Способ цементирования скважин Советский патент 1988 года по МПК E21B33/14 

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к способам их цементирования.

Целью изобретения является повышение эффективности цементирования фпюидопроявляю1 х скважин, содержащих поглощающие горизонты за счет снижения возможности флюидопроявле- ний при одновременном обеспечении целевой принудительной фильтрации избыточной жидкости из тампонажного раствора в поглощаюи ие горизонты.

На чертеже приведена апроксими- рующая кривая интенсивности зависания тампонажного раствора.

Способ осуществляют следующим образом

Обсадную колонну спускают в скважину с упорным кольцом без обратного клапана, нагнетают тампонажный раствор в заколонноа пространстве по известной технологии, используя цементировочные агрегаты. По дрс.ти- жении разделительной пробки упорного кольца осуществляют частичный отбор тампонажного раствора в обсадную колонну через ее башмак. Для этого постепенно открывают кран на выкидной линии цементировочного агрегата и в мерную емкость последнего отбирают указанный объем продавочной жидкости после чего закрывают кран. При этом частичный отбор тампонажного раствора в обсадную колонну осуществляют при давлении в заколонном пространсве выше давления флюидопроявления. Для этого регулируют, например, объемную скорость отбираемой жидкости, чтобы не произошли разрыв сплошности тампонажного раствора и гидроудар на продуктивные пласты вьше допустимого.

Необходимый объем отбираемой жидкости зависит от сроков схватывания тампонажного раствора, коллекторски свойств нефтеносного и водоносного пластов, конструкции скважин и определяется опытным путем. Количеств раствора должно быть достаточно для повторной подачи тампонажного раствора в заколонное пространство и создания давления в течение 30 - 40 мин. При этом повторную подачу тампонажного раствора в заколонное пространство осуществляют под давлением Р, определяемым из выражения

Р(. +

(Р,-Р)С1 .eit.

е ),

(1)

0

5

0

5

0

где Р - полное гидростатическое давление от тампонажного раствора по окончании про- давки, MTIa;

Р. - гидростатическое давление на забой скваж1 ны от жидкости затворения тa moнaж- ного раствора, МПа; t - продолжительность процесса снижения гидростатического давления столба тампонаж- . ного раствора, с; е -. основание натурального логарифма;

об - показатель степени интенсивности снижения гидростатического давления столба тампонажного раствора (С ; 0,00y-0,07j.

После окончания отбора тампонажного раствора в колонну, в заколонном пространстве раствор начинает зависать.

Зависание тампонажного раствора в затрубном пространстве сопровождается снижением гидростатического давления на забой скважины, соответственно снижается показание давления и на монометре на устье колонны. Снижение гидростатического давления на забой скважины аппроксимируется функцией

35

РГ V Рс- Р

oii

(2)

0

5

0

5

где Р - гидростатическое давление цементного раствора на забое скважины через время зависания t, Ю1а.

Вид апроксимирующей кривой интенсивности зависания тампонажного раствора приведен на чертеже 1 (кривая 1).,

Для определенного геолого-техни- ческого условия твердения тампонажного раствора .показатель степени интенсивности зависания определяют по формулу

/ J..i&

V а id

где Р- - гидростатическое давление на забой в данный момент времени t, , МГа; t; - текущее время зависания,с. По формуле (3) определяют показатель степени зависания. Для чего при известных t;, Р , Р. фиксируют

гидростатическое давление на забой через О, 5, 10 мин покоя после отбора.

Чем вьпле избыточное давление на тампонажный раствор, тем меньше вероятность образования флюидопрово- ДЯ1ЦИХ каналов. В то же время давление, создаваемое с забоя на тампонажный раствор, не должно приводить в движение тампонажный раствор в верхней части затрубного пространства, так как 80-90% обсадных колонн цементируется без герметизации затрубного пространства. Тампонажные растворы не будут страгиваться в верхней части, если давление на него с забоя не будет превышать 2Pj.-Р; „ Отсюда наиболее оптимальное избыточное давление, создаваемое на тампонажный раствор, определяется функцией зависимости (1) или кривой 2 (чертеж).

