RU2720025C1 - Способ цементирования обсадной колонны в скважине - Google Patents
Способ цементирования обсадной колонны в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2720025C1 RU2720025C1 RU2019113368A RU2019113368A RU2720025C1 RU 2720025 C1 RU2720025 C1 RU 2720025C1 RU 2019113368 A RU2019113368 A RU 2019113368A RU 2019113368 A RU2019113368 A RU 2019113368A RU 2720025 C1 RU2720025 C1 RU 2720025C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cement
- mixture
- water
- dry
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 118
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 63
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 42
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims abstract description 33
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000011534 wash buffer Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 claims description 55
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical group [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 6
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 claims description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 13
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 12
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 11
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 abstract description 7
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 21
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 9
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 6
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 4
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 229920002689 polyvinyl acetate Polymers 0.000 description 2
- 239000011118 polyvinyl acetate Substances 0.000 description 2
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 239000012783 reinforcing fiber Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003082 abrasive agent Substances 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 230000001413 cellular effect Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- -1 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C04—CEMENTS; CONCRETE; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES
- C04B—LIME, MAGNESIA; SLAG; CEMENTS; COMPOSITIONS THEREOF, e.g. MORTARS, CONCRETE OR LIKE BUILDING MATERIALS; ARTIFICIAL STONE; CERAMICS; REFRACTORIES; TREATMENT OF NATURAL STONE
- C04B14/00—Use of inorganic materials as fillers, e.g. pigments, for mortars, concrete or artificial stone; Treatment of inorganic materials specially adapted to enhance their filling properties in mortars, concrete or artificial stone
- C04B14/38—Fibrous materials; Whiskers
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/46—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement
- C09K8/467—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells containing inorganic binders, e.g. Portland cement containing additives for specific purposes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/14—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like for cementing casings into boreholes
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Ceramic Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Civil Engineering (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области строительства нефтяных скважин, а именно к способам цементирования обсадной колонны в скважине с остаточным или частичным поглощением бурового раствора или с аномально низким пластовым давлением. Техническим результатом является повышение эффективности способа цементирования обсадной колонны. Способ включает последовательную закачку моющей буферной жидкости и порций цементного раствора. При этом последовательно закачивают две порции цементного раствора, первую порцию цементного раствора закачивают плотностью 1520–1544 кг/мв объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства в скважине в интервале от устья до 100 м от забоя, при этом первая порция цементного раствора содержит сухую цементную смесь, понизитель водоотдачи – ПВС-ВР или ПВА, пеногаситель – ПЕНТА-465 или «FOBR» и воду, в качестве сухой цементной смеси применяют смесь из портландцемента, облегчающего инертного наполнителя – вспененных микрогранул стекла фракций 0,1–1,5 мм или мелкопористых пенокерамических сферических гранул той же фракции, и фиброволокна размером волокон 3–6 мм диаметром 22–35 мкм при следующем соотношении компонентов, мас. ч.: портландцемент 100; облегчающий инертный наполнитель – вспененные микрогранулы стекла фракцией 0,1–1,5 мм или мелкопористые пенокерамические сферические гранулы той же фракцией 10–23; фиброволокно 0,1–0,6; понизитель водоотдачи ПВС-ВР или ПВА 0,5; пеногаситель ПЕНТА-465 «FOBR» 0,05; при этом соотношение сухой цементной смеси к воде – 100 мас. ч. к 50 мас. ч. соответственно, далее закачивают вторую порцию цементного раствора плотностью 1585–1590 кг/мв объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства скважины в интервале 100 м от забоя, при этом вторая порция цементного раствора содержит сухую цементную смесь, ускоритель схватывания – хлористый кальций, и воду, в качестве сухой цементной смеси применяют смесь из портландцемента, облегчающего инертного наполнителя – вспененных микрогранул стекла фракций 0,1–1,5 мм или мелкопористых пенокерамических сферических гранул той же фракции, и фиброволокна размером волокон 3–6 мм диаметром 22–35 мкм при следующем соотношении компонентов, мас. ч.: портландцемент 100 облегчающий инертный наполнитель – вспененные микрогранулы стекла фракцией 0,1–1,5 мм или мелкопористые пенокерамические сферические гранулы той же фракции 10–23; фиброволокно 0,1–0,6; ускоритель схватывания – хлористый кальций 1–4; при этом соотношение сухой цементной смеси к воде – 100 мас. ч. к 50 мас. ч. соответственно. 1 ил., 5 табл., 1 пр.
