RU2320848C1

RU2320848C1 - Способ цементирования скважины с аномально низким пластовым давлением

Info

Publication number: RU2320848C1
Application number: RU2006131379/03A
Authority: RU
Inventors: Владимир Георгиевич Григулецкий (RU); Владимир Георгиевич Григулецкий; Елена Владимировна Григулецка (RU); Елена Владимировна Григулецкая; Роман Александрович Ивакин (RU); Роман Александрович Ивакин
Original assignee: Владимир Георгиевич Григулецкий
Priority date: 2006-08-31
Filing date: 2006-08-31
Publication date: 2008-03-27

Abstract

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для цементирования кондуктора и эксплуатационной скважины с аномально низким пластовым давлением Способ цементирования скважины с аномально низким пластовым давлением включает последовательную закачку в нее буферной жидкости, тампонажного цементного раствора и аэрированного тампонажного цементного раствора, продавочной жидкости. Осуществляют закачку буферной жидкости состава, мас.%: пенообразователь «Газблок-М» 3-4, реагент НМН-200 2-3, нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,2-1,0, вода остальное, затем закачку указанной жидкости, аэрированной воздухом или инертным газом, в качестве тампонажного цементного раствора используют раствор повышенной изолирующей способности - РПИС с плотностью 1810-2000 кг/м³, состава, мас.ч.: портландцемент 100, реагент НМН-200 0,1-0,5, хлористый кальций или сульфат алюминия 2,0, вода 48-50, при следующей последовательности закачки: РПИС, а затем РПИС, аэрированный воздухом или инертным газом до плотности не более 1200 кг/м³, при цементировании кондуктора и две порции РПИС, разделенных РПИС, аэрированным воздухом или инертным газом до плотности не более 1300 кг/м³, при цементировании эксплуатационной колонны, при этом закачку продавочной жидкости осуществляют с производительностью 15-60 м³/ч. 1 табл.

Description

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для цементирования кондуктора и эксплуатационной колонны скважины с аномально низким пластовым давлением.

Качественное крепление газовых и нефтяных скважин - основа безаварийной и эффективной работы. Успешное проведение процесса крепления скважин с нормальным и аномально низким пластовым давлением (АНПД) и, особенно, при необходимости обеспечения подъема тампонажного раствора до устья скважины является важной для эксплуатации газовых и нефтяных месторождений.

Проведение гидроразрыва пласта на некачественно зацементированных скважинах приводит к разрушению цементного камня, изолирующего нефтяной и газовый коллектор от выше и ниже расположенных водоносных горизонтов, что является причиной обводнения продукции и возникновения заколонных перетоков.

Известен способ цементирования скважины, включающий последовательную закачку моющего буферного раствора, высоковязкого тампонажного раствора и цементирующего тампонажного раствора (см. Разобщение пластов в сложных гидрогеологических условиях. Тематический научно-технический обзор, серия «Бурение», Москва, ВНИИОЭНГ, 1976, с.59-61). Однако такой способ не обеспечивает полной изоляции затрубного пространства скважин.

Более близким к предлагаемому техническому решению является способ цементирования скважины в условиях аномально низких пластовых давлений, включающий последовательную закачку буферной жидкости, тампонажного цементного раствора и аэрированного тампонажного цементного раствора, продавочной жидкости (см. RU 2188302 C2).

Данный способ не обеспечивает полное заполнение затрубного пространства при цементировании кондукторов и эксплуатационных скважин с АНПД на истощенных месторождениях.

Задачей изобретения является разработка способа качественного цементирования кондукторов и эксплуатационных скважин с АНПД, при котором степень заполнения заколонного пространства в «истощенных» скважинах и скважинах с АНПД обеспечивала бы высокие сплошность цементного кольца и адгезию образовавшегося тампонажного камня к колонне и породе.

Поставленная задача решается тем, что в способе цементирования скважины с АНПД, включающем последовательную закачку в нее буферной жидкости, тампонажного цементного раствора и аэрированного тампонажного цементного раствора, продавочной жидкости, осуществляют закачку буферной жидкости состава, мас.%:

пенообразователь «Газблок-М»	3-4
реагент НМН-200	2-3
нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ)	0,2-1,0
вода	остальное,

затем закачку указанной жидкости, аэрированной воздухом или инертньм газом, в качестве тампонажного цементного раствора используют раствор повышенной изолирующей способности (РПИС) с плотностью 1810-2000 кг/м³, состава, мас.ч.: портландцемент 100, реагент НМН-200 0,1-0,5, хлористый кальций или сульфат алюминия 2,0, вода 48-50, при следующей последовательности закачки: РПИС, а затем РПИС, аэрированный воздухом или инертным газом до плотности не более 1200 кг/м³ при цементировании кондуктора и две порции РПИС, разделенных РПИС, аэрированным воздухом или инертным газом до плотности не более 1300 кг/м³ при цементировании эксплуатационной колонны, а закачку продавочной жидкости осуществляют с производительностью 15-60 м³/ч.

