×
11.03.2019
219.016.d72e

СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Вид РИД

Изобретение

Юридическая информация Свернуть Развернуть
№ охранного документа
02203389
Дата охранного документа
27.04.2003
Краткое описание РИД Свернуть Развернуть
Аннотация: Изобретение относится к строительству скважин, в частности к технологии цементирования обсадных колонн, и может быть использовано при креплении скважин, пробуренных на нефть, газ и воду. Обеспечивает повышение качества цементирования за счет исключения усадочных деформаций твердеющего цементного раствора в скважине. Сущность изобретения: затворяют цементный раствор, перемешивают его, затем закачивают в скважину цементный раствор, прошедший стадию наибольших усадочных деформаций, не прекращая его перемешивание. Продавливают цементный раствор в скважину. Размещают цементный раствор за обсадной колонной в динамических условиях. При этом период времени от начала затворения используемого цементного раствора до его размещения за обсадной колонной составляет не менее 1,5 ч, но не более 2/3 времени загустевания, 1 табл.
Реферат Свернуть Развернуть

Изобретение относится к строительству скважин, в частности к технологии цементирования обсадных колонн, и может быть использовано при креплении скважин, пробуренных на нефть, газ и воду.

Проблема повышения качества цементирования обсадной колонны и разобщения флюидопроводящих пластов связана с предотвращением возможности возникновения усадочных деформаций и нарушений крепи скважины.

Причинами объемных (усадочных) деформаций твердеющего цемента являются нерегулируемые седиментационные, суффозионные и контракционные процессы, сопровождающие гидратацию цемента.

Последствия усадки цемента проявляются в образовании трещин и каналов по контактам цементного камня с горной породой и обсадной колонной, которые становятся проводниками пластовых флюидов.

Для решения проблемы усадочности цементного камня существуют следующие направления:
изменение минералогического состава цементного клинкера с использованием термических и механических способов [1];
воздействие на тампонажные составы и жидкости для затворения цемента с использованием электрических, механических, термических, волновых способов и их комбинаций [2];
способы цементирования с включением дополнительных технико-технологических мероприятий с целью снижения влияния контракционных процессов на усадку цементного камня и повышения качества разобщения пластов [3].

В результате обработки клинкерных минералов увеличивается их реакционная способность и ускоряется образование эттрингита, обусловливающего компенсацию естественной усадки цементного камня. А обработка цементных растворов и водных растворов для затворения цемента с использованием известных способов приводит в первую очередь к ускорению процесса гидратации цемента в начальной ее стадии при растворении.

Недостатками известных способов является ускоренное формирование коагуляционной и кристаллизационной структур тампонажных цементных растворов и связанные с этим трудности по своевременной его доставке в затрубное пространство скважины в связи с сокращением сроков его схватывания. Кроме того, быстрый набор прочности, на который нацелены известные способы, связан с возникновением высоких напряжений в формирующемся цементном камне и вследствие этого его саморазрушением с течением времени.

Также к недостаткам известных способов можно отнести отсутствие их влияния на степень гидратации цемента.

Известен способ цементирования обсадной колонны в скважине, согласно которому последовательно производят следующие операции:
приготовление цементного раствора,
закачивание его в скважину и продавку,
размещение цементного раствора за обсадной колонной и оставление его в покое на время ожидания застывания цемента (ОЗЦ) [4].

В указанном известном способе приготовление цементного раствора заключается в механическом смешении ингредиентов с водой затворения. Закачивание в скважину тампонажного раствора в этом случае происходит сразу после смешения цемента с жидкостью затворения (в течение 30-40 мин). Затем производится продавка цементного раствора и размещение его в заколонном пространстве скважины.

Время приготовления цементного раствора, его закачивания и продавки до установки за обсадной колонной составляет в среднем 1,0-1,5 ч. Размещенный в скважине цементный раствор оставляется в покое на время ОЗЦ.

Однако при использовании известного способа не снижается вероятность заколонных перетоков, т.к. в течение указанного времени через 1,0-1,5 ч после приготовления гидратационные процессы расположенного в скважине цементного раствора находятся в стадии наибольшей активности и при твердении сопровождаются значительными усадочными деформациями. Использование в известном способе необработанных цементных растворов с повышенной фильтратоотдачей еще более усугубляет эти отрицательные явления.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ цементирования обсадной колонны, включающий затворение цементного раствора, его перемешивание, закачку в скважину, продавку, размещение цементного раствора за обсадной колонной в динамических условиях и оставление на время ожидания затвердевания цемента (5).

Техническая задача, решаемая предлагаемым способом, заключается в повышении качества цементирования за счет исключения усадочных деформаций твердеющего цементного раствора в скважине.

