Способ цементирования обсадных колонн в скважинах Советский патент 1987 года по МПК E21B33/13 

113А8А992

Изобретение относится к бурениюкоэф(1)ициент проницаемости корки уменьскнажин, в частности к способам ихшились или увеличилась ее плотность,

цементирования.это означает, что буферная жидкость

Цель изобретения повышение ка-не фильтруется через корку бурового

честна цементирования обсадных колони 5раствора или образует на корке раствов интервалах проницаемых пород зара фильтрационную корку, коэффициент

счет воз:- ожностн уплотнепия фильтра-проницаемости которой меньше )ициционпой корки бурового раствора, об-еита проницаемости корки бурового

разующейся на стенках скважины.раствора. Описанным методом исследуют

Способ осуществляют следующим несколько составов буферных жидкостей

образом.и выбирают ту из них, которая оказываВ скважину закачивают последовате-ет наибольшее уплотняющее действие

льно буферную жидкость и тампонажяыйна корку бурового раствора или при

раствор с вытеснением ими буровогоравном уплотняющем действии наиболее

раствора из скважины. экономична и в наибольшей степени

В качестве буферной жидкости ис-удовлетворяет другим требованиям бупользуют жидкость, нефильтрующуюсяферной жидкости. После определения

через корку бурового раствора, илисостава буферной жидкости осуществлядисперсную жидкос1ь с коэфсЬициентомют цементирование по описанной техпроницаемости ее фильтрационно корки, нологии.

М иь::1им коэф(Ш1.11(. 1гг-ч :. Г i м 11. ь : i и В табл. 1 приведены параметры

.bLiL 1 p;iiuu4i ioi i 1чОрки iiyp :п,м м р;ь ri.n-видов буровых растворов, для которых

pi. ijpii :)том против 1И1Ги.1)оачп иропи-проведены лабораторные исследования

ly.ieNU,.--; пород Oyfjinpfpyio .-кидкое гь к- |дер-с ц М1ЫО выбора буферной жидкости coi-

ливают гго стапи;;,тцаи гюка ьт1ч leu ласно способа. Пробы буровых раство-

уплотне1П1Я фильтрацион-по корки буро-ров отбирались с бурящихся скважин, вого раствора.В табл. 2 приведены параметры филь„трациоиных корок буровых растворов Реалпзаии ) Fu:ex излол.иипмх ирипна-.. ,

до и после воздействия на них буфер- ков в скважии э оиеспс-чинаю г, напри- V}

мер, путем прогнозиронания реальных . Там же приведены соспоказателей в услопи;.х сква;м1н жидкостей, основе предварительных а так..: гк-рал- приведены результаты филельных лабораторных исследоваш,,.льтрации цементного раствора через уп„лотиенные и неуплотненпые корки буроДля ;гилГ1 ) до проведения П1 МО гги1)овоч-

ных раг.пт в скважине осуществляют „,,, .вых растворов.

бор буферной жидкости. Огбирают из Проведенные исследования позволи скважины, г де планируют цемен гирог . ч-ли сделать следующие выводы, ные работы, пробу бурового раствора, 2%-ный водный раствор КССБ фильт- и в камере измерительного прибора, Qровался через глинистые корки раст- например водоотдатчика, под перепа-воров № и 2 без образования полимер- дом давления известным методом форми-ной пленки. Уплотнение глинистых ко- руют фильтрационную корку буровогорок в этих случаях не происходило, раствора. Вьшивают из npii6opa оста-При фильтрации через глинистую корку ток бурового раствора (если он есть) раствора № 3 данной буферной жидкос- и известными методами определяь и.иити поверх корки образовалась иоли- толщину, или объем фильтрационноймерная пленка. Однако проницаемость корки или определяют плотность корки,полимерной пленки бьша меньше прони- или коэффициент проницаемости. Затемцаемости корки раствора № 3, о чем в камеру прибора поверх корки бурово- псвидетельствует увеличение коэффициен- го раствора заливают исследуемую бу-та проницаемости корки после воздей- ферную жидкость и под перепадом лавле-ствия буферной жидкостью, а также ния известным способом осуцсч ч или1итуменьшение ее средней плотности, ее фильтрацию через корку бурового При фильтрации 5%-ного водного раствора. После тгогс- остаток nyijjepHouj- раствора КССБ для всех трех раство- -ч;ц ii. i i слш - М- .. II :: ;, . ров сверху буровгп О раствора

1) -Р -ют ii :..:; л яли I iобразовывалась полимерная пленка.