Description
Изобретение относится к области строительства нефтяных скважин, а именно к способам цементирования обсадной колонны в скважине с остаточным или частичным поглощением бурового раствора или с аномально низким пластовым давлением.
Известен способ цементирования обсадной колонны в скважине (патент RU №2038462, МПК Е21В 33/14, опубл. 27.06.1995 в бюл. №18), включающий закачивание в обсадную колонну цементного раствора первой ступени и продавливание его в скважину через башмак колонны, открытие боковых цементировочных отверстий в колонне и вымывание из скважины лишней порции цементного раствора, закачивание в затрубное пространство через боковые цементировочные отверстия сначала технической воды в объеме, больше половины объема ее смеси с цементным раствором, а затем бурового раствора, цементирование второй ступени и закрытие боковых цементировочных отверстий. Для предотвращения заколонных газонефтеводопроявлений во время загустевания и схватывания цементного раствора первой ступени, после закачивания в затрубное пространство технической воды поток жидкости на выходе из скважины дросселируют, а после окончания вымывания лишней порции цементного раствора закачивают в затрубное пространство через боковые цементировочные отверстия дополнительную порцию технической воды в объеме, превышающем половину объема ее смеси с буровым раствором в затрубном пространстве, при этом в начале закачки дополнительной порции технической воды дросселирование потока жидкости на устье временно прекращают до полного падения давления на устье, а после закачки дополнительной порции технической воды затрубное пространство на устье герметизируют, создают в колонне избыточное давление закачиванием в нее с устья жидкости и поддерживают это давление до окончания срока схватывания цементного раствора первой ступени.
Недостатком известного способа является технологическая сложность и увеличение времени процесса цементирования обсадной колонны, за счет применения дополнительного устройства в составе обсадной колонны, а также затраты дополнительного времени для загустевания и схватывания цементного раствора первой ступени. Из-за необходимости производить прокачку бурового раствора для вымывания цементного раствора над боковыми отверстиями муфты ступенчатого цементирования возникает риск отказа муфты ступенчатого цементирования: как незакрытия боковых отверстий, так и их преждевременного открытия. При этом прокачка бурового раствора неизбежно приводит к образованию на проницаемых стенках скважины глинистой корки, ухудшающей качество цементирования, а ее удаление в последующем не предусмотрено. Как известно, наличие остатков глинистого раствора на стенках скважины является причиной межпластовых перетоков, которые отрицательно влияют на состоянии стенок обсадной колонны, подвергая их коррозии. Цементирование второй ступени также связано с большими затратами времени, поскольку при этом к цементированию приступают только после начала загустевания и схватывания цементного раствора.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ цементирования обсадной колонны в скважине (патент RU №2398955, МПК Е21В 33/138, опубл. 10.09.2010 в бюл. №25), включающий последовательную закачку моющей буферной жидкости и порций цементного раствора. При этом в качестве первой и второй порций цементного раствора используют цементный раствор плотностью 1650-1750 кг/м3 с эрозионными свойствами, содержащий смесь портландцемента тампонажного и абразивного материала - мелкодисперсного песка кварцевого со средним размером зерен не более 1 мм в массовом соотношении от 100:8 до 100:10, а также поливиниловый спирт - ПВС-ВР в количестве 0,4-0,6% и пеногаситель в количестве 0,04-0,06% по массе цемента. В качестве третьей порции используют указанный цементный раствор, содержащий дополнительно хлористый кальций в количестве 2% и хлористый натрий в количестве 1%, по массе цемента, и с плотностью не менее 1850 кг/м3.
