Способ цементирования скважин
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для строительства нефтяных, газовых и других скважин. Цель изобретения - снижение вероятности гидроразрыва пластов и поглощение тампонажного раствора в процессе цементирования скважин. Для этого плавкие материалы подают в скважину до ее цементирования перед операциями, не предусматривающими промывку забоя скважины, содержание плавких материалов в долях единицы от массы бурового раствора (K) определяют из соотношения K = ΔТ<SP POS="POST">.</SP>C<SB POS="POST">р</SB>/R<SB POS="POST">п</SB> - ΔтС<SB POS="POST">п</SB>, где ΔТ - величина снижения температуры, °С C<SB POS="POST">п</SB> - теплоемкость плавкого материала, ккал/кг<SP POS="POST">.</SP>°С C<SB POS="POST">р</SB> - теплоемкость бурового раствора ккал/кг<SP POS="POST">.</SP>°С R<SB POS="POST">п</SB> - открытая теплота плавления плавких материалов, ккал/кг. Для снижения затрат на реализацию способа в качестве плавкого материала используют асфальтосмолопарафиновые отложения. Восстановление температуры приводит к возникновению в прискважинной зоне дополнительных сжимающих термоупругих напряжений. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОВИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕ CI I ÁËÈÊ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИ ГЕТ ПО ИЗО6РЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ Г1РИ ГКНТ СССР ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ К=/ 1 С % (21) 4673935/03 (22) 06.04.89 (46) 15.08.91. Бюл.№30 (71) Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной нромы Illokkooòè (72) А.В. Кол от о в (53) 622.245.42 (088 8) (56) Авторское свидетельство СССР № 1331997, кл. Е 21 В 33/13, 1985, Авторское свидетельство СССР ¹ 832062, кл. Е 21 В 33/14, 1977. (54) СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН (57) Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для строительства нефтяных, газовых и других скважин. Цель изобретения — снижение вероятности гидрораэрыва пластов и поглощение тампонажного раствора в процессе цементирования скважин. Для этого плавкие материалы подают в скважину до ее Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к строительству нефтяных, газовых и других скважин, Цель изобретения — снизить вероятность гидроразрыва пластов и поглощения тампонажного раствора в процессе цементирования скважин, Процесс строительства скважины вклю чает операции, предусматривающие и не предусматривающие промывку забоя скважины. К первым относятся промывки скважины через колонну бурильных труб, через „„5U „„1б70102 А1 цементирования перед операциями. ч» nðåдусматриваюшими промывку забс я скважины, содержание плавких материалов в дол к единицы от массы бурового ряс вора (К) определчют из соотношения где At — величина снижения температуры. С; Св теплоемкосгь плавкого материала, ккал/кг . С; СР— теплоемкость бурового раствора ккал/кг С. 7)n — открытая теплота ,о °, плавления плавких материалов, ккал/кг. Для снижения за грат на реализацию способа в качестве плавкгн о материала используют асфальтосмологарафиновые отложения Восстановление температуры приводит к возникновению в прискважиннои зоне дополнительных сжимающих терл оупругих напряжений. 1 з.п.ф-лы, 1 табл. С 1 3 1с колонну обсадных труб. Ко вторым относятЬ ся спуск и подъем колонны бурильных труб, спуск обсадной колонны, геофизические ра- O боты и т.д. Во время операций без промывки I в горных породах, окружающих скважину. происходит восстановление температуры гплоть до естественной геостатической, причем чем длительней операция беэ промывки, тем в большей степени восстанавливается температура. Восстановление температуры приводит к возникновению в прискважиннои зоне дополнительных сжимающих термоупругих 1670102 Яп К Cn К +Ср Е а Оg=Oz = — - — "ъt 1 —,и напряжений. Под действием этих напряжений горная порода, проявляя пластические свойства, выдавливается в скважину, что в конечном итоге приводит к снижению горного давления в области скважины. Это, в свою очередь, снижает величину давления гидроразрыва пластов, увеличивает опасность поглощения тампонажного раствора. В случае подачи плавкого материала в призабойную зону скважины темп восстановления температуры будет ниже. Это связано с тем, что для расплавления плавких материалов необходима дополнительная энергия, так как для расплавления 1 кг парафина требуется 35 ккал, В результате через тот же самый промежуток времени температура в скважине будет ниже на величину, вычисленную по формуле где A t — величина снижения температуры, С: К вЂ” содержание плавкого материала в долях единицы от массы бурового раствора; Cn — теплоемкость плавкого материала (для парафина Cn = 0 0,775 ккал/кг OC); Cp — теплоемкость бурового раствора (для раствора плотностью 1150 кгlм, Cp = з 0,76 ккал/кг ОС); gn — открытая теплота плавления плавкого материала (для парафина цл = 35 ккал/кг). Предположим, что К = 0,1, тогда при использовании в качестве плавкого материала парафина по формуле (1) получим At — - — — — =42 Ñ 35 0,1 0,775 0,1 + 0 76 Расчеты показывают, что в данном примере температура в скважине будет ниже, чем в