Способ цементирования скважин с аномально-высокими пластовыми давлениями

 

Использование: в области бурения скважин, в частности в способах цементирования скважин с аномально высокими пластовыми давлениями. Обеспечивает исключение флюидопроявлений во время ожидания затвердевания цемента. Сущность изобретения: по способу осуществляют подачу тампонажного раствора в заколонное пространство. Передают на него с устья избыточное давление. Этим компенсируют снижение гидростатического давления тампонажного раствора. Первоначально избыточное давление создают величиной, равной потере давления на гидравлические сопротивления в заколонном пространстве в конце процесса цементирования. После этого давление поддерживают до момента загустевания тампонажного раствора на забое. Затем давление равномерно повышают до момента загустевания тампонажного раствора на устье скважины. При этом величину избыточного давления (P_изб., МПа) определяют по формуле: P_изб. = P_к + P_гп - P_ж < P_гр, где P_к - потери давления на гидравлические сопротивления в заколонном пространстве в конце цементирования, МПа; P_гп - давление гидростатического столба промывочной жидкости, МПа; P_ж - давление гидростатического столба жидкости затворения тампонажного раствора, МПа; P_гр - давление гидровзрыва пласта или поглощения, МПа.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к способам цементирования скважин с аномально высокими пластовыми давлениями.

Известен способ цементирования скважин путем закачки тампонажного раствора в обсадную колонну и продавки его в затрубное пространство с оставлением цементного стакана в колонне и создание давления в затрубном пространстве при затвердевании тампонажного раствора, давление в затрубном пространстве повышают ступенями в соответствии с падением гидростатического давления столба тампонажного раствора [1] 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.

Наиболее близким к предлагаемому по назначению и совокупности существенных признаков является способ разобщения пластов в скважинах с аномально высокими пластовыми давлениями, включающий спуск колонны в скважину, подачу тампонажного раствора в заколонное пространство, передачу на него с устья избыточного (дополнительного) давления, компенсирующего снижение гидростатического давления тампонажного раствора и снятие избыточного давления, установку пакера на колонну выше пластов с аномально высокими пластовыми давлениями, после передачи на тампонажный раствор дополнительного давления отмечают прекращение снижения его гидростатического давления, после чего пакер приводят в рабочее положение, а избыточное давление снимают после образования камня из тампонажного раствора [2] Недостатком известного способа разобщения пластов в скважинах с аномально высокими давлениями является низкая эффективность цементирования за счет флюидопроявлений во время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) при переходе тампонажного раствора из жидкого состояния в твердое из-за надежной компенсации падения давления гидростатического столба тампонажного раствора, возможности гидроразрыва пласта и поглощения тампонажного раствора. При этом определение периодичности повышения избыточного давления производится по времени начала схватывания тампонажного раствора в статических условиях, и не учитывается влияние на него динамики движения тампонажного раствора и изменения скважинных условий в процессе цементирования. Таким образом определение скорости увеличения избыточного давления в заколонном пространстве с устья скважины, а также времени воздействия и значения конечного избыточного давления производится без достаточного обоснования.

С учетом изложенного практическое применение известного способа крайне затруднительно.

Изобретение решает задачу повышения эффективности цементирования скважин путем исключения флюидопроявлений во время ОЗЦ, образования напряженного цементного камня за колонной обсадный труб, а также повышения надежности предотвращения поглощений тампонажного раствора.

Для решения указанной задачи в заявляемом способе цементирования скважин с аномально высокими пластовыми давлениями, включающем подачу тампонажного раствора в заколонное пространство, передачу на него с устья избыточного давления, компенсирующего снижение гидростатического давления тампонажного раствора, и снятие избыточного давления, первоначально избыточное давление создают величиной, равной потере давления на гидравлические сопротивления в заколонном пространстве в конце процесса цементирования, поддерживают его до момента загустевания тампонажного раствора в забое, после чего равномерно повышают до момента загустевания тампонажного раствора на устье скважины. При этом величину избыточного давления определяют по формуле: P_изб. P_к + P_гп P_ж < P_гр, где P_к потери давления на гидравлические сопротивления в заколонном пространстве в конце цементирования, МПа; P_гп давление гидростатического столба промывочной жидкости, МПа; P_ж давление гидростатического столба жидкости затворения, МПа; P_гр давление гидровзрыва пласта или поглощения, МПа.

Известно, что момент резкого роста консистентности тампонажного раствора соответствует моменту приближения начала схватывания тампонажного раствора [3] На время схватывания тампонажного раствора в основном влияет температура и давление, которые практически изменяются пропорционально глубине скважины [4] Достигаемый технический результат состоит в том, что при осуществлении изобретения в тампонажном растворе в заколонном пространстве сразу же по окончании цементирования начинается интенсивный процесс структурообразования, и в ходе дальнейшего затвердевания тампонажного раствора гарантируется недопущение поглощения, гидроразрыва пласта и надежная компенсация снижения давления тампонажного раствора, что обеспечивает повышение эффективности цементирования скважин.

Избыточное давление, создаваемое равным потере давления на гидравлические сопротивления в заколонном пространстве в конце процесса цементирования и поддерживаемое до момента загустевания тампонажного раствора в забойных условиях, позволяет исключить контракционные процессы, происходящие в растворе в начальный период твердения, что способствует формированию прочного безусадочного цементного камня. Повышение избыточного давления в заколонном пространстве, осуществляемое равномерно с момента загустевания тампонажного раствора в забойных условиях до момента загустевания раствора в условиях верхнего участка (устья) скважины позволяет надежно компенсировать снижение гидростатического давления раствора, тем самым исключить флюидопроявления.

