Способ цементирования скважин

Авторы патента:

Самсоненко Александр Владимирович (RU)

Самсоненко Наталья Владимировна (RU)

E21B33/138 - глинизация стенок скважины, закачивание цемента в поры и трещины породы

C09K8/467 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

C09K8/40 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2369722:

Самсоненко Наталья Владимировна (RU)
Самсоненко Иван Владимирович (RU)
Самсоненко Владимир Иванович (RU)
Самсоненко Александр Владимирович (RU)

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве и капитальном ремонте скважин различного назначения. В способе цементирования скважин, включающем приготовление буферного и тампонажного растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное пространство продавочным раствором, в качестве буферного раствора используется седиментационно-устойчивый мелкодисперсно-аэрированный раствор, имеющий растекаемость в пределах 200-250 мм, содержащий песок фракции более 1 мм, мелкодисперсный керамзит, керамзитовую глину, активированную при температуре 900-1000°С с удельной поверхностью 400-600 м²/кг, воздухововлекающий компонент - силипон и жидкость затворения с заданным соотношением указанных компонентов, а в качестве тампонажного раствора - раствор с плотностью не более 1700 кг/м³, содержащий бездобавочный тампонажный портландцемент, мелкодисперсную керамзитовую глину, активированную при температуре 900-1000°С с удельной поверхностью 400-600 м²/кг, песок, термически активированный при температуре 800-900°С с удельной поверхностью 300-360 м²/кг, воздухововлекающий компонент - силипон и жидкость затворения при заданном соотношении компонентов, при этом сначала нагнетают буферный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м³, а затем тампонажный раствор с регулируемой плотностью от 1400 до 1700 кг/м³, а продавку ведут до буферного раствора из заколонного пространства продавочным агентом. 1 з.п. ф-лы, 6 табл.

Известен способ цементирования скважин, в котором для снижения гидродинамического давления на стенки скважин цементирование обсадных колонн осуществляют ступенчато с использованием муфт ступенчатого цементирования (см. С.В.Логвиненко. Цементирование нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1986, с.38-40).

Недостатками этого способа являются низкая надежность муфт, а также высокая стоимость процесса цементирования из-за повышения трудоемкости и затрат времени на проведение работ.

Наиболее близким аналогом к предлагаемому изобретению может быть принят способ цементирования скважин по патенту РФ №2123576, кл. 6 Е21В 33/13, заявл. 23.08.96 г., опубл. в БИ №35 от 20.12.98 г.

Сущность данного способа заключается в том, что продавку буферного раствора и первой порции тампонажного раствора в заколонное пространство проводят в турбулентном режиме до достижения предельно допустимых значений гидродинамического давления на стенки скважины, после чего оставшуюся часть тампонажного раствора продавливают при структурном (пробковом) режиме. При этом используют тампонажные растворы с обычным водосмесевым отношением и пониженным. Причем указанные тампонажные растворы нагнетают в обсадную колонну и продавливают в заколонное пространство последовательно.

Недостатками известного способа цементирования являются большая вероятность гидравлического разрыва пород стенок скважины и необходимость в использовании муфт ступенчатого цементирования.

Целью настоящего предлагаемого изобретения является гарантированное исключение возможности гидравлического разрыва пород стенок скважины, исключение муфт ступенчатого цементирования, существенное повышение коррозионной стойкости, водогазонепроницаемости, что способствует повышению качества цементирования обсадных колонн и проведения ремонтных работ в скважинах.

Поставленная цель достигается тем, что в способе цементирования скважин, включающем приготовление буферного и тампонажного растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное пространство продавочным раствором в качестве буферного раствора, используют седиментационно-устойчивый мелкодисперсно-аэрированный раствор с плотностью не более 1650 кг/м³, имеющий растекаемость в пределах 200-250 мм, содержащий песок фракции более 1 мм (мелкодисперсный керамзит с удельной поверхностью 600 м²/кг, керамзитовую глину, термически активированную при температуре 900-1000°С с удельной поверхностью 400-600 м²/кг, воздухововлекающий компонент - силипон-лаурил сульфат натрия, исключающий образование устойчивой пены и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс.%:

