Способ цементирования скважин

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве наклонных скважин с горизонтальным окончанием ствола различного назначения. Обеспечивает создание в цементируемом интервале однородного по плотности тампонажного раствора. Сущность изобретения: устанавливают в нижней части колонны обсадных труб струйный смеситель. Закачивают в колонну обсадных труб буферную жидкость. Закачивают одну или несколько порций тампонажного раствора. Закачивают одну или несколько порций продавочной жидкости. Тампонажный раствор перемешивают в струйном смесителе для его гомогенизации. Вытесняют в затрубное пространство скважины буферную жидкость и часть тампонажного раствора при турбулентном режиме. Остальную часть тампонажного раствора вытесняют при структурном режиме. 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве наклонно-направленных скважин и скважин с горизонтальным окончанием ствола различного назначения, в том числе предназначенных для эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ).

К качеству цементирования таких скважин предъявляются повышенные требования, т.к. ПХГ являются долговременными сооружениями. Однако сложные условия их крепления, обусловленные большими углами наклона ствола и низкими давлениями гидроразрыва пород, на практике зачастую приводят к неудовлетворительным результатам, выражающимся в появлении в процессе эксплуатации межколонных перетоков, требующих длительных и дорогостоящих ремонтов.

Основной задачей технологического процесса при цементировании скважин, с точки зрения получения качественной изоляции заколонного пространства, является обеспечение максимального замещения промывочной жидкости однородным седиментационно-устойчивым тампонажным раствором. После затвердевания тампонажного раствора качество изоляции оценивается комплексом геофизических методов: АКЦ, АКШ, СГДТ и др.

Известны способы цементирования скважин, повышающие степень замещения бурового раствора тампонажным, путем оснащения колонны обсадных труб турбулизаторами и средствами для расхаживания колонны в процессе цементирования (М. О. Ашрафьян. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. - М.: Недра, 1989, с.40-43) [1].

Однако для скважин с большим искривлением ствола применение оснастки, размещаемой на наружной поверхности обсадной колонны, ухудшает ее проходимость и усложняет спуск, а большие усилия, прижимающие колонну на изогнутом участке, не позволяют использовать ее вращение и расхаживание в процессе цементирования.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ цементирования скважин (патент РФ 2123576, кл. Е 21 В 33/13, опубл. 20.12.98, бюл. 35) [2], включающий закачку в колонну обсадных труб буферной жидкости, одну или несколько порций тампонажного раствора, продавочной жидкости и последующее вытеснение в затрубное пространство буферной жидкости и тампонажного раствора сначала в турбулентном режиме до достижения предельно допустимых значений давлений, после чего обеспечивают структурный режим течения жидкостей в затрубном пространстве.

Недостатком известного способа является то, что он не исключает получения в заколонном пространстве наклонных скважин разнородных по плотности порций тампонажного раствора, что способствует формированию флюидопроводящих каналов в затвердевающем тампонажном камне.

Лабораторными исследованиями показано и промысловыми данными подтверждено (Hanson P., Trigg Т., Rachal G., Zamora M. Investigation of Barite Sag in Weighted Drilling Fluids in Higlu Deviated Wells//SPE paper 20423 presented at the SPE Annual Conference and Exhibition. New Orlean, - 1990, - Sept. - P. 23-26) [3], что в скважинах с углом наклона 30-60o (а наиболее интенсивно 40-50o) происходит седиментационное расслоение тампонажной суспензии (эффект А. Бойкотта). Процесс протекает как в статическом состоянии, так и при его течении в ламинарном и структурном режимах (при турбулентном режиме эффект расслоения суспензий не наблюдается). Расчеты показывают (таблица), что в реальных условиях цементирования обсадных колонн диаметром 127-245 мм процесс протекает при ламинарном и структурном режимах течения тампонажных растворов. В расчетах принято значение плотности тампонажных растворов 1820 кг/м3, структурной вязкости 0,030 Пас, динамического напряжения сдвига 15 Па.

При таких режимах течения суспензий происходит расслоение тампонажного раствора по плотности, причем на выходе раствора из обсадной колонны в затрубное пространство это расслоение сохраняется, т.к. более легкий раствор из верхней части колонны перемещается в верхнюю часть затрубного пространства, а более тяжелый (из нижней части колонны) - в нижнюю часть затрубного пространства. При дальнейшем течении по затрубному пространству кондиционировать тампонажный раствор не представляется возможным даже в случае применения турбулизаторов или при турбулентном режиме течения.

В результате такого расслоения тампонажного раствора, начинающегося еще в колонне наклонно расположенных труб, в цементном камне вдоль верхней стенки наклонного ствола неизбежно формирование флюидопроводящих каналов.

Целью настоящего изобретения является создание в цементируемом интервале однородного по плотности тампонажного раствора, обеспечивающего после затвердевания надежную изоляцию заколонного пространства.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе цементирования скважин, включающем закачку в колонну обсадных труб буферной жидкости, одну или несколько порций тампонажного раствора, продавочной жидкости и последующее вытеснение в затрубное пространство скважины буферной жидкости и части тампонажного раствора при турбулентном режиме и остальной части тампонажного раствора при структурном режиме, согласно изобретению перед вытеснением в затрубное пространство скважины тампонажный раствор перемешивают для его гомогенизации в струйном смесителе, который устанавливают в нижней части обсадной колонны над башмаком.

