ..

Недостаток известного способа заключается в том, что закачка цементного раствора с температурой на .устье 20-25с приводит к значитель,но{иу охлаждению нижней части ствола глубиной нефтяной или газовой сква- жины, в результате чего горное давление в массиве пород вблизи скважины частично компенсируется термальными напр1яжениями и тем самым снижается способность ствола противостоять гид- 40 роразрыву столбом цементного раствора в конце цементирования. Гидроразрывы горных пород ведут к неподъему тампонажного материала за обсадными колоннами, а низкое давление гидрораз- 45 рывов вызывает необходимость раз-)аботки специальной технологии. .

Цель изобретения - повышение эффективности цементирования скважин, преимущественно в районах Западной jO Сибири, за счет снижения йероятности гидроразрыва пород и поглощений цементного раствора.

Поставленная цель достигается ем, что определяют естественную

т- 55 емпературу пород, склонных к гидоразрыву, а цементный раствор к тому интервалу доставляют с темпеатурой, предотвращающей его охлажение более чем на 1б,зс.

Влияние температуры на вероят- 60 ость гидроразрыва горных пород при ементировании подтверждается промысовыми данными. -

. На фиг. 1 показано изменение, редней «высоты недоподъема тампонаж- 5

ного материала до устья за эксплуатационной колонной на Самотлорском месторождении за 1976-1978 гг. отделно по пластам групп А (723 скважины) и Б (753 скважины) в зависимости от среднесуточной температуры воздуха в день цементирования; на фиг. 2 - изменение естественной температуры горных пород по глубине скважины на глубине 2200 м она на 14,4°С выше чем на глубине 1800 м; на фиг. 3 - расчетное изменение температуры цементного раствора у башмака обсадной колонны в зависимости от глубины ее спуска и температуры раствора на устье; на фиг. 4 - температура, горныХ пород для глубин 2200 (линия 1) и 1800 м (линия 2), а также изменение температуры цементного раствора у башмака обсадной колонны, спущенной на глубину 2200 (линия 3) и 1800 м (линия 4) в зависимости от те температуры цементного раствора на устье.

Из фиг. 1 видно, что изменение температуры воздуха как в области положительных, так и в области отрицательных температур ведет к уменьшению средней высоты j неподъема цемента. Так, по пластам А средний недоподъем не снижается менее 90, а по пла.стам - 24-0 м. При этом тампонажный материал представлен в основном гельцементным раствором с плотностью 1,45-1,50 г/см- и лишь продуктивная часть разреза перекрывается цементным раствором с водоцементным отношением 0,55.

Анализ промыслового материала по 79 скважинам пробуренным в летний период, на которых был зафиксирован гидроразрыв горных пород при цементировании, дает зависимость (при коэффициенте множественной корреляции 0,83)

С ; 0,1820 - 0,131, (О

L . .1 где С - градиент давление гидроразрыва при цементировании, кгс/см м; , р - плотность промывочной жидкости при бурении, г/см-1 Z - глубина скважины, м. На Самотлоре средняя глубина залегания продуктивных горизонтов заключается в интервале 1800-2200 м, причем к первой глубине (Z Zg) приурочены пласты группы А, а ко второй (Z Zb-) - группы Б.

Из формулы (1) видно, что с увеличением глубины, градиент давления гидроразрыва .уменьшается, в результате усиления тепловой разгрузки с глубиной скважины.

Давление гидроразрыва на глубин пластов Б определяется формулой

(2)

