Способ цементирования скважин

Способ цементирования скважин включает закачивание газированного тампонажного раствора в обсадную колонну, продавливание его в затрубное пространство в два этапа с учетом дегазации газированного тампонажного раствора во время его активации в скважине, а также с учетом сжимаемости газированного тампонажного раствора в термобарических скважинных условиях. Обеспечивается повышение качества цементирования скважин газированным тампонажным раствором, путем разрушения дефектной структуры на первой стадии структурообразования (активации) газированной тампонажной суспензии за счет поэтапного продавливания газированного тампонажного раствора с учетом его устойчивости. 3 ил.

 

Изобретение относится к строительству нефтяных, газовых и разведочных скважин, в частности, к способам их цементирования газированными тампонажными растворами.

Известен способ цементирования обсадных колонн [а.с. 1723308 SU, МПК⁵ Е21В 33/14, опубл. 30.03.92], заключающийся в повышении надежности технологического процесса путем обеспечения ступенчатого снятия гидростатического давления столба жидкости за обсадной колонной. В период ожидания затвердевания цемента поддерживают гидравлическую связь через забой затрубного и трубного пространств между собой, а высоту столба очередной части тампонажного раствора ограничивают допустимым внешним давлением на обсадную колонну.

Известен способ цементирования обсадных колонн [а.с. 1454953 SU, МПК⁴ Е21В 33/14, опубл. 30.01.89], заключающийся в том, что с целью снижения интенсивности поглощения цементного раствора поглощающими пластами закачивание буферной жидкости и цементного раствора осуществляют с противодавлением на устье скважины, не меньшим давления поглощения пластов, но меньшим давления их гидроразрыва, а во время продавки цементного раствора противодавление на устье сбрасывают в соответствии с темпом роста давления продавливания.

Известен способ цементирования обсадных колонн [а.с. 1707185 SU, МПК⁵ Е21В 33/14, опубл. 23.01.92], заключающийся в том, что с целью повышения качества цементирования за счет предотвращения дегазации и обеспечения подъема газированного цементного раствора до устья, в процессе продавливания и схватывания газированного цементного раствора на устье в затрубном пространстве скважины создают давление не менее 2 МПа.

Причинами, препятствующими достижению заявляемого технического результата указанных известных аналогов, является создание в затрубном пространстве избыточного давления, вызывающего поглощения в горизонтах с аномально низкими пластовыми давлениями. В процессе создания противодавления на устье скважины не менее 2 МПа и более в начальный период продавливания газированного раствора, возникают осложнения, связанные с низкой сжимаемостью пены (газированной композиции), что может привести к гидроразрыву, недоподъему до проектной высоты тампонажного раствора.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является разработка способа цементирования скважины газированными тампонажными растворами.

При осуществлении изобретения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении качества цементирования скважины путем разрушения дефектной структуры на первой стадии структурообразования (активации) газированной тампонажной суспензии за счет поэтапного продавливания газированного тампонажного раствора с учетом его устойчивости.

Указанный технический результат достигается в два этапа. На первом этапе осуществляется закачивание буферной жидкости, газированного тампонажного раствора и продавливание их до проектной высоты. На втором этапе осуществляется остановка процесса, на время первой фазы структурообразования газированного тампонажного раствора, и окончание процесса продавливания с учетом дегазации газированного тампонажного раствора в течение времени первой фазы структурообразования.

По И.Г.Гранковскому существует 4 стадии структурообразования. На первой стадии коллоидные частицы коагулируются, образуя пространственный каркас коагуляционной структуры, с покрытыми гидратными новообразованиями частицами клинкера. Контракция достигает максимальной величины, в результате структура малопрочна, что с развитием приводит к потере прочности. В этот момент целесообразно прикладывать механическое воздействие.

В свою очередь газированная тампонажная суспензия характеризуется устойчивостью, то есть временем существования («жизни») определенного ее объема. Исходя из этого, следует рассчитывать объем закачиваемого в скважину газированного тампонажного раствора V с учетом его устойчивости:

где V^I - объем газированной тампонажной суспензии на момент окончания первой фазы закачивания, м³;

ϕ - устойчивость газированной тампонажной суспензии, %.

Устойчивость газированной тампонажной смеси определяется из следующего выражения (Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика получения и разрушения. М.: Химия. 1983):

где V^I и V^II - объемы газированной суспензии на момент окончания первого этапа закачивания T₁ (мин) и начало второго этапа закачивания Т₂ (мин), соответствующего концу первой стадии структурообразования газированной тампонажной смеси.

Начало второго этапа закачивания Т₂, соответствующее концу первой стадии структурообразования газированной тампонажной смеси. Устойчивость газированной суспензии ϕ для этого времени определяется в лабораторных условиях с учетом термобарических условий на забое скважины.