песок фракций более 1 мм	20-35
мелкодисперсный керамзит	15-40
указанная керамзитовая глина	40-50
воздухововлекающий компонент - силипон	0,01-0,05

жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевого отношения 0,50, а в качестве тампонажного раствора - седиментационно-устойчивый расширяющийся мелкодисперсно-аэрированный раствор с плотностью не более 1700 кг/м³, содержащий бездобавочный тампонажный портландцемент, керамзитовую глину, термически активированную при температуре 900-1000°С с удельной поверхностью 400-600 м²/кг, песок, термически активированный при температуре 800-900°С с удельной поверхностью 300-360 м²/кг, воздухововлекающий компонент - силипон, исключающий образование устойчивой пены и жидкость затворения, предварительно нагретую до 50-60°С в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин, при следующем соотношении компонентов, масс.%:

бездобавочный тампонажный портландцемент	35-45
указанная керамзитовая глина	30-50
указанный песок	15-25
воздухововлекающий компонент - силипон	0,01-0,05

жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевого отношения 0,65, при этом сначала нагнетают буферный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м³, затем тампонажный раствор с регулируемой плотностью от 1400 кг/м³ до 1700 кг/м³, причем необходимую плотность и величину расширения камня обеспечивают интенсивностью и продолжительностью перемешивания, а продавку ведут до полного вытеснения буферного раствора из заколонного пространства продавочным агентом.

Заявляемый способ цементирования скважин осуществляется следующим образом.

Приготавливается седиментационно-устойчивый мелкодисперсно-аэрированный буферный раствор с плотностью 1600 кг/м³ при водосмесевом отношении 0,50.

Составы и свойства свойства вышеуказанного буферного раствора приведены в табл.1 и 2. Затем приготавливается седиментационно-устойчивый расширяющийся мелкодисперсноаэрированный тампонажный раствор с плотностью 1700 кг/м³ при водосмесевом отношении 0,65. Составы приготавливаемого тампонажного раствора и физико-механические свойства образующегося камня представлены в табл.3 и 4.

Затем осуществляют их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное пространство продавочным раствором. Причем регулирование плотности тампонажного раствора и величины расширения образующегося камня осуществляется путем изменения интенсивности и продолжительности перемешивания.

При изменении интенсивности перемешивания с 60 до 4000 об/мин плотность меняется от 1,6 до 1,3 кг/см³, время перемешивания раствора составляет 3 мин. В качестве жидкости затворения при приготовлении буферного и тампонажного растворов используются вода пресная, вода соленая с различной плотностью, вода минерализованная из скважин с различной плотностью, вода морская и т.п. Для улучшения технологических свойств тампонажного раствора и физико-механических свойств образующегося камня в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин используется жидкость затворения, предварительно нагретая до температур 50-60°С.

По окончании приготовления всего необходимого объема тампонажного раствора и нагнетания его в обсадную колонну приступают к продавке буферного и тампонажного растворов в заколонное пространство цементируемой обсадной колонны с использованием продавочного агента, в качестве которого применяются вода пресная, вода соленая с различной плотностью, вода минерализованная с различной плотностью, вода морская и буровой раствор.

Продавку проводят до полного вытеснения буферного раствора из заколонного пространства продавочным агентом. Буферный раствор, следуя в заколонном пространстве, обеспечивает качественную очистку каверн от шлама и стенок скважины от рыхлой глинистой корки, а также наружной поверхности обсадной колонны от глинистой пленки. Кроме того, внедрение песка в плотную глинистую корку и в породы стенки скважины способствует образованию многочисленных центров кристаллизации тампонажного раствора. Все вышеуказанное в совокупности обеспечивает хорошее сцепление тампонажного камня со стенками скважины и с обсадной колонной.

Аэрация буферного раствора обеспечивает повышение его седиментационной устойчивости, кольматацию пористых и трещиноватых стенок скважины, повышение скорости движения в заколонном пространстве при снижении давления сверху.

