Способ цементирования скважины

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве скважин.

Известен способ цементирования скважины (патент RU № 2266390, МПК E21B 33/14, опубл. 20.12.2005 Бюл. № 35), включающий последовательную закачку моющего буферного раствора, высоковязкого тампонажного раствора и цементирующего тампонажного раствора, причем используют в качестве буферного раствора раствор на основе буферного порошка МБПМ объемом 6 м³, в качестве высоковязкого тампонажного раствора - «загущенную пачку» высоковязкого тампонажного раствора плотностью 1,92 г/см³ и объемом 4 м³, а в качестве цементирующего тампонажного раствора - порцию облегченного тампонажного раствора объемом 42 м³ и порцию цементного раствора для продуктивной зоны объемом 10 м³.

Недостатками данного способа является узкая область применения из-за возможности использования в неглубоких скважинах (до 1000 м), вскрывающих плотные породы и слабопроницаемые пласты, так как закачку тампонажного раствора ведут без учета состояния пластов и пород.

Также известен способ строительства скважины (патент RU № 2354806, МПК E21B 33/13, опубл. 10.05.2009 Бюл. № 13), включающий бурение, спуск обсадной колонны, оснащенной заколонными пакерами, и цементирование заколонного пространства обсадной колонны, причем в качестве заколонных пакеров используют устройства манжетного цементирования в виде обращенных вверх манжет из резинового материала, опускаемых в скважину на обсадной колонне, в скважине устанавливают, по меньшей мере, три устройства манжетного цементирования, верхнее - выше продуктивных нефтеносных пластов под верхними водоносными пластами, нижнее - под продуктивными нефтеносными пластами над кровлей нижних водоносных пластов, среднее - между продуктивными пластами, перепад пластовых давлений в которых не менее 2 МПа.

Недостатками данного способа являются высокие затраты, связанные с необходимостью установки заколонных пакеров, и узкая область применения, так как плотность цемента не подбирается исходя из приемистости пласта (для высокоприёмистых пластов такой способ не применим).

Наиболее близким по технической сущности является способ цементирования скважин (патент RU № 2354806, МПК E21B 33/13, опубл. 20.12.1998 Бюл. № 35), включающий закачку в колонну обсадных труб буферной жидкости, тампонажного раствора, продавочной жидкости и последующее вытеснение в затрубное пространство буферной жидкости и тампонажного раствора, причем вытеснение буферной жидкости и первой порции тампонажного раствора в затрубное пространтство ведут в турбулентном режиме до достижения предельно допустимых значений давлений для колонны обсадных труб и пород стенок скважины, после чего вытечение оставшейся части тампонажного раствора ведут в режиме, соответствующем структурному течению жидкостей в затрубном пространстве, причем тампонажный раствор с обычным водосмесевым отношением и тампонажный раствор с пониженным водосмесевым отношением закачивают последовательно.

Недостатками данного способа является узкая область применения из-за возможности использования в неглубоких скважинах (до 1000 м), вскрывающих плотные породы и слабопроницаемые пласты, так как закачку тампонажного раствора ведут без учета состояния пластов и пород, что может привести к нарушению целостности коллекторов этих пластов.

Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа цементирования скважины, позволяющего расширить область применения за счет возможности надежной герметизации без разрушения коллекторов высокопроницаемых глубокозалегающих пластов, вскрываемых скважиной, за счет предварительного определения интервалы расположения пластов и предельно допустимых значений давлений для каждого из них с допустимой средней плотности тампонажного раствора.

Техническая задача решается способом цементирования скважины, включающий закачку в колонну обсадных труб со стоп-кольцом внизу буферной жидкости, тампонажного раствора, продавочной жидкости и последующее вытеснение в затрубное пространство обсадной колонны буферной жидкости и тампонажного раствора различной плотности, который закачивают последовательно, причем закачку ведут до достижения предельно допустимых значений давлений для колонны обсадных труб и пород стенок скважины.

Новым является то, что предварительно по отобранным при бурении кернам определяют предельно допустимые значения давлений для каждого пластов и интервалы их расположения, исходя из чего определяют допустимую среднюю плотность тампонажного раствора и интервалы расположения – напротив пластов утяжеленного тампонжного раствора после закачки всего тампонажного раствора, между которыми закачивают тампонажный раствор средней плотности или облегченный тампонажный раствор для получения средней плотности, не превосходящей допустимую среднюю плотность тампонажного раствора.

Новым также является то, что между порциями тампонажного раствора с различной плотностью располагают специальные цементировочные пробки, разрушающиеся при взаимодействии со стоп-кольцом.

