Способ цементирования скважин с аномально высокими пластовыми давлениями

 

1511 4 Е 21 В 33/14

OllNGAHNE ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н АВТОРСИОМУ СВИДЕтеРьСТВУ ны до кровли пласта с аномально высоким пластовым

9,—

1ссуци ствянний номитет Осс1

1 1О Д1.:ДР Я ЯЯОЯът1=1.1РД 1,1 От1,11Р1 Д Я 1 (21) 3806630/22-03 (22) 06. 08. 84 (46) 15.09.86.Бюл. N 34 (71) Московский институт нефтехимической и "àýoâîé промышланности им. И.Yi.Ãóáêèíà (72) K.А,Джабаров, О.К.Ангелопуло, А.В.Мнацаканов и Б.П.Ситков (53) 622.245.42 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

Ф 759704, кл. Е 21 В 33/13, 1980.

Авторское свидетельство СССР

11 1182154, кл. Е 21 В 33/13„ 1984. (54)(57) СПОСОБ ЦЕХЕНТИРОБАНИЯ СКВАЖИН С АНОМЫ1ЬНО ВЫСОКИ1И ПЛАСТОВЬМИ

ДАВЛЕНИЯМИ, включающий подачу тампонажного раствора в затрубное пространство, создание избыточного давления на устье скважины в эатрубном пространстве до начала охватъ|вания тампонажного раствора и увеличение избыточного давления с расчетнои скоростью, отличающийся тем, что, с целью повьппения эффективности цементирования скважин путем уменьшения кольматации продуктивных пластов фильтратом тамнонажного раствора, а также псвышения надежности предотвращения поглощений тампонажного раствора и фпюидопроявлений из скважин, избыточное давление в затрубном пространстве создают с момента достижения. равенства между градиентом порогового давления тампонажного раствора в скважине и градиентом пластового давления, а скорость V увеличения избыточного давления на устье скьажины определяют иэ следующего выражения:

Kg -1 ч =a gu — — ——

8„-6, .где L — расстояние от устья скважидавлением, м; плотность жидкой фазы тампонажного раствора, кг/м д. коэффициент аномальности ппастового давления; скорость роста статического напряжения сдвига тампонажного раствора, Па/мин; статическое напряжение сдвига тамгонажного раствора, при котором устанавливается равенство градиента порового давления тампанажного раствора в скважине пласто— вому давлению, IIa; статическое напряжение сдвига тамгонажного раствора, при котором вся его твердая фаза зависает на стенках скважины, Па; ускорение свободного падения (g = 9,81 м/с )..

4 25

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к способам цементирования скважин с аномально высокими пластовыми давлениями.

Целью изобретения является повышение эффективности цементирования скважин путем уменьшения кольматации продуктивных пластов фильтратом тампонажного раствора, а также повышение надежности предотвращения погло- !О щений тампонажного раствора и флюидопроявлений из скважин.

Способ осуществляют следующим образом.

Приготовляют тампонажный раствор l5 по обычной технологии и закачивают его в скважину. Пробу раствора помещают в лабораторную мешалку и перемешивают в течение всего процесса цементирования сквалыжны. В момент его окончания раствор из мешалки переливают в прибор для измерения статического напряжения сдвига (СНС) раствора и наблюдают изменение этой характеристики во времени. Так как уменьшение гидростатического давления столба тампонажного раствора происходит вследствие роста его СНС, ".v s момент когда СНС достигнет Hewoторого значения 8 при котором устанавливается равенство градиентов пластовогс и HepQBoFo давления тамполажного раствора в скважине и возможен приток пластового флюида, в затрубном пространстве скважинь на устье начинают создавать давление с помощью цементировочных агрегатов.

При этом 9, рассчитывают по формуле

7167 где U жины и процесс уменьшения порового давления прекращается, Па; 9 рассчитывают по

2Î формуле

9 =О, 25g (й — 1 ) (p совр- p, ) (4)

При достижении СНС раствора значения 6 увеличение давления в эатрубном пространств прекращают.

