RU2067158C1 - Способ обратного цементирования обсадной колонны в скважине - Google Patents

Способ обратного цементирования обсадной колонны в скважине Download PDF

Info

Publication number
RU2067158C1
RU2067158C1 RU94008698A RU94008698A RU2067158C1 RU 2067158 C1 RU2067158 C1 RU 2067158C1 RU 94008698 A RU94008698 A RU 94008698A RU 94008698 A RU94008698 A RU 94008698A RU 2067158 C1 RU2067158 C1 RU 2067158C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pressure
well
mpa
annulus
grouting
Prior art date
Application number
RU94008698A
Other languages
English (en)
Other versions
RU94008698A (ru
Inventor
В.С. Гребенников
Ю.И. Терентьев
В.Г. Татауров
В.К. Андреев
В.А. Опалев
Original Assignee
Пермский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Пермский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности filed Critical Пермский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Priority to RU94008698A priority Critical patent/RU2067158C1/ru
Publication of RU94008698A publication Critical patent/RU94008698A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2067158C1 publication Critical patent/RU2067158C1/ru

Links

Abstract

Использование: изобретение относится к области горного дела и более конкретно к цементированию обсадных колонн в скважинах. Обеспечивает повышение качества цементирования при наличии высокопроницаемых пластов с различными характеристиками за счет обеспечения полного замещения промывочной жидкости тампонажным раствором (ТР), исключения разбавления ТР пластовыми флюидами во время его закачки в заколонное пространство скважины (ЗПС) и обеспечения проектной высоты подъема ТР в ЗПС. Сущность изобретения: по способу производят перекрытие устья скважины. Затем через ЗПС ведут закачку ТР и нагнетание находящейся в стволе скважины промывочной жидкости и вслед за ней закачиваемого ТР в высокопроницаемые пласты. Величину избыточного давления на устье скважины в ЗПС определяют из эмпирической зависимости. При этом нагнетание ТР в эти пласты осуществляют до достижения давления (Рк) на устье скважины, определяемого из выражения Рк=0,3•Ргст (где Ргст - гидростатическое давление, создаваемое столбом ТР в ЗПС на высокопроницаемые пласты, МПа), при объемной скорости закачки ТР, равной 0,003 м3/с. После этого колонное пространство на устье скважины временно открывают до достижения ТР нижнего конца обсадной трубы.

Description

Изобретение относится к горному делу, а именно к строительству скважин, в частности к технологии цементирования обсадных колонн в скважинах, и предназначается для использования при наличии в стволе скважины высокопроницаемых пластов с различными характеристиками, т.е. в условиях интенсивного поглощения промывочной жидкости и проявления пластовых вод.
Известен способ обратного цементирования обсадной колонны в скважине (авт. св. СССР N 1420139, кл. Е 21 В 33/14, 1986 [1]), включающий закачку тампонажного раствора в затрубное пространство скважины в объеме, необходимом для заполнения интервала цементирования, образования цементного стакана и дополнительного объема тампонажного раствора, с вытеснением промывочной жидкости из обсадной колонны на устье скважины и перекрытие устья скважины после поступления дополнительной порции тампонажного раствора в нижнюю часть обсадной колонны, затем прямую продавку тампонажного раствора в заколонное пространство до увеличения давления.
Однако, указанный способ обратного цементирования не обеспечивает достижение проектной высоты подъема тампонажного раствора за обсадными трубами при наличии в стволе скважины высокопроницаемых пластов.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению по технической сущности является способ обратного цементирования обсадной колонны в скважине по авт. св. СССР N 1749445, кл. Е 21 В 33/14, 1989 [2] согласно которому в затрубное пространство закачивают тампонажный раствор с одновременным выходом промывочной жидкости из обсадной колонны на устье. После чего определяют положение тампонажного раствора, перекрывают затрубное пространство на устье и осуществляют прямую закачку в поглощающие пласты в течение времени до схватывания тампонажного раствора. Закачивают дополнительную порцию тампонажного раствора в объеме поглощения. Высоту дополнительного цементного стакана в обсадной колонне определяют дважды: перед обратной закачкой тампонажного раствора из эмпирической зависимости и уточняют при контроле положения тампонажного раствора в объеме интервала заколонного пространства до поглощающего пласта. Последнюю порцию тампонажного раствора закачивают с меньшими сроками схватывания, чем предыдущие порции, но больше времени первого этапа цементирования обратной закачки.
Однако, указанный известный способ не обеспечивает качественное цементирование обсадной колонны в скважине при наличии в ней высокопроницаемых пластов.
Целью изобретения является повышение качества цементирования обсадной колонны в скважине при наличии высокопроницаемых пластов с различными характеристиками за счет обеспечения полного замещения промывочной жидкости тампонажным раствором, исключения разбавления тампонажного раствора пластовыми флюидами во время его закачки в заколонное пространство скважины и обеспечения проектной высоты подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве скважины.
Поставленная цель достигается тем, что в известном способе обратного цементирования обсадной колонны в скважине, включающем закачку через заколонное пространство скважины тампонажного раствора с вытеснением из него промывочной жидкости и перекрытием колонного пространства на устье скважины, при наличии в скважине высокопроницаемых пластов, перекрытие колонного пространства на устье скважины осуществляют перед закачкой тампонажного раствора в заколонное пространство, а закачку тампонажного раствора осуществляют с вытеснением промывочной жидкости и вслед за ней закачиваемого тампонажного раствора в высокопроницаемые пласты под избыточным давлением (Р3), определяемым из выражения:
Figure 00000001