С, 164,876 СА1 В то же время (3)+ 0,182р - 0,131 164,876 Сб. + 0,182р -0,131СИ + 0,182р -0,131 Рд fe 164,876+(0,182p-0,131)ZqС5) Pg и 164,876 + (0,182p-0,131)) Без тепловой разгрузки на участке от ZQ до Zg градиент гидроразрыва сох ранил бы свое значение до глубины Zgи тогда давление гидроразрыва определялось бы формулой Pg 164,(0,182f)-0,131)Zj,: С ) Величина АРБ РБ - РБ показывает, снижение давления гидроразрыва в результате тепловой разгрузки: uPg 164,876 1 +(0,182p-0,131)Z6- 164,876 - (0,182p-0,131)Ze (8) uP 164,876 V Подставляя числовые значения., получают 164-876 36,6 кгс/см Сх Рассмотрим охлаждение стенок ство ла скважины на глубине 2200 м по-сра нению с глубиной 1800 м. Из графиков на фиг,2-4 видно,что для летних скважин, когда температура цементного раствора определяется температурой воздуха и в среднем колеблется от 10 до , горные породы у башмака колонны на глубине 2200 м охлаждаются на u.tp 30,, а на глубине 1800 м -.на fit 24,6°С Следовательно, пласты группы Б охраждаются на ut 5, больше, чем (пласты группы А. отношение m -- 6,5 кгс/см с 5,0 показывает снижение давления гидроразрыва в расчете на один градус охлаждения, Общая-температурная разгрузка пластов А составляет 6д т&г;; 6,5.24,,9 кгс/см (12) а пластов Б: б mbt 6,5--30,,3 кгс/см(13 Сумма давления гидроразрыва Pg и Р с температурной разгрузкой dg и бд дает давление гидроразрыва Р и pj, если бы не было тепловой разгрузки (Р 1,15) : + ,1+196,3 533,4 кгс/см (lU) 305,8+159,9 465,7 кгс/см. Для подъема цементного раствора нормальной плотности 1,83-1,85 г/см с учетом гидродинамики в конце цементирования достаточно иметь градиент давления гидроразрыва в скважине порядка 0,195-0,200 кгс/см м . |Тогда давление на забое будет составлять:Рд 0,200-1800 360 кгс/см Р 0,200-2200 440 кгс/см Величину допускаемой тепловой разгрузки находят по формулам tdj РА - Рд 465,7 - 360 105.-7 кгс/см ; С16) (б1 РЕ - РЕ 93,4 кгс/см (17) Допускаемое снижение температуры горных пород для пластов А и Б определяют из зависимостей 16,,(I8) 14,4°С (19) По графику на фиг. 4 находят.необходимую температуру цементного раствора на устье, которая составляет на п.ласты группы А 24,4°С, а группы Б , т.е. соответственно на 35 и 36°С ниже температуры горных пород на соответствующих глубинах (59 и 74°С). Таким образом, ставя температуру цементного раствора на устье в зависимость от естественной температуры горных пород на забое скважины достигают регламентированной разгрузки горного давления. Способ цементирования скважин осуществляют следующим образом. На месторождении в одной из дли.гельно простаивающей скважине производят запись термометра и вычисляют геотермический градиент. Уточняют глубину скважины, подлежащей цементированию, и по геотермическому градиенту определяют естественную температуру горных пород на з.абое. По формуле (1) врлчисляют необходимую температуру цементного раствора пе- . ред закачкой в скважине. Для обеспечения регламентированной температуры воду для затворения необходимо нагреть до соответствующей температуры в зависимости от температуры воздуха. В зимнее время нагрев целесообразно проводить котельной установкой, а в летнее - передвижной паровой установкой (ППУ). В наиболее морозные дни

для достижения необходимой температуры цементный раствор и порошок подогревают.

Затворение цементного раствора и продавку его в затрубн.ое пространство осуществляют в обычном порядке.

Проблема подъема цементного раствора нормальной плотности 1/831,85 г/см) до устья за эксплуатационной колонной на месторождениях Западной Сибири особенно остра. Это связано с тем, что участились случаи разрушения эксплуатационных колонн в верхнем не перекрытом тампонажным материалом или перекрытом., но низкопрочным гельцементом, интервале. Причиной разрушения колонн является подвижка пластичных, например глинистых отложений. По этой причине в среднем в год выходит из строя 10 скважин,. Еэемонт которых невозможен из-за взаимного смещения концов разрушенной колонны в месте прорыва и такие скважины подлежат ликвидации. Убытки в год составляют примерно 3 млн.руб. С учетом дополнительных затрат на эксплуатацию в летний период года экономический эффект составит 2,9 млн. руб. в год.

СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН, ПРЕИМУЩЕСТВЕННО ДЛЯ РАЙОНОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ путем доставки в них нагретого цементного раствора, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности цементирования скважин за счет снижения вероятности гидроразрыва пород и поглощений-цементного раствора, определяют естественную температуру пород, склонных к гидроразрыву, а цементный раствор к этому интервалу доставляют с температурой, предотвращающей охлаждение интервала пород более чем на 16,3°С. с S (Л

зно

I

2000

250U

3000

О 20„ М 60 80 100°С

Температура скважине S-P Самотиорского месторЕокдеиия чшз J месяца после списка и цементрооамя

Обсаоной 1ФЛОИНЫФиг. 2

К