Новым также является то, что в качестве утяжеленного тампонажного раствора применяют раствор плотностью 1810 – 1920 кг/м³, в качестве облегченного тампонажного раствора – раствор плотностью 1300 – 1550 кг/м³, а в качестве тампонажного раствора средней плотности – раствор плотностью 1555 – 1800 кг/м³.

Новым также является то, что качестве специальных цементировочных пробок, располагаемых между порциями тампонажного раствора с различной плотностью, применяют гильзы из картона или тонкого фетра длиной больше внутреннего диаметра обсадной колонны.

Способ цементирования скважины реализуют в следующей последовательности.

При бурении разведывательных скважины отбирают керны с привязкой к интервалам первичного вскрытия. Полученные керны направляют для исследования в соответствующие лаборатории, где определяют свойства вскрытых пластов и интервалы их расположения. Исходя из свойств пласта, являющегося продуктивным коллектором (водоносным или нефтеносным) и глубины их залегания определяют предельно допустимые значения давлений (Р_{доп i}) для каждого пластов и интервалы (h_вi и h_нi) их расположения относительно устья скважины (для упрощения работы буровых бригад). Для более качественной изоляции пластов и меньшей их кольматации рекомендуется напротив (в соответствующем интервале) этих пластов в затрубном пространстве обсадной колонны размещать утяжеленный тампонажный раствор, имеющий большую плотность и меньшую проникающую способность. Необходимый объем закачки тампонного утяжелённого раствора определяют по формуле:

[1],

где V_тi – объем необходимого тампонажного раствора для перекрытия интервала соответствующего i – того (от поверхности) пласта, м³;

D – диаметр пробуренной скважины, м;

d – наружный диаметр обсадной колонны, м;

h_нi – глубина залегания подошвы пласта от устья скважины, м;

h_вi - глубина залегания кровли пласта от устья скважины, м;

К – коэффициент, учитывающий ошибки в измерениях и перемешивание тампонажного раствора. На месторождениях Республики Татарстан (РТ) эмпирическим путем вывели:

- при отсутствии разделительной пробки между различными по плотности тампонажными растворами К = 1,10 – 1.15;

- при наличии разделительной пробки – К = 1,05 – 1,07.

Расстояние между кровлей и подошвой соответствующего пласта по отношению к устью скважины является интервалом этого пласта.

Необходимый объем менее плотного тампонажного раствора над верхним пластом определяют по формуле:

[2],

где V₁ – объем необходимого тампонажного раствора для закачки до устья 1 – ого от пласта, м³;

D – диаметр пробуренной скважины, м;

d – наружный диаметр обсадной колонны, м;

h_нi – глубина залегания подошвы пласта от устья скважины, м;

h_вi - глубина залегания кровли пласта от устья скважины, м;

Необходимый объем менее плотного тампонажного раствора над верхним пластом определяют по формуле:

[3],

где V_i-i+1 – объем необходимого тампонажного раствора для закачки между i – тым и i+1 – тым пластами, м³;

D – диаметр пробуренной скважины, м;

d – наружный диаметр обсадной колонны, м;

h_нi – глубина залегания подошвы предыдущего пласта от устья скважины, м;

h_вi+1 - глубина залегания кровли следующего пласта от устья скважины, м;

Необходимый объем закачки утяжеленного тампонажного раствора ниже нижнего пласта определяют по формуле:

[4],

где V_н – объем необходимого тампонажного раствора для закачки между нижним пластом и забоем, м³;

D – диаметр пробуренной скважины, м;

d – наружный диаметр обсадной колонны, м;

h_нk – глубина залегания подошвы нижнего пласта от устья скважины, м;

h_от - глубина залегания стоп-кольца обсадной трубы от устья скважины, м;

h_з - глубина залегания забоя скважины, м.

Исходя из формул 1 – 4 необходимый объем тампонажного раствора определяется по формуле:

[5],

где V_обц – объем необходимого тампонажного раствора для закачки в скважину, м³;

k – количество пластов.

Исходя из формул 1 – 3 необходимый объем тампонажного раствора определяется для перекрытия пласта от устья скважины определяют по формуле:

[6],

где V_i – объем необходимого тампонажного раствора для перекрытия соответствующего пласта от устья скважины, м³;

k – количество пластов.

Учитывая предварительно определённые предельно допустимые давления для каждого пласта, рассчитывают допустимую среднюю плотность тампонажного раствора с учетом интервалов залегания по формуле:

[7],

где с_{ср i} - допустимую среднюю плотность тампонажного раствора соответствующего i – того пласта от устья скважины, кг/м³;

Р_{доп i} – предельно допустимые давления соответствующего пласта, Па;

V_i – объем необходимого тампонажного раствора для перекрытия соответствующего пласта от устья скважины, м³.