где Рп потери давления на гидравлическое сопротивление при движении промывочной жидкости или тампонажного раствора, МПа;
Ргдп потери давления на гидравлическое сопротивление промывочной жидкости или тампонажного раствора при движении их в заколонном пространстве скважины, МПа;
ΔPР разность гидростатических движений столбов жидкостей в колонном и заколонном пространствах скважины, МПа;
Рпл пластовое давление во флюидопроявляющих пластах, МПа;
Ргрп давление гидроразрыва пластов, МПа; Р давление смятия обсадной колонны от наружного давления, МПа, при этом закачку тампонажного раствора осуществляют до достижения давления (Pк) на устье скважины, определяемого из выражения: Рк 0,3•Ргст, где Ргст - гидростатическое давление, создаваемое столбом тампонажного раствора в заколонном пространстве на высокопроницаемые пласты, МПа, при объемной скорости закачки тампонажного раствора 0,003 м3/с, после чего колонное пространство на устье временно открывают до достижения тампонажным раствором нижнего конца обсадной трубы.
При осуществлении предлагаемого способа цементирования при наличии в стволе скважины высокопроницаемых пластов обеспечивается полное замещение промывочной жидкости тампонажным раствором, которое достигается за счет обеспечения управляемого режима доставки тампонажного раствора в заколонное пространство при закрытом устье скважины.
При этом контроль за соблюдением такого режима производится по избыточному давлению в заколонном пространстве на устье скважины, а регулирование этого давления производится путем изменения объемной скорости закачки тампонажного раствора.
Благодаря созданной возможности осуществлять управляемый режим доставки тампонажного раствора в заколонное пространство согласно предлагаемому способу, создается возможность получить максимальное замещение промывочной жидкости тампонажным раствором, т.к. в этом случае происходит фронтальное вытеснение тампонажного раствора по всему кольцевому сечению заколонного пространства скважины и исключается вероятность так называемого "языкового" цементирования, когда в заколонном пространстве остаются участки с незамещенной промывочной жидкостью.
Обеспечение проектной высоты подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве скважины при осуществлении предлагаемого способа достигается за счет созданной возможности в процессе цементирования управлять режимом изоляции проницаемых (поглощающих и/или проявляющих) пластов. Такое регулирование процесса изоляции проницаемых пластов при цементировании по заявляемому способу осуществляется следующим образом. Одновременно с закачкой тампонажного раствора для цементирования заколонного пространства закачивается и расчетный дополнительный объем тампонажного раствора для изоляции проницаемых пластов. Благодаря совокупности предложенных операций в заявляемом способе, благодаря предложенной последовательности их проведения при предложенных режимах их осуществления, впервые создается возможность в процессе цементирования в зависимости от конкретных условий при изоляции корректировать объем закачиваемой дополнительной порции тампонажного раствора и достичь необходимый перепад давления на изолируемые проницаемые пласты и тем самым обеспечить их полную изоляцию, а также обеспечить проектную высоту подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве скважины.
Создание указанного избыточного давления на проницаемые пласты позволяет произвести их дополнительную кольматацию тампонажным раствором, что исключит возможность фильтрации последнего в проницаемые пласты при снятии избыточного перепада давления на них в период ОЗЦ.
Для реализации способа в промысловых условиях осуществляют следующие операции в нижеуказанной последовательности:
перекрывают устье скважины;
производят закачку через заколонное пространство скважины тампонажного раствора с одновременным нагнетанием находящейся в стволе скважины промывочной жидкости, а вслед за ней закачиваемого тампонажного раствора в высокопроницаемые пласты при величине над избыточным давлением (Р3), определяемым из выражения:
Figure 00000002

