Способ цементирования эксплуатационной колонны труб в скважине

 

Использование; в нефтедЬбывающей промышленнрсти при цементировании эксплуатацйонной колонны труб в нефтяной и л:-7:; : ;:: -:Я. V .... :; газовойLскважин в интервалах; продуктивных пластов с: подвешенной водой или при наличии близко рас положе н н ого водона: порногрi пласта продуктивного. Сущность изобретения: низ колонны оборудуют пакерйым устройством самоуплотняющимся при повышении давления под ним. Внутри колонны выше оЬновного стоп-кольца уст,а;н ав.4.и;в; т:7 долЪ л.ит л ъ;нре;/срёз-но ё- стоп-кольцо; После спуска колонны в скважину покерное устройство устанавливакзт ниже нефтяного пласта (над подвешенной водой в монолитном пласте или; водонос- HbiM пластом с ботвётственно). В колонну За;камива1о1Цементный раствор; изолируют врдрнрснйй пласт ртпрйдуктйвнбго самоупл тняючдймся пакерующим устрбйством за давленияf$s$даваемого при срезе стрп-кбльда, создают противадавление на водрнрсный пласт с одновременным задав:п11ъ $ $$$з: г$ Цёмёнтн }г р а1лпЪ а кногъраствора.2 ил.у

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

„.,5g,, 1798т483 А1

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР . (ГОСПАТЕНТ СССР) (51)5 Е 21 В. 33/14

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ. СВИДЕТЕЛ6СТВУ ((-Ц„ Й;1Я т к.- — кн

I ., - - -,"::;. 2 (21) 4790446/03 . .: - - . -: газовой скважине, в интервалах продуктив- (22) 13,02;90:-:: - ::: ...- . " ных пластов-с:подвешенной водой или при . (46) 28,02.93. Бюл. N 8: -::: . наличии близко расположенного водона(7i) .Башкирский государстквенный научно- парного пласта: ниже продуктивного. Сущисследовэтельский:vi проектный институт ность изобретения: низ колонны оборудуют йефтяной промышлетнности:.. - ....: пакерным устройством самоуплотняющим.:.-(72) Р.Ш,Рахимкулов ...:::, -::;..-::;. ся при повышетнихи давления под ним. Внут(56) Справочник. по креплению нефтяных и " ри колонны выше основного стоп-кольца газовых скважин/Под редакцией А.И;Була- . - устанавливают. дополнительное срезное .това, M,: Недра;:1984;-:с. 154. - .. стоп-кольцо; После спуска колонны в скваАвторское свидетельство СССР ..: жину пакерное, устройство : устанавливают

:М 966031, кл. Е 21 8. 33/14, 1982. : ниже нефтяного. пласта (над подвешенной

Авторское:свидетельство СССР . водой в монолитном пласте или: водонос-.

М 759704, кл. Е 21 В 33/14, 1980. -: - ным пластом "соответственно). В. колонну

Авторское свйдетелкьство.СССР,: — закачивают цементный раствор; изолируют .

bb 717283, кл, Е 21 В 33/13, 1978, .. водоносный пласт от продуктйвуного само(54} СПОСОБ.ЦЕМЕтНТИРОВАНИЯ 3KC- . уплотняющимся пакерующим устройсттвом

ПЛУАТАЦИОНЙОЙ КОЛОНЙЫ. ТРУБ В: : за счет дэвлейия создаваемого при срезе

СКВАЖИНЕ:. ::.-:.::..: .: . стоп-кольца, создают противадавление нэ (57) Использование; в нефтедобывающей: водоносный пласт с.одновременным задэвпромышленности при.цементировании зкс- " :. ливанием в него цементного тампонэжного плуатационной колоййы труб в нефтяной и раствора. 2:ил, Фл т ° т» тк

QO

Изобретение. относится к нефтедобы- -. герметизации цементного кольца винтертва- . ф вающей промышленности и может быть лах притока воды под йефтяным пластом. использовано прй цементировании зксплу-, - Схема осуществления способа предатационных колонн в нефтяных и газовых ставлена на фиг. 1 и 2, где А — самоуплотняСкважинах, в интервалах продуктивных,юетееся птакеруюотее устроистео (узелт; 1 — Икн нефтеводоносных пИстов (пластов с поДо- . верхнее срезное стоп-кольцо, 2 — нижнее швенной водойилиприналичииблизкорас- (основное) стоп-кольцо (или стандартный йоложенного водонапорнбго пласта ниже цемЕнтйровочный обратный клапан типа нефтеносного), а также при цементирова- .. ЦКОД); 3 — стандартная продавочная пробнии кондукторов и промежуточных колонн. ка; 4 — пэкерующие элементы-манжеты; 5—

Целью изобретения является повцше- срезййе шпильки верхнего стоп-кольца; 6— йие качества. цементирования зксплуатаци- .эксплуатэционнуатя колонна; 7 — муфта обонных колонн за счет более надежйой саднойтрубы.