Пенообразователь - ПАВ «Газблок-М» представляет собой смесь неонола и этаноламина и готовится в соответствии с ТУ - 13411456-008-97.

Реагент НМН-200 является разработкой ЗАО НГЦ «Нефтемашнаука» и представляет собой смесь нафтеновых кислот или их производных (сертификат № ТЭК РУ.03.ЮЛП-Н-010-006).

В качестве продавочной жидкости использовали, например, техническую воду плотностью 1010 кг/м³.

Аэрацию буровых систем производили по РД 39-0147009-721-88Р «Методические рекомендации по применению усовершенствованной технологии цементирования скважин аэрированными тампонажньми суспензиями в условиях Западной Сибири» воздухом или нейтральным газом, например азотом.

Поскольку гидростатическое давление столба аэрированной жидкости изменяется в зависимости от глубины скважины по определенному закону, то для различной глубины скважины меняются и характеристики газонаполненных систем - их плотность и соответственно количество газовой фазы.

В заявляемом способе за счет составов, совокупности и очередности закачивания в скважину буровых систем различных характеристик, обеспечивается предотвращение ухода тампонажных растворов в верхних интервалах горных пород, имеющих крылья «растепления», а также обеспечивается заданная высота подъема цементного раствора и снижается вероятность загрязнения призабойной зоны пласта с АНПД. Использование буферной жидкости заявляемого состава, закачиваемой в два приема: сначала однофазную, затем двухфазную (аэрированную), обеспечивает снижение давления на пласты. Присутствие в составе буферной жидкости реагента НМН-200 обеспечивает ей устойчивую структуру, способствующую полному вытеснению бурового раствора и качественной очистке стенок скважины. Последовательной подачей порций РПИС различной плотности в заявляемом режиме достигается сплошность цементного кольца, способного сохранять в себе внутреннее поровое давление во время твердения, при этом получаемый тампонажный камень обладает повышенными термоизоляционными свойствами и твердеет в условиях вечной мерзлоты с образованием герметичного затрубного пространства, исключающего межпластовые перетоки и проявления во время эксплуатации скважины.

Способ цементирования скважины с АНПД осуществляли следующим образом.

Исходные данные: диаметр эксплуатационной колонны - 168 мм. Глубина спуска кондуктора 550 м принята из условия установки башмака кондуктора в плотные глинистые отложения и перекрытия нулевой изотермы мерзлых пород на 50 м.

Перед цементированием готовили 5 м³ буферной жидкости в мерниках цементировочного агрегата путем смешивания составляющих ее ингредиентов, мас.%: воды - 93,4, пенообразователя «Газблок-М» - 3,5, реагента НМН-200 - 2,5, НТФ - 0,6. После этого в скважину при режиме 3,6 м³/ч закачали 2 м³ приготовленной однофазной буферной жидкости указанного состава, затем 3 м³ двухфазной, представляющей собой водный раствор указанного состава, аэрированный, например, воздухом.

Цементирование кондуктора производилось в один прием двумя порциями РПИС, состава, мас.ч.: портландцемент - 100, реагент НМН-200 - 0,1-0,5, хлористый кальций или сульфат алюминия - 2,0, вода - 48-50, из которых верхняя порция тампонажного раствора объемом 28 м³ (интервал 0-450 м) - аэрированный РПИС, средней плотности по стволу 1200 кг/м³, нижняя порция цементного раствора для продуктивной зоны объемом 6 м³ (интервал 450 м - забой) - раствор РПИС плотностью 2000 кг/м³.

Цементирование эксплуатационной колонны производилось в один прием тремя порциями РПИС, из которых верхняя (реперная) объемом 3 м³ (интервал 0-165 м), плотностью 2000 кг/м³, средняя порция объемом 18 м³ (интервал 165 м - 1100 м) - аэрированный РПИС, средней плотности по стволу - 1300 кг/м³, нижняя порция объемом 7 м³ (интервал 1100 м - забой) раствор РПИС плотностью 2000 кг/м³.

Продавочную жидкость - техническую воду плотностью 1010 кг/м³ объемом 10 м³закачивали с производительностью 30 м³/ч.

Для цементирования скважины использовали тампонажный цемент типа ПЦТ 1-50 и ПЦТ П-50 по ГОСТу 1581-96.

Требования по растекаемости, водоотделению, времени загустевания, водоотдаче растворов, прочности цементного камня соответствовали известным требованиям ГОСТа 1581-96. Требования для РПИС определялись положениями и расчетами, изложенными в РД 39-0147009-708-87 «Технология цементирования скважин, обеспечивающая герметичность цементного кольца в заколонном пространстве» ВНИИКРнефть,1987 г.

