Результат интеллектуальной деятельности: Способ цементирования скважины

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, к области бурения скважин и может быть использовано при цементировании обсадных колонн в скважинах различного назначения.

Наиболее распространенным способом цементирования обсадных колонн является способ прямого одноступенчатого цементирования, заключающийся в том, что через цементировочную головку, расположенную на обсадной колонне, внутрь обсадной колонны последовательно закачиваются буферная жидкость и цементный раствор, которые затем через башмак обсадной колонны продавливают в затрубное пространство, и поднимают в затрубном пространстве на необходимую высоту (Заканчивание скважин. Овчинников В.П., Аксенова Н.А., Агзамов Ф.А., Нагарев О.В., Учебное пособие для вузов/Тюмень, 2010, стр. 206, 207).

Недостатком способа является большая продолжительность операции цементирования, необходимость применения большого количества химических реагентов для регулирования прокачиваемости цементного раствора, большие давления на пласты и большие давления на цементировочных агрегатах, высокая степень загрязнения продуктивного пласта и др.

Известен способ цементирования скважины, включающий цементирование колонны в две ступени с использованием двухступенчатой муфты, обеспечивающее снижение гидростатического давления (Легвиненко С. В. Цементирование нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1986, с.38-40).

Недостатком способа является увеличение времени крепления, проведением дополнительных операций по разбуриванию цемента и оборудованию (муфт), а также различные осложнения, связанные с надежностью применяемых муфт.

Известен способ цементирования скважины путем закачки тампонажного раствора порциями с различными добавками, регулирующими сроки его схватывания по глубине и снижающих проницаемость цементного камня в затрубном пространстве (Каморин В.К. Зависимость качества и успешности цементирования от способа приготовления тампонажной суспензии. - «Нефтяное хозяйство», 1976, №6, с. 28-32.).

Недостатками способа являются низкая эффективность изоляции зон с аномально высокими пластовыми давлениями, характеризующимися газонефтеводопроявлениями, а также сложность приготовления и закачки в скважину тампонажного раствора с различными добавками.

Известен способ цементирования скважин путем закачки тампонажного раствора в обсадную колонну, продавки его в затрубное пространство с оставлением стакана в колонне и созданием давления в затрубном пространстве при затвердевании тампонажного раствора (Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. М. «Недра», 1977, с. 238).

Недостатком способа является низкая надежность предотвращения газонефтеводопроявлений из-за не оптимальной компенсации потери гидростатического давления тампонажного раствора при его твердении.

Известен способ цементирования скважины, включающий последовательную закачку в колонну заливочных труб буферной жидкости, цементного раствора, продавочной жидкости и последующее вытеснение в затрубное пространство буферной жидкости и цементного раствора (а.с. СССР № 1442638, кл. E 21 B 33/13, опубл. 1986). Закачку в колонну буферной жидкости, цементного раствора, буферной и продавочной жидкостей первоначально с наибольшей и с момента выхода цементного раствора в затрубное пространство с наименьшей подачей насоса, соответствующей ламинарному течению жидкостей в затрубном пространстве. После буферной жидкости или цементного раствора в трубу закачивают часть цементного раствора или продавочной жидкости, процесс прерывают и ожидают снижения скорости течения жидкостей с турбулентного режима до ламинарного или полного прекращения движения в результате выравнивания давлений столбов жидкостей в трубном и затрубном пространствах до выхода нижнего уровня цементного раствора к башмаку колонны заливочных труб. Затем продолжают закачку жидкостей с подачей насосов, соответствующей ламинарному течению жидкостей в затрубном пространстве.

Недостатком известного способа является ограниченная область применения – только для установки цементного моста в ограниченном участке скважины, при этом сложность процесса, включающего многокомпонентный состав буферной жидкости, выполнение работ с одновременным вращением и расхаживанием инструмента, также способ не обеспечивает получение качественного крепления из-за неполного вытеснения бурового раствора из интервала цементирования.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ цементирования скважины, включающий закачку в обсадную колонну труб тампонажного раствора и продавку в затрубное пространство с оставлением стакана в колонне труб и созданием давления в затрубном пространстве при затвердевании тампонажного раствора (авт. св. SU № 759704, опубл. 10.09.1980). Для повышения надежности предотвращения газонефтеводопроявлений за счет обеспечения постоянного противодавления на проявляющие пласты в течение всего времени твердения тампонажного раствора, давление в затрубном пространстве повышают ступенями в соответствии с падением гидростатического давления столба тампонажного раствора.

Недостатком способа является то, что повышение избыточного давления осуществляют ступенчато, с остановками для определения начала схватывания тампонажного раствора, что не обеспечивает компенсацию падения давления гидростатического столба раствора и не исключает оставление избыточного цементного стакана, а также не исключает гидроразрыва пласта. А также закачка тампонажного раствора плотностью 2,25 г/см³ связана со сложностью приготовления и проведение процесса закачки под высоким давлением.