Способ частично устраняет недостатки, связанные с поддержанием во взвешенном состоянии кварцевого песка в цементном растворе, за счет введения химических компонентов. Однако способ не улучшает качество цементирования, так как не исключает полностью влияния остаточного поглощения цементного раствора в проницаемых пластах, что после вскрытия пор проницаемых пластов прокачкой абразив содержащих составов приводит к фильтрации цементного раствора и образованию суффозионных каналов, а также к недоподъему цемента за обсадной колонной. Для приготовления двух разных порций цементного раствора используют две разные сухие цементные смеси с различными массовыми частями компонентов в отношении к портландцементу, а также для двух смесей два различных перемешивания в процессе приготовления сухой смеси, что усложняет технологию и увеличивает время приготовления сухой цементной смеси.
Техническими задачами являются повышение эффективности способа за счет проведения цементирования обсадной колонны в скважине с гарантированным подъемом цементного раствора за обсадной колонной до устья, повышения качества цементирования в скважинах с остаточными поглощениями бурового раствора, устранения фильтрации цементного раствора после вскрытия пор проницаемых пластов, и предотвращения образования суффозионных каналов, а также упрощение технологии и снижение материальных затрат.
Технические задачи решаются способом цементирования обсадной колонны в скважине, включающим последовательную закачку моющей буферной жидкости и порций цементного раствора.
Новым является то, что последовательно закачивают две порции цементного раствора, закачивают первую порцию цементного раствора плотностью 1520-1544 кг/м3 в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства в скважине в интервале от устья до 100 м от забоя, при этом первая порция цементного раствора содержит сухую цементную смесь, понизитель водоотдачи - ПВС-ВР или ПВА, пеногаситель - ПЕНТА-465 или «FOBR» и воду, в качестве сухой цементной смеси применяют смесь из портландцемента, облегчающего инертного наполнителя - вспененных микрогранул стекла фракций 0,1-1,5 мм или мелкопористых пенокерамических сферических гранул той же фракции и фиброволокна размером волокон 3-6 мм диаметром 22-35 мкм при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:
| портландцемент | 100 |
| облегчающий инертный наполнитель – вспененные | |
| микрогранулы стекла фракций 0,1-1,5 мм или | |
| мелкопористые пенокерамические сферические | |
| гранулы той же фракцией | 10-23 |
| фиброволокно | 0,1-0,6 |
| понизитель водоотдачи ПВС-ВР или | |
| ПВА | 0,5 |
| пеногаситель ПЕНТА-465 или | |
| «FOBR» | 0,05 |
при этом соотношение сухой цементной смеси к воде - 100 мас. ч. к 50 мас. ч. соответственно, далее закачивают вторую порцию цементного раствора плотностью 1585-1590 кг/м3 в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства скважины в интервале 100 м от забоя, при этом вторая порция цементного раствора содержит сухую цементную смесь, ускоритель схватывания - хлористый кальций и воду, в качестве сухой цементной смеси применяют смесь из портландцемента, облегчающего инертного наполнителя - вспененных микрогранул стекла фракций 0,1-1,5 мм или мелкопористых пенокерамических сферических гранул той же фракции и фиброволокна размером волокон 3-6 мм диаметром 22-35 мкм при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:
| портландцемент | 100 |
| облегчающий инертный наполнитель – вспененные | |
| микрогранулы стекла фракций 0,1-1,5 мм или | |
| мелкопористые пенокерамические сферические | |
| гранулы той же фракций | 10-23 |
| фиброволокно | 0,1-0,6 |
| ускоритель схватывания - хлористый кальций | 1-4 |
при этом соотношение сухой цементной смеси к воде - 100 мас. ч. к 50 мас. ч. соответственно.
Компоненты, применяемые в способе:
- портландцемент типа ПЦТ II-50, выпускаемый по ГОСТ 1581-96;
- облегчающий инертный наполнитель - вспененные микрогранулы стекла фракций 0,1-1,5 мм, выпускаемые по ТУ 5914-001-53933176-2011. Представляют собой высокопористый ячеистый неорганический теплоизоляционный материал. Ячейки имеют сферическую или гексагональную форму, их размер может составлять от долей миллиметров до нескольких сантиметров. Цвет материала обычно - зеленовато-серый.
