Способ цементирования скважин

 

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

09) (11) m е 21 В ЗЗ/1З

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ где

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

00 ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3843661/22-03 (22) 23,01.85 (46) 30.01.87. Бюл. Р 4 (71) Московский институт нефти и газа им. И.М. Губкина (72) К.А.Джабаров, О.К.Ангелопуло, A.В.Мйацаканов, В.Ф.Стариков и С.Н.Шурыгина (53) 622.245.42(088.8) (56) Левайн Д,Ж. и др. Предотвращение миграций газа в затрубном пространстве цементируемой скважины.

Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.

1980 У 40, с, 16-17.

Авторское свидетельство СССР

& 1257167, кл. Е 21 В 33/14, 1984. (54) (57) СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

СКВАЖИН, включающий доставку цементного раствора в заколонное пространство и повышение в нем давления в зависимости от скорости роста статического напряжения сдвига в заколонном пространстве, о т л и ч а ющ и и я тем, что, с целью повышения качества цементирования скважин в случаях заполнения эаколонного пространства цементным и буровым растворами за счет оптимизации режима противодавления на проявляющий пласт, по достижении статического напряжения сдвига растворов величины, при которой градиент гидростатического давления составного столба бурового и цементного растворов равен градиенту пластового давления, повышение давления в заколонном пространстве осуществляют со скоростью V определяемой из выражения

Б ц

V= 1(К -1) (— — — — + — — "- )

О .-816 2К вЂ” плотность воды затворения

1i цементного и бурового растворов, кг/м, К„ — коэффициент аномальности пластового давления, U и Uö — скорость роста статического напряжения сдвига (СНС бурового и цементного растворов, Па/мин, О, и О,„— значения СНС бурового и цементного

С2

Ф растворов, при которых устанавливается равенство градиентов

С: пластового и порогового давлений столба этих растворов,Па;

0 и 0 . — значения СНС бурового и

ze 2К цементного растворов, прн которых прекращается уменьшение гидростатичес- фф кого давления столба,составленного этими раство- . р рами, Па, ФФ

1, — высота столба бурового ицементного растворов, причем после достижения статического напряжения сдвига одним из растворов стабильной величины дальнейшее повы- ф, шение давления в заколонном пространйь стве осуществляют в зависимости от скорости роста статического напряжения сдвига другого раствора.

1286736

Изобретение относится к бурению скважин, в.частности к способам цементирования скважин с аномально ны.""oêèìè пластовыми давлениями.

Белью изобретения является повышение качества цементирования скважин в случаях заполнения их эаколонного пространства цементным и буровым растворами за счет оптимизации режима протинодавления на проявляющий пласт. f0

Способ осуществляют следующим обпь ew U

" ) = 1 Ч (К,-1) (— - — — +- - — --), (4)

2Б 1Н 2Ц 1Ц раствор из мешалки переливают в прибор для измерения статического напря- 20 жения сдвига (СНС) раствора и отмечают изменение этой характеристики но времени.

В другом таком же приборе измеряют изменение СНС но времени бурового раствора последней пачки, вытесненчой иэ затрубного пространства при цементировании скважины.

Так как уменьшение гидростатического давления составного столба бурового и тампонажного растворов происходит вследствие роста CHC этих растворов, то при достижении СНС одного из растворов величины

35 (),= 0,25 q (d,— d ) (icos/ -ф(1) разом.

Приготовленный цементный раствор по обычной технологии эакачинают в скважину. Пробу раствора помещают н лабораторную мешалку и перемешивают в течение всего процесса цементирова-. ния скважины. В момент его окончания где f — высота столба данного раствора в скважине, м

U — скорость рос.та его СНС, Па/мин„ причем 0 рассчитывают по формуле (2), т.е.

Q = 0,25 q (d> с(2) ((cosp — g1), (3) где обозначения те же, что и в формуле (1).

При достижении СНС второго раствора величины О, повышение давления продолжают со скоростью г)1e()1s и И1, рассчитывают по формуле (1), а О2 и О2 — по формуле (3) с подставкой н них соответствующих индексам (Б — буровой, Ц вЂ” цементный раствор) характеристик.