, :. n-i-ii :, -i . , i г i ,; i l:,:, ;: 1Сорки растворов № 1 и 2 под действиI:M полимерно пленк уплотнились, о

чем свидетельствует уменьшение коэффициента проницаемости корок после воздействия полимерной жидкостью. Уплотнения корки бурового раствора № 3 не произошло, что говорит о меньшей проницаемости полимерной корки по сравнению с проницаемостью корки раствора № 3 до ее уплотнения.

2 и 5%-ные водные растворы КМЦ при фильтрации во всех случаях образовывали полимерные фильтрационные пленки сверху корок трех буровых растворов. Корки буровых растворов во всех случаях уплотнились - увеличилась их плотность, уменьшился коэффициент проницаемости.

Наименьшей проницаемостью обладают полимерные корки водного раствора КМЦ при введении в него подшэтилено- вой или резиновой крошки. При воздействии этими жидкостями произошло наибольшее уплотнение корок буровых растворов.

При фильтрации цементного раствора через глинистые корки наименьшая водоотдача получена при фильтрации через корки, предварительно уплотненные 2%-ным водным раствором КМЦ с добавлением полиэтиленовой или резино- вой крошки, а наибольшая - при фильтрации через неуплотненные корки (табл. 3). Частичная деструкция скелета фильтрационных корок, которая имела место при фильтрации через них фильтрата цементного раствора (о чем свидетельствует увеличение коэффициента проницаемости корок, а также результаты визуального осмотра), в наибольшей степени отмечалась для не- уплотненных корок и в наименьшей степени - для наиболее уплотненных корок

Проницаемость фильтрационной корки цементного раствора во всех случаях превьш1ала проницаемость фильтра- ционных корок бурового раствора и буферных жидкостей.

Конкретньй пример реализации способа.

Техническая колонна спущена на глу бину 1400 м с целью перекрытия высокопродуктивных проницаемых газоносных горизонтов, залегающих в интервале 1200-1350 м. Выше глубины 1200 м разрез необсаженной части скважины пред- ставлен устойчивыми непроницаемыми породами. Параметры бурового раствора приведены в табл. 1. Требуется провести цементировочные работы с каче

Q g

0

5 о 0

5

ственной изоляцие11 гтродуктивньк горизонтов. При бурении используют раствор № 2.

В табл. 2 приведены результаты лабораторных исследований по выбору буферной жидкости для раствора № 2, пробы которого были отобраны со скважины. Из 5 исследуемых буферных жидкостей лишь 2%-ньй водный раствор КССБ не угшотняет корку бурового раствора № 2 - толщина корки и ее плотность после фильтрации через нее буферной жидкости не изменяется. Остальные 4 состава буферных жидкостей при фильтрации через глинистую корку образуют сверху полимерную тонкую корку с меньшим, чем у корки бурового раствора коэффициентом проницаемости. Следствием этого является уменьшение толщины, объема, коэффициента проницаемости, увеличение плотности корки после фильтрации через нее буферной жидкости. Наибольшее уплотняющее действие на глинистую корку раствора N- 2 оказывают 2%-ный водный раствор КМЦ-600, л также указанный раствор с добавлением 5Z по весу полиэтиленовой или резиновой крошки. Из-за дефицита полиэтиленовой и резиновой крошки на момент цементирования в качестве буферной жидкости выбирают 2/о-ный водный раствор К Щ-бОО.

Известными методами определяют объем буферной жидкости из расчета заполнения затрубного пространства в интервале 1200-1400 м. Расчетный объем жидкости закачивают в скважину и продавливают в интервал 1200-1400 м. Циркуляцию прекращают и выдерживают буферную жидкость в указанном интервале в течение 3-4 ч. Для наибольшего уплотнения глинистой корки на стенках скважины и для ускорения процесса уплотнения создают в скважине избыточное давление. После этого в трубы закачивают расчетный объем новой порции буферной жидкости, расчетный объем цементного раствора, продавочной жидкости и по известной технологии продавливают цементный раствор в заколон- ное пространство в интервал цементирования.