- облегчающий инертный наполнитель - мелкопористые пенокерамические сферические гранулы фракций 0,1-1,5 мм, выпускаемые по ТУ 5712-001-14851799-2014.
Применение в качестве облегчающего инертного наполнителя любого из указанных приводит к одному техническому результату.
- фиброволокно - волокно строительное микроармирующее. Представляет собой однокомпонентное полипропиленовое волокно длиной 3-6 мм диаметром 22-35 мкм, изготовленное по ТУ 2272-006-13429727-2007 «Волокно строительное армирующее», марки ВСМ.
- понизитель водоотдачи ПВС-ВР, выпускаемый по ГОСТ 10779-78;
- понизитель водоотдачи ПВА (ВР-08), производства Chang Chun Petrochemical Малайзия, представляет собой эмульгирующий и стабилизирующий агент на основе поливинилового спирта. При низком поверхностном натяжении и способности рассеивать винилацетат в воде в очень мелкие гранулы ПВА (ВР-08) применяется для производства поливинилацетатной эмульсии. Это также очень хороший защитный коллоид, который позволяет полимеризованному, коллоидному и гранулированному поливинилацетату сформировать стабильную водную эмульсию, удерживающую ее от свертывания и разрушения.
Применение в качестве понизителя водоотдачи любого из указанных приводит к одному техническому результату.
- пеногаситель ПЕНТА-465, выпускаемый по ТУ 2257-029-40245042-2002, представляет собой самоэмульгирующийся пеногасящий концентрат, эффективно используется в процессах, сопровождающихся обильным или средним пенообразованием, а также предупреждает излишнее пенообразование при предварительном введении в композицию (рецептуру);
- пеногаситель «FOBR», выпускаемый по ТУ 2458-002-65514187-2011, представляет собой пеногаситель на основе кремнийорганических олигомеров с добавлением поверхностно-активных веществ. «FOBR» предназначен для использования в качестве пеногасителя во всех типах буровых растворов на водной основе.
Применение в качестве пеногасителя любого из указанных приводит к одному техническому результату.
- ускоритель схватывания - хлористый кальций (CaCl2), выпускаемый по ТУ 2152-069-00206457-2003 или ГОСТ 450-77;
- техническая вода.
На фигуре 1 показана схема реализации способа цементирования обсадной колонны.
Сущность изобретения заключается в следующем.
Последовательная закачка двух порций цементного раствора полностью исключает влияние остаточного поглощения и уменьшает фильтрацию цементного раствора в проницаемых пластах. Таким образом осуществляют надежную изоляцию различных пластов, и впоследствии исключают образование суффозионных каналов на границе цементного раствора и породы, а также достигают полного подъема цементного раствора за обсадной колонной до устья скважины, и получают высокопрочный армированный цементный камень в интервале продуктивного горизонта ствола скважины, что предотвращает растрескивание цементного камня в процессе перфорации.
Добавление в порции цементного раствора облегчающего инертного наполнителя в количестве 10-23 мас. ч. способствует облегчению порций цементного раствора, позволяя беспрепятственно поднять цементный раствор за обсадной колонной до устья скважины за счет снижения гидростатического давления столба жидкости цементного раствора на продуктивные и проницаемые пласты ствола скважины, облегчающий инертный наполнитель в составе цементного раствора проникает в мелкие поры проницаемых пластов, надежно кольматируя их.
Введение в порции цементного раствора фиброволокна в количестве 0,1-0,6 мас. ч. при закачке в пористую среду пласта обеспечивает надежную кольматацию пористой среды. Это происходит вследствие того, что фиброволокно располагается вдоль закачиваемого потока цементного раствора и практически не оказывает сопротивления при закачке. При резкой смене направления движения потока цементного раствора фиброволокна оказывают значительное сопротивление (до 10 МПа) в течение времени (обычно до 10 с), необходимого для переориентации волокон, если их в это время зафиксировать.