Техническим результатом способа цементирования скважины является создание в цементируемом интервале зоны надежной изоляции эксплуатируемого объекта за счет контролируемого процесса приготовления и закачки растворов, исключения гидроразрыва пласта.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является создание способа цементирования обсадной колонны скважины который, являясь эффективным и надежным, не являлся при этом дорогостоящим.

Технический результат достигается способом цементирования скважины, включающим закачку в обсадную колонну труб тампонажного раствора и продавку в затрубное пространство с оставлением стакана в колонне труб и созданием давления в затрубном пространстве при затвердевании тампонажного раствора.

Новым является то, что предварительно по отобранным при бурении кернам определяют предельно допустимые значения давлений для каждого из пластов и интервалы их расположения, определяют допустимую среднюю плотность тампонажного раствора и интервалы расположения продуктивного пласта, последовательно закачивают в колонну обсадных труб буферную жидкость, тампонажный раствор и вытесняют в затрубное пространство буферную жидкость и тампонажный раствор продавочной жидкостью, при этом тампонажный раствор закачивают порциями – первую порцию тампонажного раствора средней плотности закачивают в интервал от кровли продуктивного горизонта до устья скважины, вторую порцию утяжеленного тампонажного раствора закачивают в интервал от забоя до интервала, обеспечивающего перекрытие продуктивного пласта, причем в процессе закачки продавочной жидкости за 10-50 м до завершения процесса продавливания расчетного объема продавочной жидкости, производят остановку процесса продавливания на время до начала загустевания тампонажного раствора, затем возобновляют продавку при предельно допустимых значениях давлений для колонны обсадных труб и пород стенок скважины и додавливают оставшийся объем продавочной жидкости до получения давления «СТОП».

Новым также является то, что в качестве первой порции, закачиваемой за буферной жидкостью, используют тампонажный раствор средней плотности – 1555-1800 кг/м³, в качестве утяжеленного тампонажного раствора применяют раствор плотностью – 1810-1920 кг/м³.

Сущность способа цементирования скважины заключается в следующем.

При бурении разведывательных скважин отбирают керн с привязкой к интервалам первичного вскрытия. Выполняют геофизические исследования и исследования керна вскрытых пластов: петрофизические исследования с определением пористости, проницаемости породы, литолого-седиментологические исследования с определением плотности, твёрдости, категории абразивности, специальный анализ керна на определение механических свойств – коэффициента Пуассона, модуля Юнга и определяют интервалы их расположения. Исходя из свойств пласта, являющегося продуктивным коллектором (водоносным или нефтеносным), и глубины залегания пластов. Определяют предельно допустимые значения давлений для каждого из пластов и интервалы их расположения относительно устья скважины. Исходя из чего определяют допустимую среднюю плотность тампонажного раствора для предотвращения его поглощения в проницаемые породы и интервалы расположения продуктивного пласта.

Определяют время начала загустевания тампонажного раствора разной плотности.

После достижения проектного забоя скважины, проведения геофизических исследований производят спуск обсадной колонны, оборудованной технологической оснасткой (башмак, обратный клапан, центраторы и т.д.), до забоя скважины.

Последовательно закачивают в колонну обсадных труб буферную жидкость, тампонажный раствор и вытесняют в затрубное пространство буферную жидкость и тампонажный раствор продавочной жидкостью. Буферную жидкость закачивают для вытеснения бурового раствора и смывания фильтрационной корки бурового раствора со стенок обсадной колонны и затрубного пространства скважины. В качестве буферной жидкости используют техническую воду плотностью 1000 кг/м³, обработанную поверхностно-активными веществами (ПАВ). В качестве ПАВ используют, например НТФ (нитрилометилтриенфосфоновая кислота), в концентрации 2 кг/м³. Объём буферной жидкости 3-5 м³, обеспечивающий разделение тампонажного раствора от бурового раствора. Тампонажный раствор закачивают порциями – первую порцию тампонажного раствора средней плотности, равной 1555-1800 кг/м³, закачивают в объеме, достаточном для перекрытия интервала от устья скважины до кровли продуктивного горизонта, вторую порцию утяжеленного тампонажного раствора плотностью 1810-1920 кг/м³ закачивают в объеме, достаточном для перекрытия интервала от забоя до интервала, обеспечивающего перекрытие продуктивного пласта. Верхняя граница перекрытия продуктивного пласта должна быть выше кровли продуктивного пласта на высоту не менее 1 м. Для продавки в затрубное пространство буферной жидкости и тампонажного раствора закачивают продавочную жидкость. В качестве продавочной жидкости используют техническую воду плотностью 1000 кг/м³. В процессе закачки продавочной жидкости за 10-50 м до завершения процесса продавливания расчетного объема продавочной жидкости, производят остановку процесса продавливания на 5-20 минут – время, достаточное для начала загустевания тампонажного раствора, определяемого при лабораторных испытаниях тампонажного раствора. В колонне труб остается стакан тампонажного раствора 10-50 м. Затем возобновляют продавку при предельно допустимых значениях давлений для колонны обсадных труб и пород стенок скважины при затвердевании тампонажного раствора и додавливают оставшийся объем продавочной жидкости до получения давления «СТОП».