На чертеже приведена схема процесса цементирования по предлагаемому способу. Способ осуществляют следующим образом. В колонну обсадных труб 1, оснащенную башмаком 2, обратным клапаном 3 и центраторами 4, устанавливают струйный смеситель 5. Струйный смеситель располагается в нижней части обсадной колонны над башмаком.

В процессе цементирования в обсадную колонну закачивают буферную жидкость "А", тампонажный раствор "Б" и после пуска пробки 6 - продавочную жидкость "В". Вытеснение бурового раствора "Г" из заколонного пространства ведут в турбулентном режиме, обеспечивающем максимальное замещение его тампонажным раствором, до достижения предельно допустимого давления на стенки скважины (для данной скважины). Далее производительность цементировочных насосов снижают и вытеснение бурового раствора продолжают при структурном режиме течения жидкостей.

При движении тампонажного раствора внутри колонны на наклонном стволе происходит бойкоттовское осаждение обогащенной твердой фазой суспензии "Д", сопровождающееся сползанием ее в нижнюю часть обсадной колонны. В струйном смесителе происходит перемешивание расслоившегося тампонажного раствора для его гомогенизации и в затрубное пространство вытесняется однородная по плотности тампонажная суспензия.

Пример. В скважину спускают и цементируют общепринятым способом кондуктор диаметром 324 мм на глубину 300 м.

Под промежуточную колонну скважину бурят долотом диаметром 295,3 мм на буровом растворе плотностью 1,16 т/м3 до кровли продуктивного пласта (1440 м по стволу). Ствол скважины наклонный с глубины 780 м, в интервале 1200-1440 м зенитный угол ствола скважины составляет 35-50 градусов.

Колонну обсадных труб оснащают башмаком, струйным смесителем, обратным клапаном и жесткоупругими центраторами. Струйный смеситель состоит из корпуса с наклонными каналами, соединенными в центре. Нижняя часть корпуса представляет собой диффузор, где происходит перемешивание тампонажного раствора для его гомогенизации. После спуска обсадной колонны в нее закачивают буферную жидкость (0,5%-ный водный раствор неионогенного ПАВ), одну или несколько порций тампонажного раствора плотностью 1,82-1,90 т/м3, производят пуск цементировочной пробки и закачивают продавочную жидкость.

Вытеснение буферной жидкости и тампонажного раствора ведут с максимально допустимой производительностью цементировочных агрегатов (45-50 л/с), снизив ее до 4-5 л/с за 3-4 м3 до окончания продавки. При этом за счет турбулентного режима течения растворов в заколонном пространстве происходит максимальное замещение бурового раствора буферной жидкостью, а движущийся в обсадной колонне при ламинарном режиме и расслаивающийся на наклонном стволе тампонажный раствор перемешивается в струйном смесителе для его гомогенизации и заполняет интервал цементирования.

По данным лабораторного анализа тампонажный камень из однородного по плотности тампонажного раствора имеет после двух суток твердения на 30-40% более высокие прочностные показатели, проницаемость его на 45-60% ниже, что свидетельствует об улучшении его изолирующих свойств.

Использование предлагаемого способа позволит повысить надежность крепления скважин, увеличить межремонтный период их эксплуатации, исключить исправительные работы после первичного цементирования.

Формула изобретения

Способ цементирования скважин, включающий закачку в колонну обсадных труб буферной жидкости, одну или несколько порций тампонажного раствора, продавочной жидкости и последующее вытеснение в затрубное пространство скважины буферной жидкости и части тампонажного раствора при турбулентном режиме и остальной части тампонажного раствора при структурном, отличающийся тем, что при цементировании наклонного ствола перед вытеснением в затрубное пространство скважины тампонажный раствор перемешивают для его гомогенизации в струйном смесителе, который устанавливают в нижней части обсадной колонны над башмаком.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разобщения нефтеносных и водоносных пластов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах в две стадии

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности, конкретно к герметизации и изоляции скважин
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при строительстве скважин, в разрезе которых находятся галитсодержащие породы в условиях высоких температур и давлений

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам для спуска и герметизации заколонного пространства обсадных колонн, в частности хвостовиков обсадных колонн

Изобретение относится к креплению нефтяных или газовых скважин и, в частности, к устройствам для цементирования обсадных колонн этих скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности

Изобретение относится к бурению скважин, а именно к креплению пробуренных интервалов обсадными трубами

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, в частности к способам ступенчатого цементирования скважин, когда продуктивные пласты представлены трещиноватыми или высокопроницаемыми коллекторами
Изобретение относится к области бурения скважин, к креплению скважин, в частности к способам цементирования обсадной колонны
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции пластов с помощью вязкопластичных материалов, и может быть использовано при разобщении пластов в скважине

Изобретение относится к области тампонирования (цементирования) скважин различного назначения, в частности тампонирования нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к технологии строительства скважин и предназначено для крепления скважин, пробуренных на нефть, газ и воду

Изобретение относится к области строительства скважины и может быть использовано при креплении нефтяных и газовых скважин при наличии в них проницаемых пластов
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при ремонтно-изоляционных работах по ликвидации заколонных перетоков в обсаженных эксплуатационной колонной нефтяных и газовых скважинах

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к способам крепления скважин и устройствам для их осуществления

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено при ступенчатом цементировании скважин, когда продуктивные пласты представлены трещиноватыми или высокопроницаемыми коллекторами

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве наклонных скважин с горизонтальным окончанием ствола различного назначения

Наверх