аналогичной, но без добавок парафина на 4,2 С. B таблице приведены сведения о величине модуля Юнга Е, коэффициенте Пуассона р, коэффициенте температурного расширения я различных горных пород (5). Эти параметры необходимы для вычисления термоупругих напряжений в области ствола скважины, Для этого применяется формула (6) 5 55 где (/g и т, тангенциальные и осевые термоупругие напряжения, МПа; At — изменение температуры, С. Приняв Л t 4,2 "С пп формуле (2) и используя данные таблицы, вьl÷ãc,лены значения термоупру их напряжеHèé ñì. таблицу). Вычисления показывают, что наиболее чувствительны к изменению температуры гипсы и ангидриды, наименее чувствительны песчаники и сланцы, но тем не зеленее чувствительность их достаточно велика. Так, в песчанике при восстановлении температуры дополнительно на 4,2"С разов, ются дополнительные сжимают,ие напряжения, равные 1,3 МПа. Горнал порода дополнительно выдавливается в скважинч. что приводит к снижению первоначального горного давления именно на величину дополнительных термоупругих напряжений. В комеч,ом итоге это приводит к снижению давления гидроразрыва пластов на вели:ину дополнительных термоупругих напряжений (для песчаников на 1,3 МПа). Такимобразом нтехсхважинах кудадс цементирования обсадной коыннь. перед операциями, не предусматрив ющими промывку забоя. закач,ваю плавкий м гг.-риал (АСПО) и где температура врез TçT же самый промежуток времени б дст ниже(в данном случае нэ 4,2 Ц там давление l гидроразрыва 0ластов будет n÷øå (в данном случае минимум на 1.3 fvii ц по сравнению со скважинами б .- .inàâêèõ материалов. Отличительные призна.и данного технического решения обеспечивэкк погучение нового эффекта, заклнзчающегося в положении вероятности гидрооа;:рыеа чластов, поглощения та.лпонажнг го раствора о процессе цемент и рова ния с .. аж ли что свидетельствует о соответствии nоитерию "существенные отличия". Предлагаемыи способ це« .нгирования скважин реализуют следующим образом. На трубной базе, где производя очистку насосно-компрессорных труб сп асфальтосмолопарафиновых отложении, работы организуют таким образом, чтобы АСПО накапливались в специальных емкостях. Накопленные АСПО с помощью пара. ли иных источников тепла разогревают дс пластического состояния и с помощью перфорированных вальцев гранулируют. B гранулированном виде АСПО отпрааляю на буровую. На буровой в глиномешалке готовят смесь глинистого раствора и гранулированных АСПО. Соотношение и количестьо гли,Г70102 За м тго формуле г .,7 K n„, ð, t1 Дал-:e чс формуле " Сг /и Л ° и Лt С Породы Песчаник Иэв"отняв Доломит Гипс Ангидрид Глинисть и сланец чистого р-o t .гк ?."ПО выбирают в эавтл. 4Рстч О м пцнос . ч nfl .тов. склонных K . и,,рпра ры ву, .: и н ге р а -, кот г. рых необходимо эака .1!ат! с Ip...h .1 от > ебуемой за. держки о:.т. н,аления темпера1уры. Если мощнос.. пла-.— ов. скп .- ных г гидроразрыBv, окоп 1 100 м, то, у,и-.ывая, что пог, м ствола, кважи «ы имс;;f объем 47 л, объем готовой смес:; должен бы1ь не менее 4,7 м опред эля"; г i:.iåáóåMü é обьлл глинистого :.ос вора. П;н К = 3.1; рр-= 1,15 г/с;,, рп =0,0 Tar÷ì о.,оазом, ь д;>.,н" м гny ae: еобходимо, I м" глинистогг раствора. ч о по мас.г . Cr, авн 4; т, эадаеэясь требуе лой в";и глной снижения емг ерату; ы A t, гредеп: чт nеобходи лов содержани гглa Ko,à материала в долях единицы от массы буровоro расТВ03а, При .А t — 4.2 С К =- 0,1. После окончания проводки ствола скважины персд подем: м бурильного инструмента в интервал, склонный к гидро ра эры ву, эа качи в ают приготовленную ".ìåñü, Пооиэводят подъем бурильного инструмен г;:::. осущес вляю1 с .еоации, не предусмато ;вэю,цие прсмывку забоя cKpçwëíû (каротажные и ремонтные работы, спуск 0бсаднол олонны . После спуска обсадной колон: =, нли нового спуска бурильно.о инструглента скважину промывают прн этом порция бурового раствора. содт.р-,а его АСПО, вытесняется иэ cKRaжин на nonepx i<)сть и эакачивается в специальную емкость для хранения до повторного 5 применения. Предлагаемый способ цементирования скважин найдет применение на тех мес1орождениях, где при цементировании имеют место гидроразрывы пластов Формула изобретения 1. Способ цементирования скважин путем подачи в эаколонное пространство там15 понажного (аствора и плавких материалов, имеющих температуру плавления в диапазоне забойной температуры, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью снижение вероятности гидроразрыва пластов и поглощения 20 та;лпонажного раствора в процессе цемен1иг .".вания скважин, плавкие материаЛы no/tai;i в скважину до ее цементирования пере,, операциями, не предус латривающими промывку забоя скважины, причем со25 держание плавких материалов в долях единицы от массы бурового раствора К определяют из следующего выражения; где A t — величина снижения температуры, С, C;; -- теплоемкость плавкого материала. Ç5 ккап /кг С, Ср — теплоемкость бурового раствора, ккал/кг С, / - скрытая теплота плавления плавких материалов, KKan/кг. 40 2. Способ поп.1, отл ича ю щи йс ятем, что, с целью снижения затрат на реализацию способа, в качестве плавкого материала используют асфальтосмолопарафиновые отложения. 
