способ цементирования скважин

Формула изобретения

СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН, включающий закачивание тампонажного раствора в обсадную или заливочную колонну, закачивание продавочной жидкости, пуск разделительной пробки, продавку тампонажного раствора в заколонное пространство в интервал цементирования и воздействие на тампонажный раствор в заколонном пространстве избыточным давлением в течение времени до начала схватывания тампонажного раствора, отличающийся тем, что в качестве разделительной пробки применяют разделительную пробку с осевым каналом, перекрытым прямоточным клапаном, рассчитанным на открытие от давления, превышающего давление продавки тампонажного раствора, и пускают разделительную пробку после закачивания тампонажного раствора, а после пуска разделительной пробки закачивают в составе продавочной жидкости порцию жидкости затворения тампонажного раствора, обработанную ускорителем его схватывания, в объеме, превышающем объем смеси жидкости затворения с продавочной жидкостью, при этом воздействие на тампонажный раствор избыточным давлением осуществляют путем подкачки дополнительного объема продавочной жидкости после окончания продавки тампонажного раствора, а в качестве избыточного принимают давление, равное давлению продавки тампонажного раствора.

Описание изобретения к патенту

Настоящее изобретение относится к области бурения скважин, в частности к их цементированию с закачиванием тампонажного раствора в интервал цементирования через обсадную колонну либо через спущенную в нее заливочную колонну труб.

Известен способ цементирования скважин, включающий закачку тампонажного раствора в обсадную колонну и продавку его в интервал цементирования с применением над ним в колонне продавочной разделительной пробки (см.[1] Логвиненко С.Н. Техника и технология цементирования скважин. - М."Недра", 1978, с.26, рис.10,б).

Недостатком этого способа цементирования является частое возникновение заколонных газонефтеводопроявлений и межпластовых перетоков через зацементированное пространство (см.[2] Измайлов Л.Б. и др. Крепление нефтяных и газовых скважин, - М., "Недра", 1976, с.122).

Этот недостаток обусловлен двумя причинами: снижением противодавления на склонные к проявлениям пласты из-за снижения давления столба тампонажного раствора за колонной в результате зависания тампонажной смеси на стенках колонны и скважины, а также образованием зазоров между колонной и начинающим схватываться цементом, из-за движения нижней части колонны в процессе снижения давления столба тампонажного раствора.

Известен также способ цементирования скважин, у которого недостаток по первой из указанных причин в значительной степени устранен. Этот способ, являющийся по своей технической сущности прототипом предлагаемого, включает закачку тампонажного раствора в обсадную колонну, продавку его в интервал цементирования с применением над ним в колонне продавочной разделительной пробки и воздействие на него в заколонном пространстве избыточным давлением (см.[1], с.40).

Разновидностью этого способа является способ, по которому тампонажный раствор закачивают не в обсадную колонну, а в заливочную колонну труб, спущенную в нее до стыковки с ее башмаком или обратным клапаном.

Недостатком прототипа является низкое качество цементирования скважин из-за зазоров, образующихся между колонной и цементным камнем по причине перемещений нижнего конца колонны в начальный период ОЗЦ (см.[3] Куксов А. К. , Дулаев В.Х.-М. "Движение низа обсадной колонны в период ОЗЦ - одна из причин образования флюидопроводящих каналов в зацементированном пространстве скважины". Технические устройства, материалы и технология крепления скважин. Сборник научных трудов - Краснодар, ВНИИКРнефть 1986, с.18-27), а также низкая надежность процесса из-за случаев возникновения заколонных газонефтеводопроявлений по причине превышения пластовых давлений над давлением столба загустевающего и начинающего схватываться тампонажного раствора. Создание избыточного давления над столбом тампонажного раствора за колонной полезно, но недостаточно эффективно, т.к. оно плохо передается столбом раствора от устья к пластам, склонным к проявлениям (см.[4] Булатов А. А. и др. "Влияние цементной оболочки на передачу давления по затрубному пространству". Технические средства, материалы и технология крепления скважин. Краснодар, ВНИИКРнефть, 1988 г., с.8, рис.2).

Заявляемое изобретение направлено на решение задачи повышения качества и надежности процесса цементирования.

Техническим результатом, который будет получен при осуществлении изобретения, является сохранение противодавления из скважины на высоконапорные пласты во время загустевания и схватывания тампонажного раствора; сохранение архимедовой выталкивающей силы на нижний конец цементируемой колонны до начала схватывания тампонажного раствора, после чего последний препятствует перемещению нижней части колонны за счет сил сопротивления в контакте его с внешней поверхностью колонны; ускорение набора структуры тампонажного раствора в заколонном пространстве и сокращение сроков начала его схватывания, чем обеспечивается предотвращение поступления пластовых флюидов в скважину.

При цементировании скважин предложенным способом поставленная задача решается тем, что после закачивания расчетного объема тампонажного раствора в обсадную или заливочную колонну в процессе продавки его продавочной жидкостью за обсадную колонну в интервал цементирования с разделением его и продавочной жидкости в обсадной или заливочной колонне с помощью продавочной разделительной пробки используют в качестве продавочной разделительной пробки нижнюю разделительную пробку с прямоточным клапаном, открывающимся при посадке на кольцо "стоп" под действием дополнительного перепада давления, в качестве части продавочной жидкости, закачиваемой над разделительной пробкой, используют порцию жидкости затворения тампонажного раствора, обработанной ускорителем его схватывания, например, хлористым кальцием в объеме, превышающем объем ее смеси, образующейся с закачиваемой вслед за ней обычной продавочной жидкостью при движении их в обсадной или заливочной колонне, а после посадки нижней разделительной пробки на кольцо "стоп" закачивают в обсадную или заливочную колонну и перепускают через открытый прямоточный клапан разделительной пробки дополнительный избыточный над объемом обсадной или заливочной колонны объем продавочной жидкости до выравнивания давления в системе с давлением, предшествовавшим посадке пробки на кольцо "стоп" и поддерживают величину этого давления периодическим подкачиванием продавочной жидкости в колонну до истечения планового срока начала схватывания тампонажного раствора.