1798483

Способ осуществляют следующим образом.

Колонна ниже продуктивного пласта(но выше обводненных пластов или пропластков) оборудуется самоуплотняющимся. пакерующим узлом, ниже пакерующего устройства устанавливают дополнительное срезное (верхнее). стоп-кольцо (зажимают

его между обсадными трубами 6 в муфтовом соединении). Место установки стоп-кольца

1, а, следовательно, и объем раствора в трубах между верхним и нижним стоп-кольцом

2 (Ч1) рассчитывают, исходя из необходимо. го обьема тампонажного раствора, зэдавливаемого в подпакерное пространство за колонной. Далее производят приготовление, и нагнетание тампонажного раствора в обьеме V = V>+ Чг+ Чз где V1 — объем задавливаемого раствора;

Чг — объем раствора ниже обратного клапана ЦКОД, служащего одновременно нижним стоп-кольцом (цементный стакан);

Чз — объем раствора для заполнения заколонного пространства с обеспечением проектной высоты цементирования.

Затем производят продавливание тампонажного раствора продавочной пробкой

3 до дохождения его до стоп-кольца 1 (фиг, 1); закрепленного в муфте трубы 7, При избыточном (дополнительном) давлении (например 3,0 МПа) срезаются предохрани° тельные шпильки пакерующего узла(на фиг, 1 не показаны) и пакерующие элементы— манжеты 4 раскрываются до упора о стенки скважины. Дальнейшее повышение давления, (например, до 5,0 — 6,0 МПа) приводит к срезу шпилек 5 и раствор в объеме Ч1 задавливается в поры,и трещины обводненных (водонапорных) пластов за колонной 6 до получения давления "стоп" и дохождения пробки до основного стоп-кольца 2 (ЦКОД), (фиг. 2), Тампонажный раствор. остающийся в подпакерном пространстве, при этом уплотняется, Не исключается оставление некоторой части тампонажного раствора из обьема V> над стоп-кольцом 2 ввиду черезмерного повышения давления. Поэтому рекомендуется иметь дополнительный зумпф в скважине в объеме

V4 = (0,2-0,3) V5, где Чв —:объем затрубья ниже пакера (до забоя).

После истечения срока ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) продуктивный пласт перфорируют (фиг, 2) и скважину осваивают в обычном порядке.

Пример . Исходные данные для расчета процесса.

Кондуктор спущен на глубину 400 м, Эксплуатационную колонну спускают на глубину 2030 м, Продуктивный пласт имеет толщину 10 м, кровля его находится на глу-.

5 бине 1990 м, водонефтяной контакт (ВНК)— на глубине 2000 м. Диаметр скважины (по долоту) — 215,9 м, наружный диаметр колон10

55 ны 146 мм, внутренний — 130 мм. Оснастка низа колонны планируется следующая: башмак В К-146 на глубине 2030 м (на забое), ЦКОД вЂ” на глубине 2020 м, самоуплотняющийся пакер (пакерующая часть) — на глубине 1999 м (на 1 м выше ВНК), Колонну опрессовывают на 20,0 МПа, затем цементируют чистым цементным раствором с плотностью 1850 кг/м, глинистый раствоо в скважине имеет плотность 1200 кг/м, Продавку тампонажного раствора производят глинистым раствором. Открытые трещины с интенсивным поглощением промывочной жидкости в процессе бурения в интервале ниже продуктивного пласта отсутствуют (следовательно, тампонажный раствор на основе цементноводной суспенэии с 50 % водосодержанием может проникнуть лишь в дефекты стенки скважины, крупные поры, кавернозные участки и пристенные -.ðåùèíû пород небольшой протя>кенности)

Установлено (на основе опыта капиталь- . ного ремонта скважин), что нэ данной нефтеносной площади или месторождении объем задавливаемогоо в пласты цементноro раствора V1 = 0,35 М.

В скважинах, где водоносные пласты или обводненная подошвенная часть нефтеносного монолитного пласта представлены нетрещиноватыми платными пористыми песчаниками, для задавливания в эти пласты может быть использован тампонажный раствор с твердеющим фильтратом, Этот раствор в объеме, равном V> + Чг + Vs готовят в конце цементирования и закачивают в колонну в последнюю очередь, Таким образом может быть создан блокирующий (водоизолирующий) экран в водонасыщенном пласте на определенную глубину.

Расчет объема задавливаемого в подпакерное пространство тампонажного раствора на основе цемента и соответственно высоты установки срезного стоп-кольца.