Для исключения разрушения пласта необходимо соблюдения следующих параметров:

[8],

где с_{ср i} - допустимую среднюю плотность тампонажного раствора соответствующего i – того пласта от устья скважины, кг/м³;

с _у - плотность утяжеленного тампонажного раствора напротив соответствующего i – того пласта от устья скважины, кг/м³;

с _о - плотность облегченного тампонажного раствора, закачиваемого над первым пластом, кг/м³;

с _i - плотность тампонажного раствора, закачиваемого между пластами i и i+1, кг/м³;

Р_{доп i} – предельно допустимые давления соответствующего пласта, Па;

V_i – объем необходимого тампонажного раствора для перекрытия соответствующего пласта от устья скважины, м³.

Из формул 7 и 8 определяем с _i - плотность тампонажного раствора, закачиваемого между пластами i и i+1:

[9]

Ва результате полученных из формулы 9 данных (с _i) выбирают какой тампонажный раствор качать между соотвествующими пластами (средней плотности или облегченный тампонажный раствор) и в каких объемах.

На территории РТ в качестве утяжеленного тампонажного раствора (патенты RU №№ 2169252, 2481374, 2683448 или т.п.) применяют раствор плотностью с _у = 1810 – 1920 кг/м³, в качестве облегченного тампонажного раствора (патенты RU №№ 2184211, 2325420, 2523588 или т.п.) – раствор плотностью с _о = 1300 – 1550 кг/м³, а в качестве тампонажного раствора средней плотности раствора (патенты RU №№ 2386660, 2471846, 2601878 или т.п.) без большого количества добавок увеличивающих или уменьшающих плотность раствора – раствор плотностью 1555 – 1800 кг/м³.

Исходя из вышесказанного приготавливают необходимые ингредиенты, портландцемент, воду в необходимых объемах.

При цементировании сначала производят закачку в колонну обсадных труб со стоп-кольцом внизу буферной жидкости, затем последовательно – порции облегченного тампонажного раствора в объеме V_1, порции утяжеленного тампонажного раствора – в объеме V_т1, облегченного тампонажного раствора или раствора со средней плотностью – в объёме V_1-2, порции утяжеленного тампонажного раствора – в объеме V_т2 и т.д. до последней порции утяжеленного тампонажного раствора – в суммарном объеме V_тk + V_н. Все это продавочной жидкостью вытесняют в затрубное пространство обсадной колонны Объемом равным внутренней полости обсадной колонны до стоп-кольца. Закачку всех жидкостей ведут с контролем давления, чтобы исключить аварийных ситуаций при превышении предельно допустимых значений давлений для колонны обсадных труб и пород стенок скважины.

Для уменьшения влияния смешивания порций (объемов) буровых растворов различной плотности между ними располагают специальные цементировочные пробки, разрушающиеся при взаимодействии со стоп-кольцом. Эти пробки устанавливают также, как и обычные цементировочные пробки (авторы на это не претендуют). Хорошо себя зарекомендовали на территории РТ специальные пробки, изготавливаемые в виде заглушенной гильзы из картона или тонкого фетра длиной больше внутреннего диаметра обсадной колонны (для исключения переворота во время спуска). При этом при прохождении стоп-кольца на устье скважины будет небольшой рост давления с последующим снижением, свидетельствующий о разрушении соответствующей специальной цементировочной пробки, взаимодействующей со стоп-кольцом.

Между последней порцией тампонажного раствора и продавочной жидкостью рекомендуется устанавливать типовую (резиновую, резинометаллическую или т.п.) цементировочную пробку, которая при взаимодействии со стоп-кольцом вызывает резкий рост давления закачки («поймали стоп»), что свидетельствует об окончании закачки тампонажного раствора. После чего закачку прекращают. На технологические операции ожидания заверждения цементного – тампонажного раствора (ОЗЦ), вторичное вскрытие выбранных пластов и освоение скважины авторы не претендуют.

Пример конкретного выполнения

Исходные данные:

Продуктивный горизонт – Пашийский.

Глубина спуска эксплуатационной колонны - 1749 м.

Альтитуда ротора – 186 м.

Направление диаметром 324 мм спущено на глубину 54 м и зацементировано до устья.

Кондуктор диаметром 245 мм спущен на глубину 298 м и зацементирован до устья.

Диаметр ствола скважины - 215,9 мм

Диаметр эксплуатационной (обсадной) колонны - 146 мм

Проектная глубина - 1751 м.