где Pп потери давления на гидравлическое сопротивление при движении промывочной жидкости или тампонажного раствора, МПа;
Pгдп потери давления на гидравлическое сопротивление промывочной жидкости или тампонажного раствора при движении их в заколонном пространстве скважины, МПа;
ΔPР разность гидростатических давлений столбов жидкостей в колонном и заколонном пространствах скважины, МПа;
Рпл пластовое давление во флюидопроявляющих пластах, МПа; Ргрп давление гидроразрыва пластов, МПа; P давление смятия обсадной колонны от наружного давления, МПа;
закачку тампонажного раствора в высокопроницаемые пласты ведут до достижения давления (Рк) на устье скважины, определяемого из выражения: Рк 0,3 Ргст,
где Ргст гидростатическое давление, создаваемое столбом тампонажного раствора в заколонном пространстве на высокопроницаемые пласты, МПа, при объемной скорости закачки Q 0,003 м3/с;
далее, не останавливая закачки на устье скважины тампонажного раствора, открывают трубное пространство колонны;
прокачивают тампонажный раствор до достижения им нижнего конца обсадной колонны;
перекрывают трубное пространство обсадной колонны на устье скважины;
скважину оставляют на ОЗЦ.
Предлагаемый способ был испытан в промысловых условиях.
При осуществлении способа в промысловых условиях были использованы следующие материалы и оборудование:
тампонажный раствор следующего состава: портландцемент тампонажный для низких и нормальных температур 100 мас.ч. оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) 0,3 мас.ч. хлорид кальция 2 мас.ч. и вода техническая 50 мас.ч.
цементировочный агрегат ЦА-320 м 6 шт;
цементосмесительная машина СМН-20 3 шт;
блок манифольдов БМ-700 1 шт;
станция контроля цементирования СКС-2 1 шт.
Промысловые испытания способа были осуществлены на скважине 2116, имеющей окончательный забой 1108 м. При бурении скважины использовался безглинистый буровой раствор на основе пластовой воды с добавками полиакриламида и сернокислого алюминия, имеющий плотность 1080 кг/м3, условную вязкость 16 с и фильтратоотдачу 10 см3/30 мин по "Бароиду".
Перед спуском обсадной колонны были произведены гидродинамические испытания ствола скважины на приемистость при помощи гидравлико-механического пакера (ГМП) по системе "снизу вверх". На основании исследований было определено, что высокопроницаемый пласт расположен в интервале глубин 1008-1029 м.
Затем был рассчитан объем дополнительной порции тампонажного раствора (плотность 1800 кг/м3) для изоляции этого пласта, который составил 9,8 м3.
В интервале 312-338 м был обнаружен низкопроницаемый пласт с коэффициентом приемистости
Figure 00000003
,
где Q подача цементировочных агрегатов, м3/ч;
Р давление, получаемое на устье скважины при этой подаче, МПа;
для изоляции которого был рассчитан дополнительный объем тампонажного раствора
Figure 00000004
с плотностью 1800 кг/м3. Коэффициент аномальности для этого пласта (Кa) составил 1,35, т.е. пластовое давление в этом пласте составляет:
Pпл=(ρпр•g•hпл)•ka
Рпл (1080•9,81•332)•1,35 4,7•106 Па.
Объем цементного раствора, необходимый для цементирования заколонного пространства скважины (Vc), был определен по общепринятой методике и составил Vc 25,6 м3.
Общий объем тампонажного раствора для цементирования этой конкретной скважины и изоляции проницаемых (проявляющих и поглощающих) пластов определяли из выражения:
Figure 00000005
,
а с учетом коэффициента запаса, равного 1,2, этот объем составил 43,1 м3.
Наиболее слабый пласт находился на глубине 925-940 м. Индекс гидроразрыва пород этого пласта составил iгрп 2,8, т.е. давление гидроразрыва равняется:
Figure 00000006