Указанная техническая задача обеспечивается способом цементирования обсадной колонны, включающим затворение цементного раствора, его перемешивание, закачку в скважину, продавку, размещение цементного раствора за обсадной колонной в динамических условиях и оставление на время ожидания затвердевания цемента, причем период от начала затворения используемого цементного раствора до его размещения за обсадной колонной составляет не менее 1,5 часа, но не более 2/3 времени загустевания, при этом в скважину закачивают цементный раствор, прошедший стадию наибольших усадочных деформаций, не прекращая его перемешивание.

Достигаемый технический результат обеспечивается благодаря следующему: в скважину доставляется цементный раствор, прошедший стадию наибольших усадочных деформаций, со стабильными технологическими свойствами, что обеспечивает исключение усадки твердеющего цементного раствора и, как следствие, цементного камня в скважине и повышение плотности контакта цементного камня с породой и колонной.

Дополнительные эффекты, возникающие при использовании предлагаемого способа, состоят в следующем:
динамические условия, в которых постоянно находится цементный раствор до установки его в скважине в течение расчетного времени, обеспечивают снижение до минимума отрицательных объемных деформаций, сопровождающих гидратацию цемента,
кроме того, при условии нахождения цементного раствора в динамических условиях до размещения в скважине обеспечивается повышение скорости и полноты гидратации цемента в начальный период формирования цементного камня.

При реализации предлагаемого способа осуществляют следующие операции в нижеуказанной последовательности:
в смесительно-осреднительной установке (1УСО-20) или в емкости с перемешивающим устройством готовится цементный раствор путем затворения водой цемента с введением улучшающих его добавок, при этом в течение всего времени приготовления (в зависимости от времени загустевания каждого конкретного раствора) цементный раствор перемешивается, т.е. находится в динамических условиях;
при постоянном перемешивании производится закачка цементного раствора в скважину и его продавка в заколонное пространство с использованием прямого (обратного) способа цементирования или способа круговой циркуляции,
производится размещение этого цементного раствора за обсадной колонной и оставление на время ОЗЦ,
при этом период времени от начала затворения (приготовления) тампонажного раствора до его размещения за обсадной колонной составляет не менее 1,5 ч, но не более 2/3 времени загустевания каждого конкретно используемого цементного раствора.

Предлагаемый способ был опробован в лабораторных и промысловых условиях.

При проведении лабораторных исследований определяли время загустевания цементного раствора и усадку цементного камня при твердении.

Время загустевания определяли согласно ГОСТу 26798.1-96 "Цементы тампонажные. Методы испытаний".

Усадку образующегося цементного камня определяли согласно "Методике исследований контракционных процессов", которая заключается в следующем.

Наблюдения за изменением объема цементного теста проводили с помощью прибора для определения набухания грунтов (ПНГ).

Перед определением внутреннюю поверхность кольца прибора смазывали тонким слоем минерального масла, устанавливали кольцо в углубление перфорированного диска. На перфорированный диск укладывали вырезанный по диаметру кружок из полиэтиленовой пленки. После перемешивания цементный раствор заливали в кольцо на высоту 10 мм. Через 10 минут цементный раствор закрывали таким же кружком полиэтиленовой пленки, прибор собирали и устанавливали индикатор часового типа. Стрелку индикатора устанавливали на нулевое положение. Показания индикатора снимали в течение времени от 1 ч до 14 суток. Эксперимент ставился в условиях, когда миграция воды извне и из цементного раствора была исключена, т.е. опыты проводились в условиях, близких к условиям твердения цементного камня в пространстве между обсадной колонной и плотными малопроницаемыми породами.

Величину линейного расширения или усадки рассчитывали по формуле
Δ1= а/10100%,
где Δ1 - расширение или усадка, %;
а - показатель индикатора в момент измерения, мм
Данные об использованных при осуществлении предлагаемого способа тампонажных цементных растворах, их времени загустевания и степени усадки (объемных изменениях) образующегося цементного камня приведены в таблице.

Данные, приведенные в таблице, показывают, что:
1. Перемешивание обработанных и "чистых" цементных растворов в течение 1,5 ч, но не более 2/3 времени загустевания раствора обеспечивает предотвращение отрицательных объемных деформаций цементного камня (см. опыты 1а, 1б, 2а, 2б).

2. Обработка цементных растворов улучшающими технологические свойства добавками (например, оксиэтилцеллюлозой), приводит к положительным объемным деформациям твердеющего цементного раствора на стадии кристаллизационного структурообразования.

Пример осуществления предлагаемого способа в промысловых условиях.

Предлагаемый способ был испытан на скважине 1052 Павловского месторождения. Цементировали "хвостовик" длиной 250 м.