Тампонажный раствор с регулируемой плотностью, следуя в заколонном пространстве за буферным раствором, не образует загущенную пачку в зоне контакта с буферным раствором и дополнительно кольматирует пористые и трещиноватые стенки скважины.

Регулирование плотности буферного и тампонажного растворов в широком диапазоне осуществляется известными технологическими приемами, а именно: использованием воронки гидравлической, применением быстроходных мешалок в осреднительной емкости, использованием рециркуляционного насоса в осреднительной емкости, регулированием времени перемешивания.

Тампонажный камень, образовавшийся при использовании аэрированного тампонажного раствора, обладает регулируемой величиной расширения, деформативность и коррозионная стойкость его повышается на 20%, газоводопроницаемость увеличивается на 25%, что весьма важно для повышения качества цементирования скважин различного назанчения и выполнения ремонтных работ.

Таблица 1 Состав буферного раствора
Компоненты, масс.%	Состав 1	Состав 2
Песок фракций более 1 мм	20	35
Мелкодисперсный керамзит	39,99	15
Мелкодисперсная керамзитовая глина с удельной поверхностью 400 см²/г, обожженная при температуре 900°С	40	49,95
Воздухововлекающий компонент - силипон	0,01	0,05
Состав 1 затворяют пресной водой, состав 2 - морской водой

Таблица 2 Свойства буферного раствора
	Состав 1	Состав 2
Растекаемость раствора, мм	200	220
Плотность раствора, кг/м³	1,2	1,4
Водоотделение раствора, мл	0	0

Таблица 3 Состав тампонажного раствора
Компоненты, масс.%	Состав 1	Состав 2
Бездобавочный тампонажный портландцемент	35	45
Мелкодисперсная керамзитовая глина, обожженная при температуре 1000°С, с удельной поверхностью 500 см²/г	30	49,95
Мелкодисперсный песок фракции, обожженный при температуре 900°С, с удельной поверхностью 300 см²/г	24,99	15
Воздухововлекающий компонент - силипон	0,01	0,05
Состав 1 затворяют пресной водой, состав 2 - минерализованной

Таблица 4 Свойства тампонажного раствора
Свойства	Состав 1	Состав 2
Водосмесевое отношение	0,65	0,65
Растекаемость раствора, мм	210	230
Плотность раствора, кг/м³	1,325	1,435
Водоотделение, мл	0	0
Температура твердения, °С	75	75
Время начала загустевания, ч-мин	3-35	4-00
Сроки схватывания, ч-мин	5-00 - 6-30	5-40 - 6-40
Прочность камня на изгиб, МПа	2,6	3,6
Расширение камня, %	2,6	1,9

Таблица 5
Жидкость затворения	Водосмесевое отношение	Перемешивание раствора	Растекаемость раствора, мм	Плотность раствора, кг/м³	Водоотделение раствора, мл
1	2	3	4	5	6
Состав буферного материала без добавления воздухововлекающего компонента
Вода пресная	0,50	ручное	240	1900	6
		мешалка	-\|\|-	-\|\|-	3
		миксер	-\|\|-	-\|\|-	4
Вода соленая NaCl ρ=1070 кг/м³	0,50	ручное	250	1920	5
		мешалка	-\|\|-	-\|\|-	3
		миксер	240	-\|\|-	2
Состав буферного материала с добавлением воздухововлекающего компонента силипона
Вода пресная	0,50	ручное	235	1420	2
		мешалка	220	1250	0
		миксер	230	1300	4
Вода соленая NaCl ρ=1070 кг/м³	0,50	ручное	240	1630	6
		мешалка	220	1580	3
		миксер	240	1600	6
Вода пресная	0,50	мешалка	215	1190	0
		-\|\|-	210	1230	0
		-\|\|-	220	1250	0
		-\|\|-	220	1250	2
		-\|\|-	225	1250	0
		-\|\|-	200	1315	0
		-\|\|-	215	1480	0
		-\|\|-	220	1620	0

