Способ цементирования эксплуатационной колонны труб в скважине Советский патент 1993 года по МПК E21B33/14 

: Изобретение относится к нёфтёдобы- в.ающей промышленнрсти и может быть испрльзрёанЬ при цементировании эксплу- атацирнных колонн в нефтяных и газовых ск в ажи н ах, в инте рв ал ах п родукти вн ыК йёфтеврдонрсных niacrpB; (пластов с пЬДо {ивеннбй врдёй или при наличии близкррйс- .ног.о водонапЬрнбго пласта ниже нефтеносного), а также при цементировании кондукторов и промежуточных колонн.

г Щелью изобретения является повышение, качества цементирования эксплуатационных колонн за счет более надежной

герметизации цементного кольца в интервалах притока воды под нефтяным пластом.

Схема осуществления способа пред- ставлена , t и: 2, где А - самоуплотня- кэщеесяпйкерующеё устройство (узел); 1 - верхнее срезное стоп-крльцб; 2 - нижнее (оенрвнре) стрп-кольцо (или стандартный цементировочный обратный клапан типа ti|CG,Ei); 3i-стандартная пррдавочная пробка; 4 дд ке рую иезлементы-манжеть ; 5 - cpesfibieiurtHnbKH верхнего Стоп:(ольца; 6- зксплуатационная колонна: 7 - муфта обсадной трубы.

XJ

ю

00

и

00

Сл

Способ осуществляют следующим образом.

Колонна ниже продуктивного пласта (но выше обводненных пластов или пропласт- ков) оборудуется самоуплотняющимся паке- рующим узлом, ниже пакерующего устройства устанавливают дополнительное срезное (верхнее) стоп-кольцо (зажимают его между обсадными трубами 6 в муфтовом соединении). Место установки стоп-кольца 1, а, следовательно, и объем раствора в трубах между верхним и нижним стоп-кольцом

2 (Vi) рассчитывают, исходя из необходимого объема тампонажного раствора, задавливаемого в подпакерное пространство за колонной. Далее производят приготовление и нагнетание тампонажного раствора в объеме V Vi + V2 + Va где Vi - объем задавливаемого раствора;

V2 - объем раствора ниже обратного клапана ЦКОД, служащего одновременно нижним стоп-кольцом (цементный стакан);

Vs - объем раствора для заполнения за- колонного, пространства с обеспечением проектной высоты цементирования.

Затем производят продавливание тампонажного раствора продавочной пробкой

3 до дохождения его до стоп-кольца 1 (фиг, 1); закрепленного в муфте трубы 7, При избыточном (дополнительном) давлении (например 3,0 МПа) срезаются предохранительные шпильки пакерующего узла (на фиг, 1 не показаны) и пакерующие элементы - манжеты 4 раскрываются до упора о стенки скважины. Дальнейшее повышение давления, (например, до 5,0-6,0 МПа) приводит к срезу шпилек 5 и раствор в объеме Vi задавливается в поры .и трещины обводненных (водонапорных) пластов за колонной б до получения давления стоп и дохождения пробки до основного стоп-кольца 2 (ЦКОД), (фиг. 2). Тампонажный раствор, остающийся в подпакерном пространстве, при этом уплотняется. Не исключается оставление некоторой части тампонажного раствора из объема Vi над стоп-кольцом 2 ввиду чрезмерного повышения давления. Поэтому рекомендуется иметь дополнительный зумпф в скважине в объеме

V4- (0,2-0,3) Vs.

где Vs - объем затрубья ниже пакера (до забоя).

После истечения срока ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) продуктивный пласт перфорируют (фиг. 2) и скважину осваивают в обычном порядке.

Пример. Исходные данные для расчета процесса.

Кондуктор спущен на глубину 400 м. Эксплуатационную колонну спускают на глубину 2030 м. Продуктивный пласт имеет толщину 10 м, кровля его находится на глубине 1990 м, водонефтяной контакт (ВНК) - на глубине 2000 м. Диаметр скважины (по долоту)-215,9 м. наружный диаметр колонны 146 мм, внутренний - 130 мм. Оснастка низа колонны планируется следующая:

башмак В К-146 на глубине 2030 м (на забое), ЦКОД - на глубине 2020 м, самоуплотняющийся пакер (пакерующая часть)- на глубине 1999 м (на 1 м выше ВНК), Колонну спрессовывают на 20,0 МПа, затем цемен5 тируют чистым цементным раствором с плотностью 1850 кг/м3, глинистый раствор в скважине имеет плотность 1200 кг/м . Продавку тампонажного раствора производят глинистым раствором. Открытые трё0 щины с интенсивным поглощением промывочной жидкости в процессе буре ния е интервале ниже продуктивного пласта отсутствуют (следовательно, тампонажный раствор на основе цементноводной суспен5 зии с 50 % водосодержанием может проникнуть лишь в дефекты стенки скважины, крупные поры, кавернозные участки и пристенные трещины пород небольшой протяженности)

0 Установлено (на основе опыта капитального ремонта скважин), что на данной нефтеносной площади.или месторождении объем задавливаемогоо в пласты цементного раствора Vi 0,35 Vs.

5 В скважинах, где водоносные пласты или обводненная подошвенная часть нефтеносного монолитного пласта представлены нетрещиноватыми платными пористыми песчаниками, для задавливания в эти пла0 сты может быть использован тампонажный раствор с твердеющим фильтратом. Этот раствор в объеме, равном Vi + V2 + Vs готовят в конце цементирования и закачивают в колонну и последнюю очередь. Таким обра5 зом может быть создан блокирующий (водо- изолирующий) экран в водонасыщенном пласте на определенную глубину.