Наибольшее наружное избыточное давление для обсадных труб 146х7,7 мм составляло 24,3 МПа.
Перед началом закачки тампонажного раствора перекрыли заколонное пространство скважины при помощи трубных плашек превентора. На верхний конец обсадной колонны навернули заливочную головку, посредством которой перекрыли трубное пространство скважины.
Закачку тампонажного раствора в заколонное пространство начали с объемной скоростью закачки Q 29 м3/ч. Давление закачки на устье скважины при этом составило Р3=2,5 МПа. Объем тампонажного раствора, закаченный при этом режиме, составил Vтр 9,5 м3.
После откачки этого объема увеличили подачу тампонажного раствора в заколонное пространство до 58 м3/ч. Давление закачки на устье скважины составило при этом Р3= 3,7 МПа. Объем тампонажного раствора, закачиваемый на этом режиме, составил 13,5 3.
В дальнейшем закачку тампонажного раствора производили при объемной скорости закачки Q 116 м3/ч, при этом давление на устье скважины при переходе на этот режим составило Р3=3,7 МПа. На этом режиме было закачано 2,8 м3 тампонажного раствора, после чего произошел рост давления закачки на устье до 4,5 МПа. Подачу на устье после этого снизили до 58 м3/ч. На таком режиме закачали 5,1 м3 тампонажного раствора до давления закачки на устье 5 МПа. После этого снизили производительность цементировочных агрегатов при закачке до 29 м3/ч и получили давление закачки Р3=3 МПа, и закачали на этом режиме 3,2 м3 тампонажного раствора. После этого снизили подачу цементировочных агрегатов до 10,8 м3/ч и закачали еще 1,1 м3 тампонажного раствора до достижения давления на устье до 6 МПа. Далее, не останавливая закачки тампонажного раствора в заколонное пространство скважины, открыли трубное пространство обсадной колонны и закачали в заколонное пространство скважины еще 2 м3 тампонажного раствора, после чего колонное пространство скважины перекрыли и скважину оставили на ОЗЦ.
Анализ качества цементирования обсадной колонны скважины 2116 производили на основе данных акустического цементомера (комплекс ИS ВА-21), полученных через 24 ч после окончания цементирования.
Коэффициент качества цементирования указанной скважины составил 8,13% что превышает требуемый показатель, составляющий 70%
Предлагаемый способ обратного цементирования обсадной колонны в скважине обеспечивает гарантированно высокое качество цементирования даже в условиях скважин со сложными гидрогеологическими условиями (при наличии высокопроницаемых пластов), что позволяет повысить долговечность скважины как сооружения и в конечном итоге ведет к дополнительной добыче нефти.
Кроме того, при реализации предлагаемого способа снижается объем ремонтно-изоляционных работ в скважине.

Claims (1)

  1. Способ обратного цементирования обсадной колонны в скважине, включающий закачку через заколонное пространство скважины тампонажного раствора с вытеснением из него промывочной жидкости и перекрытие колонного пространства на устье скважины, отличающийся тем, что при наличии в скважине высокопроницаемых пластов перекрытие колонного пространства на устье скважины осуществляют перед закачкой тампонажного раствора в заколонное пространство, а закачку тампонажного раствора осуществляют с вытеснением промывочной жидкости и вслед за ней закачиваемого тампонажного раствора в высокопроницаемые пласты под избыточным давлением Pз, определяемым из выражения
    Figure 00000007

    где Рп потери давления на гидравлическое сопротивление при движении промывочной жидкости или тампонажного раствора, МПа;
    Pгдп потери давления на гидравлическое сопротивление промывочной жидкости или тампонажного раствора при движении их в заколонном пространстве скважины, МПа;
    ΔP разность гидростатических давлений столбов жидкостей в колонном и заколонном пространстве скважины, МПа;
    Pпл пластовое давление во флюидопроявляющих пластах, МПа;
    Pгрп давление гидроразрыва пластов, МПа;
    Pсм давление смятия обсадной колонны от наружного давления, МПа,
    при этом нагнетание тампонажного раствора осуществляют по достижении давления Pк на устье скважины, определяемом из выражения
    Pк 0,3 Pгст,
    где Pгст гидростатическое давление, создаваемое столбом тампонажного раствора в заколонном пространстве на высокопроницаемые пласты, МПа;
    при объемной скорости закачки тампонажного раствора 0,003 м3/с, после чего колонное пространство на устье временно открывают до достижения тампонажным раствором нижнего конца обсадной трубы.
RU94008698A 1994-03-16 1994-03-16 Способ обратного цементирования обсадной колонны в скважине RU2067158C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU94008698A RU2067158C1 (ru) 1994-03-16 1994-03-16 Способ обратного цементирования обсадной колонны в скважине