Добавление понизителя водоотдачи в первую порцию цементного раствора позволяет значительно снизить водоотдачу цементного раствора, предотвращая преждевременное загустевание цементного раствора в процессе прокачки в заколонном пространстве.
Пеногаситель добавляют в первую порцию цементного раствора для удаления пенообразования в процессе перемешивания понизителя водоотдачи с водой затворения.
Добавление хлористого кальция во вторую порцию цементного раствора значительно увеличивает прочностные характеристики цементного камня.
В результате использования способа цементирования обсадной колонны в скважине унифицируется количество цементных смесей при проведении одной скважинно-операции: при базовом процессе цементирования с 3-4 типов сухой цементной смеси, до одного состава трехкомпонентной сухой смеси, состоящей из портландцемента, облегчающего инертного наполнителя и фиброволокна (используется одна сухая цементная смесь для цементирования всего ствола скважины). При этом улучшается логистика, снижение транспортно-складских расходов, и расходов по приготовлению сухой цементной смеси.
Способ цементирования обсадной колонны осуществляют в следующей последовательности.
После проведения заключительных работ (проработки ствола скважины, геофизических исследований) спускают обсадную колонну до пробуренного забоя скважины и подвешивают ее на столе ротора с помощью элеватора.
Не позже чем за сутки до начала работ по цементированию обсадной колонны в скважине на цементном складе готовят расчетное количество сухой цементной смеси, необходимое для приготовления двух порций цементного раствора с учетом глубины скважины и диаметра обсадной колонны. Сухая цементная смесь состоит из портландцемента ПЦТ II-50 - 100 мас. ч., облегчающего инертного наполнителя 10-23 мас. ч. и фиброволокна 0,1-0,6 мас. ч. Далее путем многократного перетаривания из одного цементного силоса в другой на заводе цементных смесей сухую цементную смесь приводят в воздушную взвесь с равномерным распределением сухих добавок по всему объему. После этого готовую сухую цементную смесь загружают в цементовозы и отправляют на буровую.
Перед началом цементирования обсадной колонны в скважине, непосредственно на буровой, сухую цементную смесь перетаривают из цементовозов в цементосмесительные машины. Одновременно с перетариванием сухой цементной смеси в бункерах цементировочных агрегатов набирают техническую воду в количестве 50 мас. ч. на 100 мас. ч. сухой цементной смеси для приготовления двух порций цементного раствора.
Далее готовят воду затворения для первой порции цементного раствора путем добавления в техническую воду понизителя водоотдачи 0,5 мас. ч. и пеногасителя 0,05 мас. ч. от массы портландцемента путем перемешивания, в течение 0,5-1 ч. Параллельно в другом цементировочном агрегате приготавливают воду затворения для второй порции цементного раствора путем добавления в техническую воду хлористого кальция в количестве 1-4 мас. ч. от массы портландцемента и перемешивания до полного растворения.
Приготовление первой и второй порций цементного раствора производят с помощью цементно-смесительного устройства цементно-смесительной машины. Плотность первой порции цементного раствора на выходе из цементно-смесительного устройства в технологическую емкость «чанок» контролируется оператором с помощью ареометра в пределах 1520-1544 кг/м3, плотность второй порции цементного раствора - 1585-1590 кг/м3.
На колонну обсадных труб устанавливают цементировочную головку с установленной в ней продавочной разделительной пробкой, соединяют тампонажными шлангами или трубами высокого давления с цементировочными агрегатами.
Закачивают моющую буферную жидкость в количестве 6-9 м3 в колонну обсадных труб с помощью цементировочного агрегата.
Не прерывая технологический процесс, с использованием цементировочного агрегата, последовательно за моющей буферной жидкостью в скважину в колонну обсадных труб последовательно закачивают первую и далее вторую порцию цементного раствора. Первую порцию цементного раствора закачивают объемом, обеспечивающем заполнение заколонного пространства в скважине в интервале от устья до 100 м от забоя, вторую порцию цементного раствора - объемом, обеспечивающем заполнение заколонного пространства скважины в интервале 100 м снизу-вверх от забоя.