Формула изобретения

Способ цементирования обсадных колонн в скважинах, включающий закачку в скважину буферной жидкости, тампонажного раствора с вытеснением ими бурового раствора из скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения качества цементирования в интервалах проницаемых пород за счет возможности уплотнения фильт рационной корки бурового раствора, образующейся на стенках скважины, в качестве буферной жидкости исполь10,2 1,29 8,57

Раствор № 1 Водный раствор 2% КССБ 4

Водный раствор 5% КССБ

Водный раствор 2% ВоднЕЛй раствор 5% КМЦ

зуют жидкость, нефильгрующуюся через корку бурового раствора, или дисперсную жидкость с коэффициентом проницаемости ее фильтрационной корки, меньшим коэффициента проницаемости фильт- ра1Ц1онной корки бурового раствора, причем против интервала проницаемых пород буферную жидкость выдерживают до уплотнения фильтрационной корки бурового раствора.

Таблица 1

Таблица 5

0,2 1,31 7,35

9,7 1,43 6,93

8,5 7,9

1,61 1,69

2,35 1,95

Полимерная пленка сверху корки отсутствует

Сверху корки образовалась полимернаяпленка

То е

1,29 8,57

1,29 8,57

Водный раствор 2% КМЦ с 4 добавлением 5% по весу полиэтиленовой крошки

Водный раствор 2% КМЦ с 4 добавлением 5% по весу резиновой крошки

Раствор № 2

Продолжение табл, 2

7,6 1,81 1,08

7,6 1,84 1,12

11

Корка раствора № 1

10,2

Корка раствора № 1, уплотненная 2%-ным водным раствором КССБ

Корка раствора № 1, уплотненная 5%-ным раствором КССБ

Корка раствора № 1, уплотненная 5%-ным водным раствором КМЦ

Корка раствора № 1, уплотнен- 1ПЯ- 2%-ным водным раствором КМЦ с добавлением 5% по весу целофановой крошки

Корка раствора № 1, уплотненная 2%-ным водным раствором КМЦ с добавлением 5% по весу резиновой крошки

Корка раствора № 2

Корка раствора № 2, уплотненная 2%-ным водным раствором КССБ

Корка раствора № 2, уплотненная 5%-11ым водным раствором КССБ

Корка раствора N 2, уплотненная 2%-ным (1ОД111,1м раствором КМЦ

Таблица 3

1,49 5,32 4,5

8,0 10,15

1,76 1,34 1,5

4,5 4,86

1,5 1,56

1,47 4,44 3,5 3 9,0 13,23

1,59 2,93 2,4 3 7,5 10,61

11

Корка раствора № 2, уплотненная 2%-ным водным раствором КМЦ с добавлением 5% по весу полиэтиленовой крошки

Корка раствора № 2, уплотненная 2%-ным водным раствором КМЦ с добавлением 5% по весу резиновой крошки

Корка раствора N-- 3

Корка раствора № 3, уплотненная 2%-ным водным раствором КССБ

Корка раствора № 2, уплотненная 5%-ным вод1а1М раствором КССБ

Корка раствора № 3, уплотненная 2%-ным водным раствором КМЦ

Корка раствора № 3, уплотненная 2%-ным водным раствором КМЦ с добавлением 5%-по весу полиэтиленовой крошки

Корка раствора № 3, уплотненная 2%-ным водным раствором КМЦ с добавлением 5% по весу резиновой крошки

ВНШ-тИ Заказ 5174/32 Тираж 532 Подписное Произв.-полигр, пр-тие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4

12

Продолжение табл, 3

2,5 3,1

1,15 5,83

1,0 4,9

2,3

9,5

3,1 12,0

1,21 7,21 4,4

9,0 15,56

1,20 7,81 5,1

8,5 15,15

Ь59 1,91 2,4

5,0 4,75

1,5 1,77

1,5 1,73

Изобретение относится к бурению скважин и позволяет повысить качество цементирования в интервалах проницаемых пород за счет возможности уплотнения фильтра1р€онной корки бурового раствора (БР), образующейся на стенках скважины. Способ включает закачку в скважину последовательно буферной жидкости (БЖ), тампонажно- го раствора с вытеснением ими БР из скважины. В качестве БЖ используют жидкость, не фильтрующуюся через корку БР, или дисперсную жидкость с коэффициентом проницаемости ее фильтрационной корки, меньшим чем у БР. Против интервала проницаемых пород циркуляцию БЖ прекращают и вьщержива- ют ее до стабилизации показателей уплотнения фильтрационной корки БР. 3 табл. (Л со 00 QO ;о