Пример.

Требуется вычислить объем V, необходимый для цементирования скважины с объемом цементируемого пространства V^I=160 м³ газированным тампонажным раствором с устойчивостью ϕ=98%.

В результате вычислений по выражению (1) объем V газированного тампонажного раствора для цементирования скважины составит 163,2 м³.

Сущность изобретения заключается в том, что в процессе продавливания газированного тампонажного раствора в объеме, большем необходимого, на величину, обратную устойчивости, газированной тампонажной суспензии осуществляется остановка процесса продавливания на время:

где T₁ - время окончания первого этапа, мин;

Т₂ - время первой стадии структурообразования газированного тампонажного раствора с учетом термобарических (скважинных) условий, мин.

То есть процесс продавливания газированной тампонажной суспензии сопровождается ее активацией непосредственно в цементируемой скважине.

Способ включает в себя ряд технологических операций, связанных с активацией и подъемом газированной тампонажной суспензии до проектной отметки (продавливанием) после активации (первой стадии структурообразования).

Способ поясняется чертежами, где на фиг.1 представлена схема распределения технологических жидкостей на окончание первого этапа T₁ процесса цементирования скважины газированным тампонажным раствором. Цифрами обозначены: 1 - обсадная колонна, 2 - цементировочная пробка, 3 - «стоп-кольцо», 4 - башмак обсадной колонны, 5 - газированный тампонажный раствор, 6 - продавочная жидкость, 7 - проектная высота подъема газированного тампонажного раствора.

На фиг.2 представлена схема распределения уровней газированного тампонажного раствора, продавочной и буферной жидкостей в обсадной колонне и затрубном пространстве на период времени, соответствующий Т₂. Цифрами обозначены: 1 - обсадная колонна, 2 - цементировочная пробка, 3 - «стоп-кольцо», 4 - башмак обсадной колонны, 5 - газированный тампонажный раствор, 6 - продавочная жидкость, 7 - проектная высота подъема газированного тампонажного раствора, 8 - уровень газированного тампонажного раствора на момент времени Т₂.

На фиг.3 представлен процесс продавливания газированного тампонажного раствора до посадки цементировочной пробки на «стоп-кольцо». Цифрами обозначены: 1 - обсадная колонна, 2 - цементировочная пробка, 3 - «стоп-кольцо», 4 - башмак обсадной колонны, 5 - газированный тампонажный раствор, 6 - продавочная жидкость, 7 - проектная высота подъема газированного тампонажного раствора.

Способ цементирования скважин осуществляют следующим образом. Первый этап: Первоначально в обсадную колонну 1 закачивают буферную жидкость, газированный тампонажный раствор 5, продавочную жидкость 6 и продавливают его в затрубное пространство до проектной высоты 7 (фиг.1). Объем газированного тампонажного раствора 5 определяют по выражению (1). Объем газированного тампонажного раствора 5, находящийся между цементировочной пробкой 2 и «стоп-кольцом» 3, определяют из условия кратности, сжимаемости с устойчивостью ϕ, которая зависит от вида применяемого поверхностно-активного вещества (ПАВ), а также дегазации (разрушения пены) за время Т₂. В процессе продавливания цементировочная пробка 2 находится на некотором расстоянии до «стоп-кольца» 3.

Второй этап: Включает остановку процесса продавливания на время Т и возобновление продавливания спустя данный временной промежуток Т. Временной промежуток Т определяют по выражению (3) для каждой отдельной скважины с учетом влияния термобарических факторов и марки применяемого тампонажного портландцемента, например, либо экспериментальным путем, либо в лабораторных условиях, либо опытным путем.

Применение предлагаемого способа позволяет повысить качество цементирования скважины газированным тампонажным раствором за счет активации газированного тампонажного раствора в скважине, способствующей увеличению прочности получаемого в результате твердения камня, и компенсировать эффект оседания пены в верхних интервалах.

Способ цементирования скважины, включающий закачивание буферной жидкости, газированного тампонажного раствора в обсадную колонну, продавливание газированного тампонажного раствора в затрубное пространство, отличающийся тем, что объем закачиваемого в скважину газированного тампонажного раствора V с учетом его устойчивости определяют из выражения:

где V^I - объем газированной тампонажной суспензии на момент окончания первой фазы закачивания, м³;

ϕ - устойчивость газированной тампонажной суспензии, %,

а процесс продавливания осуществляют с учетом дегазации газированного тампонажного раствора во время его активации в скважине и с остановкой на время

T=T₂-T₁,

где T₁ - время окончания первого этапа, мин;

Т₂ - время первой стадии структурообразования газированного тампонажного раствора с учетом термобарических (скважинных) условий, мин.