Способ цементирования скважин Советский патент 1980 года по МПК E21B33/14 

Настоящее изобретение относится к области бурения скважин, в частности к ил. цементированию. Известен способ цементирования скважин путем закачки неодновременно охват ьгоающегося тампонирующего раствора с быстросхватываюшимися порциями, разделяющими и перекрывающими газоносные пласты. При этом давление столба жидкого раствора передается на схватывающийся темпонажный раствор в нижней части скважины . Недостатком способа является низкая его эффективность и трудность регулирования сроков схватывания цементов с разньпли характеристиками. Наиболее близким аналогом изобретения является способ цементирования сква жии, включающий закачку тампонажного раствора в интерна;: цементирования сква жины и воздействия избыточным давлением на -тампонажный раствор L2. Недостатком известного способа явля ся то, что величина создаваемо1Х) по спо собу избыточного давления в пределах величины гидроразрыва пород, слагающих стенки скважины, недостаточна для развития процесса фильтрации жидкости затворения через глинистую горку. Поэтому качество цементирования скважин низкое из-за того, что скорость фильтрации жидкости затворения из тампонажного раствора недостаточна. Целью настоящего изобретения является повышение эффективности цементирования скважин за счет ускорения фильтрации жидкости и тампонажного раствора. Поставленная цель достигается тем, что воздействие избыточным давлением на тампонажный раствор производят после завершения процесса загустения и седиметации, причем величина избыточного давления не меньше давления гидрора эрьюа. Способ цементирования скважин осуществляют следующим образом. Тампонажный раствор от цементировочных агрегатов через цементировочную

головку но трубам обсадной колонны подают в загрузочное пространство скважины. После того, как тампонажный раствор заполнит заданный интервал ueMepiTH рованиявскважины, заливку раствора нрекращают. Давление внутри колонны снижают до нуля. Через некоторое время, когда наступает загустение раствора, давление в затрубном пространстве постепенно повышают до величины гидро- разрыва пластов у верхней границы открытого ствола скважины. Давление повышают подачей бурового раствора с расчетной производительностью. При этом если прекращают подачу раствора в за- трубное пространство и отмечают падение давления, то это указывает на уменьшение обьема жидкости в затрубном пространстве за счет фильтрации через стенки скважины. Затем, давление в затрубном пространстве повышают до резкого его увеличения, что свидетельству об окончании процесса вытекания жидкости затворения из затрубного пространств После этого, подачу раствора & затруб- нов пространство прекрашают, а скважину оставляют на ожидание затвердевания цемента.

Пример.

Глубина спуска эксплуата52ООционной колонны, м. Интервал цементиро5200- 800вания, м

Интервал открытого

52ОО-4700 ствола, м

Плотность тампонажного раствора, г/см

2,1О Время начала загустевания тампонажного

3 ч ЗО ми раствора

Время начала схватывания раствора, ч Гидростатическое давление у нижней границы

1044 цемента, кгс/см.

Плотность бурового раствора, г/см1,9 Давление на агрегатах и концу цементирования, кг/см 2-15О Производительность агрегатов при вытеснении тампонажного раствора в аатрубное пространство л/с 16 Время закачки тампонажного раствора, мин7О Время продавливания раствора, мин7О

Суммлриос; время з.акаичивяиня тампонажиого ряствора в интервал цементироваЕшя2 ч 2О мин

Давление гидроразрыва в скважинах, на стенках которых имеется фильтрационная корка, определяют по зависимости

-. Г-.-™-

- давление гидроразрыва, кгс/см ;

РПР ц - глубина рассматриваемого сечения скважины, м|

Pf, - пластовое давление в рассматриваемом сечении, кгс/см . Давление гидроразрыва на забое скважины, где Н 520О м, R

936 кгс/см составит:

,08-5200

Р

-Q66-9ie 520i-6 4s

0

175крс/см2

Давление гидроразрыва на верхней границе открытого ствола скважины,где м, а 1 О66О кгс/см, составит

р.,бб-ббо 508чаб ткгс/см 10

Давление столба жидкости после окончания закачки тампонажного раствора в интервал цементирования скважины определяют по зависимости

о

- удельные веса бурового и

где г Гц тампонажного раствора соответственно)

высота столба бурового тамНгмНцпонажного раствора соответственно. Давление на забое скважины составит

,9-2800-2,(-2400.. , ... Тэ --J6 -: - 512-50 -т& гй1см

10

Давление

на верхней границе открытоН-.280О м

гр. ствола скважины, где

/Ч

и Ни. (470О-280О)190О м составит

1,9-2800

Р - 950кгс/см2

ст

.10-fO

Избыточное давление на устье сквай и-

ны для получения гидроразрыва составит: Р«,« р2С7 - /

Pmc,ГVV 7 -930 245 п:/cм 572 Через 3 ч ЗО мн от начала закачки тампонажного раствора, когда наступает загустевание раствора, давление в затруб ном пространстве постепенно повышают на величн су f,, 4 кгс/см , которая соответствует величине гидроразрыва пла тов у верхней границы от.крытого ствола скважины, т.е. на глубине 47ОО м. Давл ние повышают подачей бурового раствора с производительностью 5 л/с. Доводят давление в затрубном лространстве до 245 кгс/см и далее до резкого во времени увеличения давления,которое свидетельствует об окончании процесса вытеснения жидкости затворения из затрубного пространства. После этого подачу раствора в затрубное пространство прекращают, а скважину оставляют на ожидание затвердевания цемента. Ф о р м ула изобретения Способ цементирования скважин, включающий закачку тампонажного раст16вора в интервал цементирования скважины и воздействия избыточнв гм давлением на тампонажньш раствор, о т л и ч а ющ и и с я тем, что, с целью повышения эффективности цементирования скважин за счет ускорения фильтрации жидкости из тампонажного раствора, воздействие избыточным давлением на тампонажный раствор производят после завершения процесса загустевания и ceдимeнтaц m, причем величина избыточного давления не меньше давления гидроразрыва. Источники информации, принятые во внимание при экспертизе 1.Измайлов Л. Б. и др. Крепление нефтяньк и Газовых .скважин,-М. Недра, 1976, с. 133-124. 2.Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин,- М, 1975, с. 42 (прототип).