Затворение 2 м3 цементного раствора (2,5 т цемента + 1,3 м3 водного раствора CaCl2) производили с использованием смесительной машины СМН-20 и цементировочного агрегата ЦА-320 до выравнивания плотности до значений 1850 кг/м3 в течение 20-30 мин. Затем цементный раствор перекачивали в смесительно-осреднительное устройство с перемешивателем, где производили ввод добавок: 0,3 мас.% оксиэтилцеллюлозы марки ЕНМ в количестве 7,5 кг и 0,01 мас.% лигносульфонатов в количестве 2,5 кг, и продолжали перемешивание в течение 1,0 ч. Не прекращая перемешивания, цементный раствор закачали в скважину прямым способом через обсадную колонну и продавили в заколонное пространство технической водой в расчетном объеме. При этом общее время между началом затворения до времени размещения его в заколонном пространстве (т.е. период, когда цементный раствор находился в динамических условиях) составило 2 ч 10 мин, что соответствовало 50% от времени загустевания используемого тампонажного состава. Далее хвостовик оставляли на время ОЗЦ (48 ч).

В результате осуществления предлагаемого способа по результатам АКЦ (акустический каротаж цементирования) плотный контакт цемента с колонной и породой составил 100%.

Данные промысловых испытаний показали, что:
- закачиваемый в скважину согласно предлагаемому способу цементный раствор имеет стабильные технологические свойства,
- отсутствует усадка цементного камня в заколонном пространстве скважины,
- в сравнении с традиционно применяемыми технологиями при использовании предлагаемого способа повысилось качество цементирования.

Источники информации
1. Патент РФ 2105132, кл. Е 21 В 33/138, опубликованный 20.02.98.

2. Патент РФ 1222819, кл. Е 21 В 33/138, опубликованный 07.04.86.

3. Патент РФ 1609965, кл. Е 21 В 33/13, опубликованный 30.11.90.

4. Булатов А.И. и др. Теория и практика заканчивания скважин. - М.: Недра, 1998 г., т. 4, с. 78-92.

5. Патент РФ 2083802, кл. Е 21В 33/14, опубликованный 10.07.1997 г.

Способцементированияобсаднойколонны,включающийзатворениецементногораствора,егоперемешивание,закачкувскважину,продавку,размещениецементногорастворазаобсаднойколоннойвдинамическихусловияхиоставлениенавремяожиданиязатвердеванияцемента,отличающийсятем,чтопериодвремениотначалазатворенияиспользуемогоцементногорастворадоегоразмещениязаобсаднойколоннойсоставляетнеменее1,5ч,нонеболее2/3временизагустевания,приэтомвскважинузакачиваютцементныйраствор,прошедшийстадиюнаибольшихусадочныхдеформаций,непрекращаяегоперемешивание.
Источник поступления информации: Роспатент

Showing 1-10 of 13 items.
01.03.2019
№219.016.d0fe

Способ очистки жидких отходов бурения

Использование: в области нефтегазодобычи для очистки и обезвреживания буровых сточных вод и буровых растворов. Сущность: перед центрифугированием обработку отходов бурения осуществляют дважды флокулянтом, причем между этими двумя обработками отходы дополнительно обрабатывают продуктом...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 02168468
Дата охранного документа: 10.06.2001
03.03.2019
№219.016.d2c3

Безглинистый буровой раствор преимущественно для бурения горизонтальных скважин (варианты)

Растворы относятся к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения, представленных карбонатными и терригенными (песчаниками) коллекторами, а...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002186819
Дата охранного документа: 10.08.2002
11.03.2019
№219.016.d670

Твердый комплексный состав для предотвращения отложений солей и асфальтеносмолопарафиновых веществ

Изобретение относится к области нефтедобычи, для разработки мер по предотвращению отложений солей и смол на стенках труб. Твердый состав содержит порошкообразное техническое моющее средство (ТМС), содержащее не менее 7 мас.% силиката натрия в пересчете на SiO, не менее 2,5 мас.%...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002267006
Дата охранного документа: 27.12.2005
11.03.2019
№219.016.d6c5

Твердый состав для предотвращения отложений неорганических солей и сульфида железа при добыче и транспорте нефти

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности, к составам твердого агрегативного состояния, предназначенным для предотвращения осаждения неорганических солей и сульфида железа в скважинах, промысловой системе сбора и транспорта нефти, а также в заводняемых нефтяных пластах при...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002244805
Дата охранного документа: 20.01.2005
11.03.2019
№219.016.de39