Таблица 6
Жидкость затворения	Водосмесевое отношение	Перемешивание раствора	Растекаемость раствора, мм	Плотность раствора, кг/м³	Водоотделение, мл	Температура твердения, °С	Время начала загустевания, ч-мин	Сроки схватывания, ч-мин	Прочность камня на изгиб, МПа	Расширение камня, %
нач.	кон.	1 сут	2 сут
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Состав тампонажного материала без добавления воздухововлекающего компонента
Вода пресная	0,65	ручное	250	1920	0	22	>6-00	8-10	9-50	-	1,7	0,5
мешалка	240	1900	-\|\|-	-\|\|-	>6-00	7-50	9-20	-	1,6	0,5
Состав тампонажного материала с добавлением воздухововлекающего компонента силипона
Вода пресная	0,65	ручное	230	1610	0	30	10-00	7-30	9-00	-	1,8	0,6
мешалка	225	1290	-\|\|-	-\|\|-	11-00	8-30	9-30	-	1,3	1,6
-\|\|-	-\|\|-	ручное	230	1590	-\|\|-	55	3-00	5-20	6-05	2,7	3,5	0,7
мешалка	230	1330	-\|\|-	-\|\|-	3-20	5-40	6-40	2,3	3,0	2,0
-\|\|-	-\|\|-	ручное	260	1600	-\|\|-	75	3-00	4-30	6-00	4,7	-	0,8
мешалка	235	1325	-\|\|-	-\|\|-	3-35	5-00	6-30	2,6	-	2,6
Состав тампонажного материала без добавления воздухововлекающего компонента
Вода соленая NaCl, ρ=1070 кг/м³	0,65	ручное	250	1940	0	22	>8-00	9-30	10-40	-	2,0	0,3
мешалка	250	1930	-\|\|-	-\|\|-	>8-00	9-10	10-20	-	2,0	0,3
Состав тампонажного материала с добавлением воздухововлекающего компонента силипона
Вода соленая NaCl, ρ=1070 кг/м³	0,65	ручное	220	1700	0	40	>7-00	5-30	7-30	-	2,7	0,5
мешалка	230	1520	-\|\|-	-\|\|-	>8-00	6-00	8-00	-	1,9	1,8
-\|\|-	-\|\|-	ручное	260	1695	-\|\|-	75	3-40	5-10	6-20	6,6	-	1,0
мешалка	245	1435	-\|\|-	-\|\|-	4-00	5-40	6-40	3,6	-	1,9
Примечание: Время перемешивания тампонажного раствора повсеместно составляло 3 мин.

1. Способ цементирования скважин, включающий приготовление буферного и тампонажного растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное пространство продавочным раствором, отличающийся тем, что в качестве буферного раствора используется седиментационно-устойчивый мелкодисперсно-аэрированный раствор, имеющий растекаемость в пределах 200-250 мм, содержащий песок фракции более 1 мм, мелкодисперсный керамзит, керамзитовую глину, термически активированную при температуре 900-1000°С с удельной поверхностью 400-600 м²/кг, воздухововлекающий компонент - силипон, исключающий образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, мас.%:

песок фракций более 1 мм	20-35
мелкодисперсный керамзит	15-40
указанная керамзитовая глина	40-50
воздухововлекающий компонент - силипон	0,01-0,05

жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевого отношения 0,50, а в качестве тампонажного раствора - седиментационно-устойчивый расширяющийся мелкодисперсно-аэрированный раствор с плотностью не более 1700 кг/м³, содержащий бездобавочный тампонажный портландцемент, мелкодисперсную керамзитовую глину, термически активированную при температуре 900-1000°С с удельной поверхностью 400-600 м²/кг, песок, термически активированный при температуре 800-900°С с удельной поверхностью 300-360 м²/кг, воздухововлекающий компонент - силипон, исключающий образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, мас.%:

бездобавочный тампонажный портландцемент	35-45
указанная керамзитовая глина	30-50
указанный песок	15-25
воздухововлекающий компонент - силипон	0,01-0,05

жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевого отношения 0,65, при этом сначала нагнетают буферный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м³, а затем тампонажный раствор с регулируемой плотностью от 1400 до 1700 кг/м³, а продавку ведут до полного вытеснения буферного раствора из заколонного пространства продавочным агентом.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что жидкость затворения тампонажного раствора в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин предварительно нагревают до 50-60°С.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к спуску и цементированию обсадной колонны в скважине. .