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU94008698A RU2067158C1 (ru) 1994-03-16 1994-03-16 Способ обратного цементирования обсадной колонны в скважине

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU94008698A RU94008698A (ru) 1995-12-10
RU2067158C1 true RU2067158C1 (ru) 1996-09-27

Family

ID=20153433

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU94008698A RU2067158C1 (ru) 1994-03-16 1994-03-16 Способ обратного цементирования обсадной колонны в скважине

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2067158C1 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7654324B2 (en) 2007-07-16 2010-02-02 Halliburton Energy Services, Inc. Reverse-circulation cementing of surface casing
US7938186B1 (en) 2004-08-30 2011-05-10 Halliburton Energy Services Inc. Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing
RU2614833C1 (ru) * 2016-02-24 2017-03-29 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ цементирования кондуктора при строительстве скважин

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Авторское свидетельство СССР N 1420139, кл. Е 21 В 33/14, 1986. Авторское свидетельство СССР N 1749445, кл. E 21 В 33/14, 1989. *

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7938186B1 (en) 2004-08-30 2011-05-10 Halliburton Energy Services Inc. Casing shoes and methods of reverse-circulation cementing of casing
US7654324B2 (en) 2007-07-16 2010-02-02 Halliburton Energy Services, Inc. Reverse-circulation cementing of surface casing
US8162047B2 (en) 2007-07-16 2012-04-24 Halliburton Energy Services Inc. Reverse-circulation cementing of surface casing
RU2614833C1 (ru) * 2016-02-24 2017-03-29 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ цементирования кондуктора при строительстве скважин

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2970650C (en) Establishing control of oil and gas producing well bore through application of self-degrading particulates
CN108825125A (zh) 一种动态变参数压井工艺方法
CN102787602A (zh) 一种帷幕灌浆工艺
RU2495996C1 (ru) Способ разработки обводненного нефтяного месторождения
RU2315171C1 (ru) Способ изоляции зон водопритока в скважине
RU2630519C1 (ru) Способ строительства скважины в осложненных условиях
CN110529089A (zh) 一种裸眼水平井重复压裂方法
US5484018A (en) Method for accessing bypassed production zones
RU2067158C1 (ru) Способ обратного цементирования обсадной колонны в скважине
RU2504650C1 (ru) Способ разработки обводненного нефтяного месторождения
RU2578095C1 (ru) Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины
AU2004265583A1 (en) Continuous monobore liquid lining system
RU2183724C2 (ru) Способ восстановления призабойной зоны пласта газовой скважины
RU2086752C1 (ru) Способ обратного цементирования обсадной колонны в скважине
RU2606742C1 (ru) Способ бурения скважины
RU2352754C1 (ru) Способ ремонта скважин подземных резервуаров
RU2576416C1 (ru) Способ крепления технологических скважин подземных хранилищ газообразных и жидких углеводородов (варианты)
RU2196878C2 (ru) Способ ликвидации водопритока по зацементированному заколонному пространству при эксплуатации нефтяных и газовых скважин
RU2191886C2 (ru) Способ изоляции водопроявляющих пластов
RU2509885C1 (ru) Способ разработки обводненного нефтяного месторождения
RU2386776C1 (ru) Способ вскрытия водоносных горизонтов в неустойчивых породах восстающей дренажной скважиной и устройство для его осуществления
RU2361062C1 (ru) Способ ликвидации заколонных перетоков в скважинах малого диаметра
RU2092673C1 (ru) Способ ремонта обсадной эксплуатационной колонны труб в скважине
RU2283421C1 (ru) Способ изоляции водопритоков или зон поглощения в скважине
RU2330933C1 (ru) Способ изоляции продуктивного пласта при цементировании обсадной колонны