Предлагаемая последовательность выполнения способа проста и позволяет повысить надежность изоляции эксплуатируемого объекта, предотвратить гидроразрыв пластов при цементировании обсадной колонны скважины. Регулируемая закачка утяжеленной порции тампонажного раствора в призабойную зону и с перекрытием интервала продуктивного пласта позволяет предотвратить заколонную циркуляцию пластовой жидкости. Закачка тампонажного раствора средней плотности в интервал от кровли продуктивного горизонта до устья скважины обеспечивает снижение гидростатического давления столба тампонажного раствора на проницаемые пласты при регулировании давления обеспечивают предотвращение гидроразрыва пластов. Также способ позволяет расширить арсенал средств надежной изоляции эксплуатируемых объектов.

В качестве утяжеленного тампонажного раствора (патенты RU №№ 2169252, 2481374, 2683448 или т.п.) применяют раствор плотностью – 1810-1920 кг/м³, 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.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Бурят скважину глубиной 1749 м.

Исходные данные:

Продуктивный горизонт – Пашийский. Глубина спуска эксплуатационной колонны - 1749 м. Альтитуда ротора – 186 м. Направление диаметром 324 мм спущено на глубину 49 м и зацементировано до устья.

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

Диаметр скважины 146 мм.

После достижения проектного забоя скважины, проведения комплекса геофизических исследований производят спуск обсадной колонны, оборудованной технологической оснасткой (башмак, обратный клапан, центраторы) до забоя скважины.

По отобранным при бурении кернам определяют предельно допустимые значения давлений для каждого из пластов и интервалы их расположения, определяют допустимую среднюю плотность тампонажного раствора и интервалы расположения продуктивного пласта.

После проведения всех подготовительных работ по подготовке к цементированию тампонажной техники приступают к последовательной закачке в трубное пространство при помощи цементировочного агрегата ЦА-320 буферной жидкости (техническая вода), плотностью ρ = 1000±30 г/см³ в объеме V = 3 м³ обработанной нитрилометилтриенфосфоновой кислотой в количестве 6 кг, производительность при закачке Q = 8-10 л/с.

После закачки планового объёма буферной жидкости идёт закачка первой порции тампонажного раствора марки ПЦТ-II-50+15% с добавлением 15% алюмосиликатных полых микросфер (АСПМ) в объеме V = 8,31 м³ средней плотности p = 1560 кг/м³ состоящего из 8 тн цемента. Объем жидкости затворения V = 4,8 м³, производительность при закачке Q = 6-10 л/с. Первую порцию тампонажного раствора закачивают в интервал от кровли продуктивного горизонта до устья скважины.

Закачка второй порции утяжеленного тампонажного раствора марки РТМ-50ПВ в объеме V = 3,04 м³ (p = 1890±30 кг/м³) состоящей из 4 тн цемента. Объем жидкости затворения V = 1,8 м³, производительность при закачке Q = 6-10 л/с. Вторую порцию тампонажного раствора закачивают в интервал от забоя до интервала, обеспечивающего перекрытие продуктивного пласта.

По завершению закачки плановых объёмов тампонажных растворов производят срыв продавочной пробки на цементировочной головке, предварительно смонтированной на обсадной колонне до начала цементирования. Приступают к закачке продавочной жидкости. Общий объем продавки V = 5,28 м³ (тех. вода p = 1000 кг/м³), из них 4,97 м³ при помощи цементировочного агрегата ЦА-320 с производительностью Q = 10-12 л/с. В случае роста давления при продавке, снижают производительность ЦА-320.

После закачки 4,97 м³ продавочной жидкости (тех. вода p = 1000 кг/м³) (за 50 м до дохождения продавочной пробки до обратного клапана обсадной колонны), производят остановку процесса продавливания на 15 минут – на время, необходимое для начала схватывания тампонажного раствора.

Через 15 минут возобновляют продавку продавочной жидкости. Оставшийся объем V = 0,31 м³ (тех. вода p = 1000 кг/м³) закачивают при помощи ЦА-320 с производительностью Q = 3-5 л/с, до получения сигнала «СТОП» (до завершения закачки планового объёма продавочной жидкости).

Способ цементирования скважины обеспечивает создание в цементируемом интервале зоны надежной изоляции эксплуатируемого объекта за счет контролируемого процесса приготовления и закачки растворов, исключения гидроразрыва пласта.