При достижении СНС первого раствора нелнчины 9 скорость увеличе2 ния давления на устье уменьшают на величину Ч . Заканчивают подъем давления на устье, когда СНС второго раствора достигнет величины 2

Так как для буровых растворов характерен ограниченный рост СНС во времени, то и случаях, когда наибольшее значение СНС раствораО оказыма лается меньше()2, повышение давления прекращают в момент достижения

СНС бурового раствора величиныО начинают повышать давление на устье, где d u d — внешний и внутрен1 2 ний диаметры кольце- 40 ного пространства, м;

J Г и à — плотность данного б 1 раствора и его жидкой фазы,, хг/м, угол наклона оси сква- 5 жины к вертикали на участке, заполненном данным раствором, р ад 9 к — коэффициент аномаль- 50

1 ности пластового давления, 1 = 9,81 и/с1

Скорость повышения давления на устье в начальный момент устанавливают пропорционально скорости роста СНС 55 данного раствора в соответствии с формулой е П о (k — 1)------ (2)

pin А О а

Hp и м е р. При бурении скважины на глубине 2000 м вскрыт пласт с аномально высоким пластовым давлением (к = 1,60). Диаметр скважины

Л1, = 0,2 16 м, а диаметр спущенной в нее обсадной колонны d = 0,168 м.

Скважину цементируют раствором плотностью = 2100 кг/мь, который поднимают и эатрубном пространстве на высоту = 800 м от забоя. Над цементным ра< твором находится столб бурового раствора плотностью f р 1800 к-/м . Плотность воды, на ко3

Б торой приготовляли буровой и цементный растворы, » 1100 кг/м, Сред1 ний угол наклона оси скважины к нертикали на участке, заполненном hyровым раствором, ф = 5, на участке, заполненном цементным раствором

1Р 2о

Вычисляют значения СНС растворов, при достижении которых возможен при) 286736

Составитель Е.Мочанова

Техред И.Ходанич Корректор Е.Рошко

Редактор А.Гулько

Заказ 7691/31

Тираж 532 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

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

Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4 ток пластового флюида в скважину

0 = 3 88 Па 9 = 39,9 Па, и значения,, ь

У при которых процесс снижения гидростатического давления прекращается

4 = 81,6 Па; 6 1 117,6 Па.

Наблюдения изменения во времени

СНС растворов показали, что через

15 мин после окончания цементирования скважины СНС цементного раствора дос«!0 тигло 39,9 Па и продолжало увеличиваться со средней скоростью

1,6 Па/мин, СНС бурового раствора оставалось меньше 3,88 Па.

Следовательно, давление в затрубном пространстве в это время начинают повышать со скоростью

Vo = 107 кПа/мин °

Через 20 мин после окончания цементирования СНС бурового раствора достигло 3,88 Па и далее продолжало увеличиваться со средней скоростью

U = 0,7 Па/мин. В это время скорость повышения давления на устье устанавливают в соответствии с формулой (4)

V .= =177 кПа/мин.

Через 48 мин с момента начала по- 30 вышения давления в затрубном пространстве осаждение твердой фазы тампонажного раствора прекратилось, так как его СНС достигло величины

Q = 117,6 Па. В это время скорость

2ц повышения давления на устье уменьшают на величину V, т.е. дальнейшее увеличение давпения осуществляют со скоростью

V =- 70 кПа/мин.

Через 111 мин с момента установления скорости V повышение давления на устье прекращают,так как величина

СНС бурового раствора достигла к этому времени значения

О = 81,6 Па.

26

Таким образом, конечное давление, установленное на устье в затрубном пространстве на период ОЗЦ, определится суммой произведений каждого из интервалов времени на скорость повышения давления на данном интервале

Р = 12,56 MIIa.

Совокупность признаков предлагаемого способа позволяет, с одной сто" роны избежать преждевременного и черезмерного повышения давления на пласты, таким образом, исключить опасность его гидроразрыва, с другой — надежно предотвратить приток пластового флюида в скважину в твердеющий цементный раствор, исключить образование в нем вертикальных каналов, по которым возникают межпластовые перетоки.