После времени ОЗЦ давление в затрубном пространстве сбрасывают.

При такой совокупности операций (оптимальном времени создания давления в затрубном пространстве) умень30 шается кольматация продуктивного пласта фильтратом тампонажкого раствора. В противном случае (если давление создают с момента сниженич гидрастатики тампонажного раствора) д5 фильтрат тампонажного раствора неизбежно будет поступать в продуктивный пласт, так как создаваемое давление будет соответствовать начальной гидростатике тампонажного б раствора, которое, в свою очередь, принимают и условия предотвращения проявлений выше пластового на регламентированную величину.

При равенстве порогового давления тампонажного раствора и пластового давления опасность флюидспроявлений исключается вследствие появления к этому моменту напряжений сдвига тампонажного раствора на контактах его со станками скважины и колонной, которое сумьп руется с пороговым давлением тампонажного раствора.

П р и и е р (выполнения предложенного способа).

При бурении скважин) на глубине

=2000 м вскрыт пласт с аномально высоким пластовым давлением (K<=l,65), Диаметр скважины с,=0,216 и, диаметр

9, =О, 25я (О, — d ) ($ созц - p) Kp),(I ) где Й, и с1 — внешний и внутренний диаметры кольцевого пространства, и; и о, — плотность тампонажного раствора и его жидкой фазы /M угол наклона оси сква"жины K вертикали„ град

К„ — коэффициент аномальности пластового давления;

g = 9,01 м/с

Скорость повышения давления в затрубном пространстве устанавливают пропорционально скорости роста СКС раствора в соответствии с формулой

U = aU, (2) оптимальная скорость повышения давления в затрубном пространстве, Па/мин," скорость роста CHC суспензии, Па/мин,, коэффициент пропорциональности, рассчитываемый по формулеК вЂ” а )ея г (З) д, g, r„ae L — расстояние от устья скважины до кровли высоконапорного пласта, и;

8 — СНС тампона-.,ного раствора, при котором вся твердая фаза его зависает на стенках сква125

Составитель В. Гришанон

Техред М.Ходанич Корректор А.Обручар

Редактор Н.Слободяник

Заказ 4888/24 Тираж 548

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д.4/5

Подписное

Производственно-полиграфическое предприятие,г.Ужгород, ул.Проектная,4

3 спущенной в нее обсадной колонны

d =0,168 м. Угол отклонейия скважины

1 Q от вертикали q =0 . Скважину цементируют до устья тампонажным раствором плотностью ) =2100 кг/м, затворенным на рапе плотностью (, =1180 кг/м .

Значения Hi и 8 для этих данных, рассчитанные по формулам (1) и (4), равны соответственно 18 и 108 Па.

Коэффициент пропорциональности сог- 10 ласно (3) равен а=1,7 10

СНС раствора после того, как достигло значения 8, увеличивалось в первые 30 мин со скоростью 0,7 Па/мин.

Следовательно, скорость повышения давления в эатрубном пространстве в первые 30 мин устанавливают равной

V, =1,7 ° 10 0,7=1,2 ° 10 Па/мин.

В дальнейшем СНС увеличивалось 20 со скоростью 1,6 Па/мин. Соответствующая ей оптимальная скорость уве7167 4 личения давления на устье равна

V, =!,7 ° 10 1,6 2,7 ° 10 Па/мин.

Продолжительность увеличения давления с такой скоростью ас =(90-0,7 ° 30)/1,6=42,5 мин, а конечное давление, установленное в затрубном пространстве на периодОЗП, равно ф

P=l,2 10 ° 30 + 2,7 1О 42,5 — l4,1 МПа.

Совокупность признаков предлагаемого изобретения позволяет, с одной стороны, избежать преждевременного и черезмерного повышения давления на пласт и, таким образом, исключить опасность его гидроразрыва, а с другой — надежно предотвратить приток пластового флюида в скважину в твердеющий тампонажный раствор, исключить образование в нем вертикальных каналов, по которым возникают межпластовые перетоки.