Способ приготовления гелеобразующего состава для ограничения водопритока и регулирования проницаемости пласта // 2364703

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам приготовления гелеобразующих составов для ограничения водопритока и регулирования проницаемости пласта.

Способ приготовления гелеобразующего состава для ограничения водопритока и регулирования проницаемости пласта // 2364613

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам приготовления гелеобразующих составов для ограничения водопритока и регулирования проницаемости пластов.

Способ селективной изоляции неоднородного по проницаемости продуктивного пласта // 2363834

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам сокращения попутно добываемой воды, а также может быть использовано для ликвидации зон поглощения при бурении скважин.

Способ селективной изоляции притока пластовых вод // 2362007

Изобретение относится к способам для изоляции пластовых вод в нефтяных, газовых и нефтегазовых скважинах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.

Способ ограничения водопритока в скважине // 2360099

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в добывающие скважины, и может быть использовано с применением колтюбинговой установки.

Способ селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта // 2359106

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к селективной изоляции высокопроницаемых промытых водой зон пласта в добывающих скважинах при отсутствии точных сведений о местоположении указанных зон пласта в неоднородных коллекторах нефтяных месторождений.

Вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах // 2356929

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вязкоупругим составам для изоляционных работ в скважинах, которые могут быть использованы для ликвидации межколонных газопроявлений, изоляции поглощающих пластов при бурении и ремонте скважин, повторной герметизации резьбовых соединений обсадных колонн, разделении потоков жидкостей и других ремонтных работах.

Способ ограничения водопритока в скважине // 2355870

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам ограничения водопритока при капитальном ремонте добывающих и нагнетательных скважин. .

Способ изоляции водопритоков в нефтяных и газовых добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных вертикальных и горизонтальных скважинах при наличии супертрещин и высокопроницаемых пластов и состав для его осуществления // 2352766

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам и составам для ограничения водопритоков в нефтяных и газовых добывающих скважинах.

Добавка для регулирования потери жидкости, жидкость разрыва с данной добавкой и способы гидравлического разрыва подземной формации и регулирования потери жидкости при гидравлическом разрыве с использованием данной жидкости разрыва // 2369626

Буровой раствор для наклонно-направленных скважин // 2369625

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к малоглинистым буровым растворам для бурения наклонно-направленных нефтяных и газовых скважин с различными отклонениями от вертикали.

Состав для обработки призабойной зоны пласта // 2368640

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к физико-химическому воздействию на призабойную зону скважин с целью повышения продуктивности.

Смазочная добавка для буровых растворов (варианты) // 2367676

Изобретение относится к области бурения вертикальных, наклонно-направленных, горизонтальных нефтяных и газовых скважин, в частности к смазочным добавкам для буровых растворов.

Расклинивающий наполнитель для гидравлического разрыва нефтяных или газовых скважин и способ уменьшения или исключения эффекта "обратного потока" в нефтяных и газовых скважинах // 2366684

Состав для крепления призабойной зоны нефтяных и газовых скважин // 2366683

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к составам для крепления призабойной зоны нефтяных и газовых скважин, и может найти применение в процессах бурения и ремонта скважин.

Тампонажный материал // 2366682

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, а именно тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании обсадных колонн и установке цементных мостов в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах со статической температурой до 40°С, вскрывающих отложения минеральных солей, в том числе калийно-магниевых, а также осложненных наличием в межсолевых пропластках зон с аномально низким пластовым давлением.

Тиксотропный тампонажный раствор с нулевой степенью релаксации // 2366681

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано в процессе крепления пологих и горизонтальных стволов нефтяных и газовых скважин. .

Способ вытеснения нефти заводнением // 2365746

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам вытеснения нефти за счет снижения проницаемости водопроводящих каналов пласта и увеличения охвата пласта заводнением.

Вязкоупругий состав для ликвидации межколонных газопроявлений в скважинах // 2365613

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вязкоупругим составам для ликвидации межколонных газопроявлений в скважинах. .