Тампонажный цементный раствор готовили следующим образом.

Портландцемент затворяли водой и закачивали в цементировочный агрегат, в блок манифольдов которого подавали реагент НМН-200 и, хлористый кальций или сульфат алюминия.

В таблице приведены результаты испытаний заявляемых составов тампонажного раствора.

Пример 1.

Брали 100 кг портландцемента ПЦТ1-50, затворяли его в 50 л воды, добавляли 0,5 л реагента НМН - 200 и 2 кг CaCl₂. Полученный раствор испытывали по существующему ГОСТу при 22°С. Результаты испытаний отражены в таблице, опыт 1.

Пример 2.

Брали 100 кг портландцемента ПЦТ1-50, затворяли его в 48 л воды, добавляли 0,1 л реагента НМН-200 и 2 кг CaCl₂. Полученный раствор испытывали по существующему ГОСТу при 22°С. Результаты испытаний отражены в таблице, опыт 2.

Пример 3.

Готовили состав аналогично примеру 1 из портландцемента ПЦТ П-50, реагента НМН-200 и ускорителя схватывания Al₂(SO₄)₃. Результаты испытаний отражены в таблице, опыт 3.

Пример 4.

Готовили состав аналогично примеру 2 из портландцемента ПЦТ П-50, реагента НМН-200 и ускорителя схватывания Al₂(SO₄)₃. Результаты испытаний отражены в таблице, опыт 4.

Таблица
№ опыта	Состав, мас.ч.			В/ц	D, см	Плотность кг/см³	Температура, °C	Сроки схватыв.		Прочность, МПа
№ опыта	Цемент ПЦТ 1-50	НМН 200	CaCl₂	В/ц	D, см	Плотность кг/см³	Температура, °C	Начало	Конец	Изгиб	сжатие
1	100	0,5	2,0	0,5	22	1,76	22	2-35	3-40	3,2	6,6
2	100	0,1	2,0	0,48	22	1,83	22	2-25	3-30	3,6	6,8
	ПЦТ		Al₂SO₄
	П-50
3	100	0,5	2,0	0,5	19	1,81	22	2-10	4-10	2,9	6,0
4	100	0,1	2,0	0,48	20	1,82	22	2-45	4-00	3,0	5,9

Требования по плотности тампонажных растворов базировались на основе учета градиентов гидроразрыва (поглощений) по разрезу скважины.

Аэрацию буферной жидкости и порций тампонажного раствора производили с помощью передвижных компрессоров высокого давления СД-9/101. Степень газирования (отношение объема газа, приведенного к нормальным условиям, к объему тампонажного раствора), от которой зависит плотность РПИС в конкретных забойных условиях, выбиралась по специальной методике, учитывающей конкретные геолого-технические условия скважины. Приготовление исходных тампонажных систем РПИС производили с помощью стандартных цементировочных комплексов.

Оценку качества цементирования скважины проводили по существующей методике. Оценка показала, что газонаполненный тампонажный камень в заколонном пространстве представляет собой мелкодисперсную структуру продуктов гидратации с равномерно распределенными в них замкнутыми газовыми включениями. Обеспечен подъем тампонажного раствора до устья скважины, достигнута герметичность заколонного пространства (отсутствуют заколонные проявления и межпластовые перетоки), на продуктивные пласты нет отрицательного воздействия.

Таким образом, заявляемый способ цементирования скважины с АНПД обеспечивает качественное замещение бурового раствора цементным с образованием камня высокого качества и сохранением проницаемости породы продуктивного пласта.

Claims

Способ цементирования скважины с аномально низким пластовым давлением, включающий последовательную закачку в нее буферной жидкости, тампонажного цементного раствора и аэрированного тампонажного цементного раствора, продавочной жидкости, отличающийся тем, что осуществляют закачку буферной жидкости состава, мас.%:

Пенообразователь «Газблок-М» 3-4 Реагент НМН-200 2-3 Нитрилотриметилфосфоновая кислота - НТФ 0,2-1,0 Вода Остальное

затем закачку указанной жидкости, аэрированной воздухом или инертным газом, а в качестве тампонажного цементного раствора используют раствор повышенной изолирующей способности - РПИС с плотностью 1810-2000 кг/м³, состава, мас.ч.:

Портландцемент 100 Реагент НМН-200 0,1-0,5 Хлористый кальций или сульфат алюминия 2,0 Вода 48-50

при следующей последовательности закачки: РПИС, а затем РПИС, аэрированный воздухом или инертным газом до плотности не более 1200 кг/м, при цементировании кондуктора и две порции РПИС, разделенных РПИС, аэрированным воздухом или инертным газом до плотности не более 1300 кг/м³, при цементировании эксплуатационной колонны, при этом закачку продавочной жидкости осуществляют с производительностью 15-60 м³/ч.