Способ приготовления тампонажного состава

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к способам получения тампонажных составов, предназначенных для крепления обсадных колонн как низко-, так и высокопродуктивных пластов. Способ приготовления тампонажного состава включает перемешивание тампонажного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002186942
Дата охранного документа: 10.08.2002
11.03.2019
№219.016.de62

Тампонажный раствор (варианты)

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным растворам, предназначенным для крепления и изоляции скважин. Технический результат: снижение фильтроотдачи в широком диапазоне температур (до 100С), повышение прочности цементного камня и увеличение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 02191251
Дата охранного документа: 20.10.2002
10.04.2019
№219.017.0153

Способ определения эффективности действия ингибитора парафиноотложения в нефти

Использование: для количественной оценки эффективности действия ингибитора парафиноотложения с использованием метода ЯМР. Сущность: заключается в том, что производят введение ингибитора в исследуемый образец нефти, последующее ступенчатое изменение температуры образца нефти, возбуждение и...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 02238546
Дата охранного документа: 20.10.2004
21.04.2019
№219.017.364e

Способ приготовления облегченного тампонажного раствора

Использование: в строительстве скважин. Технический результат заключается в придании приготовленному по этому способу тампонажному раствору повышенной седиментационной устойчивости, хорошей прокачиваемости, низкой фильтратоотдачи, регулируемых сроков схватывания и времени загустевания, высокой...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 02215124
Дата охранного документа: 27.10.2003
09.05.2019
№219.017.4c8a

Способ контроля температуры потока текучей среды в насосно-компрессорных трубах скважины

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к исследованию температурного поля эксплуатационных скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерений в работающей скважине как в начальный, так и в последующие периоды времени, при обеспечении универсальности для...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002319834
Дата охранного документа: 20.03.2008
29.05.2019
№219.017.64b3

Способ поинтервальной кислотной обработки призабойной зоны, преимущественно горизонтальных скважин

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для интенсификации добычи нефти из неоднородных по коллекторским свойствам продуктивных пластов, вскрытых скважинами с горизонтальными, наклонно направленными и вертикальными стволами, путем проведения кислотных обработок...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002208147
Дата охранного документа: 10.07.2003
Showing 1-7 of 7 items.
01.03.2019
№219.016.d0fe

Способ очистки жидких отходов бурения

Использование: в области нефтегазодобычи для очистки и обезвреживания буровых сточных вод и буровых растворов. Сущность: перед центрифугированием обработку отходов бурения осуществляют дважды флокулянтом, причем между этими двумя обработками отходы дополнительно обрабатывают продуктом...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 02168468
Дата охранного документа: 10.06.2001
03.03.2019
№219.016.d2c3

Безглинистый буровой раствор преимущественно для бурения горизонтальных скважин (варианты)

Растворы относятся к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения, представленных карбонатными и терригенными (песчаниками) коллекторами, а...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002186819
Дата охранного документа: 10.08.2002
11.03.2019
№219.016.de39

Способ приготовления тампонажного состава

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к способам получения тампонажных составов, предназначенных для крепления обсадных колонн как низко-, так и высокопродуктивных пластов. Способ приготовления тампонажного состава включает перемешивание тампонажного...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002186942
Дата охранного документа: 10.08.2002
11.03.2019
№219.016.de62

Тампонажный раствор (варианты)

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным растворам, предназначенным для крепления и изоляции скважин. Технический результат: снижение фильтроотдачи в широком диапазоне температур (до 100С), повышение прочности цементного камня и увеличение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 02191251
Дата охранного документа: 20.10.2002
21.04.2019
№219.017.364e

Способ приготовления облегченного тампонажного раствора

Использование: в строительстве скважин. Технический результат заключается в придании приготовленному по этому способу тампонажному раствору повышенной седиментационной устойчивости, хорошей прокачиваемости, низкой фильтратоотдачи, регулируемых сроков схватывания и времени загустевания, высокой...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 02215124
Дата охранного документа: 27.10.2003
29.05.2019
№219.017.64b3

Способ поинтервальной кислотной обработки призабойной зоны, преимущественно горизонтальных скважин

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для интенсификации добычи нефти из неоднородных по коллекторским свойствам продуктивных пластов, вскрытых скважинами с горизонтальными, наклонно направленными и вертикальными стволами, путем проведения кислотных обработок...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002208147
Дата охранного документа: 10.07.2003
31.05.2019
№219.017.71c4

Реагент для обработки буровых растворов

Реагент относится к области бурения. Техническим результатом является повышение стабильности технологических свойств буровых растворов, обработанных реагентом, при термовоздействии и увеличение его ферментативной устойчивости при одновременном снижении коэффициента трения и сохранении...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002154084
Дата охранного документа: 10.08.2000
+ добавить свой РИД