Расчет объема задавливаемого в подпакерное пространство тампонажного раство0 ра на основе цемента и соответственно высоты установки срезного стоп-кольца. Объем заколонного пространства на высоте 31 м от забоя до пакера (2030 м - 1999 м) составит

5

Vs - 0,785 (0,21592- 0,1462)х 31 0,61м3

Vi - 0,35 Vs 0,213м3.

Исходя из условий примера, давление на устье в конце цементирования (Р«ц) составит РКЦ А Ргс + Рг,

где Д Ргс - разность гидростатических давлений в трубах в затрубном пространстве;

Рг - потери напора на гидравлические сопротивления (составляют 2,0 МПа).

..,. . Ркц

1730 X 1850 +300 X 1200 -2000 X 1200

10000, -..

+ 20 110 + 20 130 кг /см2 или 13 МПа,

Объем цементного .раствора может уменьшиться на 5-20 % за счет отфильтро- вывания жидкой фазы в пласт. Примем, что отфильтровывается 20 %. Тогда с учетом этого Vt 0,213 х 1,2 ОД56 м3.

Расстояние между основным стоп-коль- цом(ЦКОД-ом) и срезным стоп-кольцом рае. . - ... .- .- :vv . : считывают по формуле hcK .

: .-:... .- Г Т

где FT - площадь сечения обсадной трубы.

FT 0,785 х dBK2 0.785 х 0,13.2 - 0,01325 м2.

Тогда Иск

0,256MJ

19,4 м. Примем

0,01325м 20 Mk .-.-. ../ . . : .: ..:. .. ..

Таким образом срезное стоп-кольцо необходимо установить на глубине Нцкод - he 2020 м - 20 м 2000 м. Для того, чтобы четко зафиксировать давление стоп -срез- ное стоп-кольцо должно срезаться при давлении среза (Рс), меньшем давления стоп на 2,0-3,0 МПа и большем на 1,5-2,0 МПа давления в конце цементирования, За вычетом давления на гидравлические сопротивления (Рг) внутри колонны (1,0 МПа) это составит Рс 13,0 + 2,0-1,0 14 МПа.

Таким образом срегзное стоп-кольцо оборудуется шпильками на давление среза 14 МПа. Тогда ожидаемая величина давления стоп после продавливания раствора в подпакерное пространство составит 14+ 1+ + (2-3) 17-18 МПа.

Проведение процесса.

В соответствии с вышеприведенным расчетом оборудуют и спускают колонну. Точность установки пакерующего элемента на глубине 1999 м проверяют с помощью

5

0

5

0

5

:-

о 5

0 5

g

геофизических измерений прихватомером и корректируют. После этого производят приготовление и нагнетание тампонажного раствора с объеме Vi + N/2 + Уз. Объем цементного раствора для цементирования заколонного пространства с учетом перекрытия башмака кондуктора на 100 м составит Уз 0,213 + 0,1333 + (2030-300) х 0,197х х 1,3 44,646 м (здесь 1,3 - поправка на кавернозность стен).

После достижения давления 11-12 МПа Скорость продавливания снижают (для фиксации давления среза кольца при 15-16 МПа). После среза стоп-кольца давление резко снижают до 12-ТЗ МПа и продавлива- ние раствора продолжают до достижения стоп (17-18 МПа), т. е, до завершения всей операции цементирования. После затвердения цемента вскрытие пласта и освоение скважины производят существующим методами. ; -

Формула изобретения Способ цементирования эксплуатационной колонны труб в скважине с водоносным пласт-ом, расположенным ниже нефтеносного или монолитным нефтяным пластом с подошвенной водой, включающий закачивание цементного раствора в колонну, продавливание его в затрубное пространство до посадки цементировочной пробки до стоп-кольца и создание избыточного давления на пласт, отличаю щий- с я тем, что, с целью повышения качества цементирования за счет более надежной герметизации цементного кольца в интервалах притока воды под нефтяным пластом, водоносный пласт или часть нефтеносного пласта, содержащую подошвенную воду, изолируют от нефтеносного самоуплотняющимся пакерующим узлом, отсекают объем цементного раствора, равный объему задавливаемого в водоносный пласт цементного раствора, путем размещения внутри колонны дополнительного срезного стоп-кольца, после чего на водоносный пласт или обводненную подошвенную часть пласта создают противодавление с одновременным задав- ливанием в него указанного объема цементного раствора.

Использование; в нефтедЬбывающей промышленнрсти при цементировании экс- плуатацйонной колонны труб в нефтяной и л:-7:; : ;:: -:Я. V .... :; газовойLскважин в интервалах; продуктивных пластов с: подвешенной водой или при наличии близко рас положе н н ого водона: порногрi пласта продуктивного. Сущность изобретения: низ колонны оборудуют пакерйым устройством самоуплотняющимся при повышении давления под ним. Внут- ри колонны выше оЬновного стоп-кольца уст,а;н ав.4.и;в; т:7 долЪ л.ит л ъ;нре;/срёз-но ё- стоп-кольцо; После спуска колонны в скважину покерное устройство устанавливакзт ниже нефтяного пласта (над подвешенной водой в монолитном пласте или; водонос- HbiM пластом с ботвётственно). В колонну За;камива1о1Цементный раствор; изолируют врдрнрснйй пласт ртпрйдуктйвнбго само- упл тняючдймся пакерующим устрбйством за давленияf$s$даваемого при срезе стрп-кбльда, создают противадавление на водрнрсный пласт с одновременным задав:п11ъ $ $$$з: г$ Цёмёнтн }г р а1лпЪ а кногъ- раствора.2 ил.у