Способ реализуется следующим образом. В обсадную колонну закачивают тампонажный раствор и продавливают его в заколонное пространство. Сразу же после окончания цементирования, давление в обсадной колонне снижают до атмосферного, заколонное пространство у устья скважины герметизируют, например, превентором, и создают в заколонном пространстве с устья скважины избыточное давление при помощи цементирующего агрегата величиной, равной потере давления на гидравлические сопротивления в заколонном пространстве в конце процесса цементирования и поддерживают его до момента загустевания (резкого роста консистенции) тампонажного раствора на забое скважины. Затем равномерно повышают избыточное давление в заколонном пространстве до момента загустевания (резкого роста консистенции) тампонажного раствора на устье скважины (на верхнем участке тампонажного раствора) до величины, определяемой по формуле: P_изб. P_к + P_гп P_ж < P_гр
и поддерживают его до конца ОЗЦ, а затем давление в заколонном пространстве стравливают до атмосферного.

Пример. Эксплуатационная колонна диаметром 139,7 мм спущена на глубину 3000 м. По данным промыслово-геофизических исследований продуктивный пласт залегает в интервале 2950 3000 м, пластовое давление на глубине 3000 м равно 45,0 МПа, давление гидровзрыва пласта 60,0 МПа. Эксплуатационную колонну цементируют до устья тампонажным раствором плотностью 1900 кг/м³, затворенным на минерализованной воде плотностью 1100 кг/м³. Плотность промывочной жидкости 1600 кг/м³. Потери на гидравлические сопротивления в заколонном пространстве в конце цементирования определяли расчетным путем [3] которые составили 2,7 МПа. Перед началом цементирования на продуктивный пласт на глубине 3000 м действует гидростатическое давление промывочной жидкости, которое составляет 48,0 МПа, что выше пластового давления. После окончания цементирования до начала структурообразования на продуктивный пласт действует давление столба тампонажного раствора, равное 56,0 МПа. В процессе структурообразования и дальнейшего твердения давление на пласт снижается до 33,0 МПа (до давления столба минерализованной воды плотностью 1160 кг/м³. Время цементирования обсадной колонны составляет 3 ч. По предварительным лабораторным исследованиям время резкого роста консистенции тампонажного раствора по консистометру КЦ-3 при забойных условиях составляет 4,0 ч. а в условиях верхнего интервала (200 м от устья скважины) составляет 7,0 ч. Сразу по окончании цементирования и герметизации заколонного пространства с устья в заколонном пространстве создают избыточное давление, равное 2,7 МПа и поддерживают в течение 1 ч, что соответствует разности времени начала интенсивного роста консистенции тампонажного раствора в забойных условиях и общего времени цементирования. После этого избыточное давление в заколонном пространстве равномерно увеличивают в течение последующих 3 ч на 15,0 МПа, что соответствует разности давлений гидростатических столбов промывочной жидкости и жидкости затворения. Затем избыточное давление, равное 17,7 МПа, поддерживают до момента окончания ОЗЦ. По окончании времени ОЗЦ избыточное давление в заколонном пространстве снижают до атмосферного.

Применение предложенного способа цементирования обеспечивает эффективность крепления скважин за счет исключения флюидопроявлений, гидровзрыва пласта и поглощения тампонажного раствора, а также образования безусадочного напряженного цементного камня в заколонном пространстве, что, в конечном итоге, способствует повышению надежности и долговечности работы скважины и исключению неопределенных ремонтных и ликвидационных работ при эксплуатации скважины.

Источники информации:
1. Авторское свидетельство СССР N 759704, кл. E 21 B 33/13, Б.И. N 32, 1980.

2. Авторское свидетельство СССР N 1182154, кл. E 21 B 33/13, Б.И. N 36, 1985.

3. Левайн Д.К. и др. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1980, N 10, с. 8-10.

4. Булатов А. И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М. Недра, с. 88-89.

5. Соловьев Е. М. Задачник по заканчиванию скважин. М. Недра, 1989, с. 165-173.

Формула изобретения

Способ цементирования скважин с аномально высокими пластовыми давлениями, включающий подачу тампонажного раствора в заколонное пространство, передачу на него с устья избыточного давления, компенсирующего снижение гидростатического давления тампонажного раствора, и снятие избыточного давления, отличающийся тем, что первоначально избыточное давление создают величиной, равной потере давления на гидравлические сопротивления в заколонном пространстве в конце процесса цементирования, поддерживают его до момента загустевания тампонажного раствора на забое, после чего равномерно повышают до момента загустевания тампонажного раствора на устье скважины до значения Р_изб, определяемого по формуле
Р_изб Р_к + Р_гп Р_ж < Р_гр, МПа,
где Р_к потери давления на гидравлические сопротивления в заколонном пространстве в конце цементирования, МПа;
Р_гп давление гидростатического столба промывочной жидкости, МПа;
Р_ж давление гидростатического столба жидкости затворения тампонажного раствора, МПа;
Р_гр давление гидроразрыва пласта или поглощения, МПа.