Направление диаметром 324 мм спущено на глубину 54 м и зацементировано до устья;

Кондуктор диаметром 245 мм спущен на глубину 298 м и зацементирован до устья;

Допустимое при закачке давление составляет: P_{доп.зак.} = 180 атм ≈ 18 МПа;

Вскрыто два пласта:

- водоносный в интервале – 821 – 832 м, P_доп1 = 95 атм ≈ 9,5 МПа;

- нефтеносный в интервале – 1614 – 1640 м, P_доп2 = 210 атм ≈ 21 МПа.

После добуривания до проектной глубины 1751м, промывка на забое перед шаблонировкой в режиме: Q=32 л/с; P=95 атм ≈ 9,5 МПа; Циркуляция 100 %. Произвели подъем бурильной колонны с буровым инструментом в интервал 1751-1611 м (без затяжек), произвели технологическую выдержку 1,5 часа. Шаблонировка: спуск бурильной колонны в интервал 1611-1751 м без посадок. Подняли бурильную колонну на поверхность. Разбор компоновки с ревизией элементов.

Геофизические исследования скважины - ГИС.

Подготовительно-заключительные работы на скважине (ПЗР). Монтаж роликов. Размотка кабеля. Монтаж прибора. Исследование произвели приборами прибором К1, МАРК (РК), МАГИС 5БК. Приборы дошли до глубины 1751 м. В связи с дохождением приборов до проектной глубины и отсутствии посадок (затяжек), принято решение повторную подготовку ствола скважины к спуску обсадной колонны не производить.

Подготовительные работы к спуску обсадной колонны.

Сборка низа обсадной колонны 146×7,0 мм, установка колонного башмака с обратным клапаном, выше которого расположено стоп-кольцо. Спуск обсадной колонны в интервал 0-1751 м. Промывку в режиме Q=10 л/с начали с глубины 1611 м. Спуск с промывкой буровым раствором при давлении Р =12 атм ≈ 1,2 МПа (без посадок) до забоя. Промыли на забое в течение 2 циклов в режиме: Q=17 л/с Р= 15 атм ≈ 1.5 МПа. Циркуляция 100%. Произвели подготовительные работы к цементированию обсадной колонны. Расстановка тампонажной техники. Растаривание цемента. Набор воды в емкости ЦА-320. Наворот цементировочной головки.

Исходя из интервалов расположения двух пластов и глубины их залегания по формулам 1 – 9 определили необходимое количество и плотность раствра для цементирования обсадной колонны. Были произведены: закачка буфера в объеме V = 6 м³ естественной водной суспензии (ЕВС) уд. Весом (плотностью) γ=1,0 г/см³ (обработан нитрилотриметилфосфоновой кислотой (НТФК) - 12кг) + 29,4 м³ облегченный цементный раствор уд. весом γ=1,32 г/см³ (состоящего из 20 т цемента марки ПТЦ-III-Об-Р2-50 содержащего 20 % алюмосиликатных полых микросфер (АПСМ), затворенных на технической воде в объеме V=18,2 м³, + 1,3 м³ тампонажной смеси уд. весом γ=1,92 г/см³ (состоящей из 6тн цемента марки G с добавлением NaCl - 0,060 т, CaCl₂ - 0,12 т) + 26 м³ тампонажной смеси уд. весом γ=1,82 г/см³ (состоящей из 32 тн цемента марки ПТЦ-II-50 + 4,5 м³ тампонажной смеси уд. весом γ=1,92 г/см³ (состоящей из 6тн цемента марки G с добавлением NaCl - 0,060 т, CaCl₂ - 0,12 т). Между порциями устанавливали полые заглушенные гильзы из плотного картона длиною 150 мм. Для справки: плотность 1 г/см³ = 1000 кг/м³.

Продавка с учётом коэффициента сжимаемости: ЕВС уд. весом γ=1,0 г/см³ в объёме 25м³. Циркуляция при цементировании 100%. Рабочее давление Р_раб=100 атм ≈ 10 МПа, Давление «Стоп» Р_стоп=120 атм≈ 12 МПа. Клапан герметичен (возврат 0,18 м³). На выходе 6м³ цементного раствора. Ожидание затвердевания цемента ОЗЦ.

Как показала практика в скважинах зацеменитрованные предлагаемым способом полностью отсутствуют заколонные перетоки, не нарушен ни один из коллекторов пластов (определено геофизическими исследованиями), время освоения пластов после вторичного вскрытия снизилось примерно в два раза, что свидетельствует о неглубокой кольматации продуктивных пластов.

Предлагаемый способ цементирования скважины позволяет расширить область применения за счет возможность надежной герметизации без разрушения коллекторов в том числе и высокопроницаемых глубокозалегающих пластов, вскрываемых скважиной, за счет предварительного определения интервалов расположения пластов и предельно допустимых значений давлений для каждого из них с допустимой средней плотности тампонажного раствора для исключения разрушения этих пластов.