При превышении указанного давления возможны страгивание и движение тампонажного раствора в заколонном пространстве, что отрицательно влияет на формирующий камень. В случае, есл избыточное давление намного меньше рекомендуемого, создаваемое давление недостаточно для принудительной фильтрации избыточной жидкости затворения из тампонажного раствора и ускорения формирования тампонажного камня.

Следовательно, избыточное давление, создаваемое на тампонажный раствор через башмак обсадной колонны, наиболее оптимально при максимально возможном приближении к функции (1), кривой 2«Ограничениями создаваемого избыточного давления при этом является величина гидроразрыва пластов на забое скважины и предельно допустимое внутреннее давление обсадной колонны.

Пример.

Вертикальная глубина

скважины, м1202

Забой скважины (наклонная глубина), м 1206

Интервал нефтеносньос

пластов, м

Интервал нижних водоносных пластов, м

Давление нефтеносного пласта, Mlla

1131,1- 1187

1190- 1202

11,8

0

5

0

5

0

5

0

0,25

Лавление водоносного пласта, Mlla12,1

Давление гидроразрыва водоносного пласта, ,0

Гидростатическое давление тампонажного раствора на забое, МПа 20,4 Гидростатическое давление продавочной жидкости на забое, МПа14, 4

Диаметр эксплуатационной колонны, мм146 Глубина башмака колонны, м1206 Глубина установки упорного кольца, м 1203 Объем отобранного раствора в колонну, м Время продолжительности ожидания зависания цементного раствора за колонной, мин10 Время продолжительности нагнетания отобранного раствора через башмак колонны, мин 20 Объем повторно закаченного раствора в прибойную часть заколонного пространства после зависания тампонажного раствора, м 0,2 Максимальное дaвлteниe на нижние водоносные пласты при повторном нагнетании тампонажного раствора, МПа 22,5 Давление на манометре насоса цементировочного агрегата Р„, МПа:

через О мин покоя 6,0 через 5 мин покоя . 5,2 через 1U мин .покоя 4,0

Коэффициент интенсивности зависания тампонажного раствора, мин 0,026 Давление на манометре цементировочного насоса при нагнетании возвращенного объема тампонажного раствора P,j, МПа:

5

через 10 мин покоя через 15 мин покоя через 20 мин покоя через 25 мин покоя

7,0 7,9 8,7

Не выше 9,4

51

Формула изобретения

Способ цементирования скважин, включающий подачу тампонажного раствора в заколонное пространство, частичный отбор тампонажного раствора в обсадную колонну через ее башмак и повторную подачу под давлением отобранного та1 понажного раствора в заколонное прсэстранство, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности цементирования флюидопроявляющих скважин, содержащих поглощающие горизонты за счет снижения возможности флюидо- проявлений при одновременном обеспечении целевой принудительной фильтрации избыточной жидкости из тампонажного раствора в поглощающие горизонты, частичный отбор тампонаж- ного раствора в обсадную колонну осуществляют при давлении в заколон- ном пространстве выше давления флюид опроявлений, а повторную подачу тампонажного раствора в заколонное

пространство осущестнляют под давлением Р, определяемым из выражения

Р

PC + (РС-Р) 1-е

-У),

где Р - полное гидростатическое давление от та1 понажного раствора по окончании про- давки, Ша;

Р гидростатическое давление на забои скважины от жидкости затворения тампонаж- ного раствора, МПа; t - продолжительность процесса снижения гидростатического давления столба тампонажного раствора, с; е - основание натурального

логарифма;

показатель степени интенсивности снижения гидростатического давления столба тампонажного раствора (С 0,009-0,07К

Р

PC

Pi

V