Использование вместо глухой продавочной пробки, полой нижней разделительной пробки с прямоточным клапаном, открывающимся при посадке на кольцо "стоп" под действием дополнительного перепада давления, является во всех случаях необходимым условием для выполнения нового действия - закачивания в колонну и перепускания через прямоточный клапан дополнительного избыточного над объемом обсадной или заливочной колонны объема продавочной жидкости. В свою очередь перепуск избыточного объема продавочной жидкости через клапан пробки является необходимым условием для воздействия на столб тампонажного раствора за колонной в непосредственной близости от забоя, обеспечивающего создание одинакового давления в нижней части колонны и на забое скважины. Величина давления в колонне, соответствующая моменту окончания продавки, обеспечивает необходимое противодавление из скважины на высоконапорные пласты, не вызывая восстановления циркуляции в скважине, а периодическое подкачивание продавочной жидкости, поддерживающее это противодавление до начала схватывания тампонажного раствора является необходимым условием сохранения неизменной архимедовой выталкивающей силы и давления за колонной, благодаря чему предотвращается перемещение нижнего конца обсадной колонны и поступление пластовых флюидов в скважину. Использование жидкости затворения тампонажного раствора в качестве продавочной жидкости, закачиваемой непосредственно над нижней разделительной пробкой является необходимым условием, обеспечивающим равенство давления в нижней части колонны и на забое скважины, передачу избыточного давления по столбу тампонажного раствора на большей его длине, в т.ч. и на горизонтальном участке ствола скважины, и поддержание заданной величины давления и архимедовой силы более продолжительный период времени (см.[5] Булатов А.И. и др.Передача устьевого давления столбом твердеющего цементного раствора. Качественное крепление и управление свойствами цементного камня. Краснодар, ВНИИКРнефть, 1985, с.9). Обработка этой порции жидкости затворения ускорителем схватывания тампонажного раствора является необходимым условием, препятствующим поступлению пластовых флюидов в скважину и перемещению нижнего конца обсадной колонны, т.к. в обычных условиях без обработки ускорителем передача давления по столбу тампонажного раствора ухудшается быстрее, чем увеличивается структурная прочность цементного раствора-камня.

Признак, характеризующий объем используемой жидкости, является достаточным условием, обеспечивающим взаимодействие с тампонажным раствором в скважине чистой обработанной ускорителем схватывания жидкости затворения, незагрязненной обычной продавочной жидкостью.

Признак, характеризующий продолжительность времени поддержания избыточного давления в системе до начала схватывания необработанного ускорителем тампонажного раствора является достаточным условием для решения задачи предупреждения поступления пластовых флюидов в скважину, а также движения нижнего конца колонны, т.к. после начала схватывания тампонажного раствора он сам решает эту задачу за счет сил сопротивления в контакте его с обсадной колонной и снижения собственной проницаемости.

Промышленная возможность реализации предложенного способа очевидна из примера практического его использования при цементировании обсадной колонны диаметром 146 мм, спущенной на глубину 3500 м в скважину, пробуренную долотом диаметром 215,9 мм. Плотность бурового раствора 1400 кг/м³. Тампонажный раствор плотностью 1800 кг/м³ имеет срок начала схватывания 3 ч 30 мин.

После закачивания в обсадную или заливочную колонну 76 м³ тампонажного раствора пускают в колонну для его продавки в затрубное пространство нижнюю разделительную пробку ПРН 140х146 по ТУ 39-1086-85 с разрушаемой диафрагмой, оттарированной на давление срабатывания 3,0 МПа. Над пробкой закачивают в качестве продавочной жидкости сначала 2,0-2,5 м³ жидкости затворения, предварительно обработанной ускорителем схватывания, например, 2-3% хлористого, а затем 42 м³ бурового раствора. При этом давление в колонне на устье постепенно повышается до 16,0 МПа, а затем в момент посадки разделительной пробки на кольцо "стоп" резко возрастает до 19,0 МПа и тут же падает до 16,0 МПа. По этому сигналу продавку как таковую прекращают, но продолжают поддерживать избыточное давление в колонне на устье 16,0 МПа подкачиванием на нее бурового раствора еще в течение 1 ч 15 мин до начала схватывания тампонажного раствора.

Цементирование скважины предлагаемым способом обеспечит сохранение величины действующего на забое на колонну архимедовой выталкивающей силы, а также перепада давления на стенки скважины, несмотря на естественное падение гидростатического давления столба тампонажного раствора в процессе его схватывания.

Экономическая эффективность применения предлагаемого способа цементирования скважин будет обеспечена за счет исключения необходимости проведения на скважине дорогостоящих ремонтно-изоляционных работ по ликвидации заколонных газонефтеводопроявлений и межпластовых перетоков. За счет предупреждения обводнения добываемой нефти повысятся темп ее добычи, а также нефтеотдача пласта в целом.