Объем заколонного пространства на высоте

31 м от забоя до пэкера (2030 м — 1999 м) составит

Ч = 0,785 (0,2159 - 0,146 ) х 31 = 0,61 м

Ч1- 0,35 Vs = 0,213 м .

Исходя из условий примера. давление на устье в конце цементировэния (Рщ) составит Ркц = ЛРгс+ Рг, 1798483 где Л Ргс — разность гидростатических дав- геофизических измерений прихватомером и лений в трубах в эатрубном пространстве; корректируют. После этого производят приРг -"потери напора на гидравлические готовление и нагнетание тампонажного ðàñсопротивления (составляют 2,0 МПа), твора с объеме V1 + V2 + Чз. Объем

5 цементного раствора для цементирования . Ркц= заколонного пространства с учетом пере1730 Х 1850 + 300 Х 1200 — 2000 Х 1200 крытия башмака кондуктора на 100 м соста10000 . вит Чз = 0,213+ 0 1333+ (2030-300) х 0,197х х 1,3 = 44,646 м (здесь 1.3 — поправка на

+ 20= 110+ 20 = 130 кг/см или 13 МПа, 10 кавернозность стен), После достижения давления 11-12 МПа

Объем цементного, раствора может скорость продавливания снижают (для фикуменьшиться на 5-20 за счет отфильтро- сации давления среза кольца — при 15-16 вывания жидкой фазы в пласт. Примем, что МПа). После среза стоп-кольца давление отфильтровывается 20 %. Тогда с учетом 15 резко снижаютдо12 — 13 МПа и продавлива- . . этого Vg = 0,213 х 1,2 = 0,256 м, ние раствора продолжают до достижения .:

Расстояние между основным стоп-коль- ".стоп" {17-18 МПа), т. е, до завершения всей цом(ЦКОД-ом) и срезным стоп-кольцом рас- операции цементирования. После эатверде. V> . ния цемента вскрытие пласта и освоение р 20 скважины производят существующим метот где F — площадь Сечения обсадной трубы.. дами.

Формула изобретения

FT = 0,785 x deK = 0,785 х 0,132-0,01325 м2. Способ цементирования эксплуатационной колонны труб в скважине с водонос3 . 25 ным пластом, расположенным ниже

0,256 м

Тогда he< 2 — 19,4 м. Примем нефтеносного или монолитным нефтяным

001325 М пластом с подошвенной водой, включаю20 мь ..: . щийэакачивание цементного раствора в коТаким образо срезное стоп-кольцо лонну, продавливание его в затрубное необходимо установить на глубине Ьцкод - 30 пространство до посадки цементировочной ск = 2020 м - 20 м = 2000 м. Для того "Toáû пробки ро стоп „ л ца и создание избыточ четко зафиксировать давление "стоп"-сРез- . ного давления на пласт, о т л и ч а ю щ и йное Стоп-кольцо должно срезатьсЯ приДав- с я тем, что, с целью повышения качества лении среза(Р ), меньшем. давления "стоп" цементирования эа счет более надежной на 2,0-3,0 МПа и большем на 1,5-2,0 МПа 35 герметизации цементного кольца в интерваДавлениЯв КОНЦЕцементировани 3aвыЧе- лах притока воды под нефтяным пластом, том давления на гидравлические сопро- водоносный пласт или часть нефтеносного тивления (Рг) внутри колонны (1,0 МПа) зто пласта, содержащую подошвенную воду, составит Рс 13,0+ 2,0- -1,0= "4 Mila; - изолируют от нефтеносного самоуплотняюТаким обРазом СРЕзное стоп кольцо 40 щимсяпакерующимузлом,о екаютобъем оборудуетс шпильками íà давление сРеза цементного раствора, равный обьему задав14 Mila. Тогда ожидаемая величина давле- . ливаемого в: водоносный пласт цементного ниЯ "Стоп" после пРодавлиааниЯ РаствоРа в раствора, путем размещения внутри колон подпакерное пространство составит "4+ "+ ны дополнительного срезного стоп-кольца, 45 после чего на водоносный пласт или обводненную подошвенную часть пласта создают

В соответстви с вышепРивеДенным . противодавление с одновременным задавРасче ом оборудуют и спускают колоннУ. ливанием в него указанного объема цеменТочность установки пакерующего элемента тного раствора на глубине .1999 м проверяют с помощью 50

1798483

° ° Ф Ю ° ° . °

Фиг. f

17Я8483

Составитель Р,Рахимкулов

Техред M.Моргентал . Корректор Н;Ревская

Редактор Т.Егорова

Производственно-издательский комбинат "Патент", f. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Заказ 758 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035; Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5