После закачки второй порции цементного раствора на цементировочной головке освобождают разделительную продавочную пробку. Закачкой бурового раствора или технической воды продавливают первую и вторую порцию цементного раствора в заколонное пространство скважины до получения момента «СТОП».
Далее обсадную колонну оставляют на время ожидания для затвердевания двух порций цементного раствора не менее 48 ч. После геофизическими исследованиями проводят оценку качества цементирования.
Цементный раствор подвергали анализу в лабораторных условиях института «ТатНИПИнефть».
Рецептуры порций цементного раствора способа цементирования обсадной колонны в скважине представлены в табл. 1.
Физикомеханические показатели рецептур для первой и второй порций цементного раствора, соответствующие представленным в табл. 1, и получаемого камня указаны в табл. 2.
На фигуре показано проникновение двух порций цементного раствора в проницаемые участки ствола скважины, где происходит кольматация и ликвидация остаточного поглощения. В интервале II образуется наиболее крепкий, армированный цементный камень.
Применение облегчающего инертного наполнителя в первой и во второй порциях цементного раствора в количестве менее 10 мас. ч. незначительно облегчает цементный раствор и приводит к увеличению плотности цементного раствора, а использование облегчающего инертного наполнителя более 23 мас. ч. приводит к снижению прочности получаемого цементного камня.
Применение фиброволокна в первой и во второй порциях цементного раствора в количестве менее 0,1 мас. ч. не оказывает положительного влияния на результат кольматирования пористой среды и не достаточен для надежного армирования цементного камня в целом, а использование его более 0,6 мас. ч. приводит к загущеванию и затрудняет прокачиваемость цементного раствора через цементировочный агрегат.
Применение понизителя водоотдачи в первой порции цементного раствора в количестве менее 0,5 мас. ч. недостаточно снижает водоотдачу цементного раствора, а его использование более 0,5 мас. ч. не меняет достигнутых результатов.
Применение пеногасителя в первой порции цементного раствора в количестве менее 0,05 мас. ч. снижает пенообразование, возникающее при растворении понизителя водоотдачи в воде затворения, а его использование более 0,05 мас. ч. отрицательно влияет на прочностные характеристики цементного камня, ухудшая его.
Применение ускорителя схватывания во второй порции цементного раствора в количестве менее 1 мас. ч. не оказывает положительного влияния на увеличение прочностных характеристик цементного камня, а использование более 4 мас. ч. приводит к раннему загустеванию цементного раствора в процессе закачки в скважину.
Пример выполнения способа.
После проведения заключительных работ (проработки ствола скважины глубиной 1800 м, диаметром 216 мм, геофизических исследований) спустили обсадную колонну диаметром 168 мм до пробуренного забоя скважины глубиной 1800 м и подвесили ее в столе ротора с помощью элеватора.
За сутки до начала работ по цементированию обсадной колонны в скважине на цементном складе приготовили расчетное количество сухой цементной смеси, необходимое для приготовления двух порций цементного раствора. Общее количество цементного раствора составило 25,9 м3.
Для получения такого объема цементного раствора приготовили 20 т сухой цементной смеси, состоящей из: портландцемента ПЦТ II-50 - 100 мас. ч. (18 т), облегчающего инертного наполнителя (вспененных микрогранул стекла) - 15 мас. ч. (2,7 т), фиброволокна - 0,1 мас. ч. (0,018 т).
Далее путем многократного перетаривания из одного цементного силоса в другой на заводе цементных смесей сухую цементную смесь привели в воздушную взвесь с равномерным распределением сухих добавок по всему объему сухой цементной смеси. После этого готовую сухую цементную смесь загрузили в цементовозы и отправили на буровую.
После проведения заключительных работ (проработки ствола скважины, геофизических исследований) спустили обсадную колонну до пробуренного забоя скважины (1799,5 м) и подвесили ее в столе ротора с помощью элеватора.
На колонну обсадных труб установили цементировочную головку с установленной в ней продавочной разделительной пробкой, соединили тампонажными шлангами или трубами высокого давления с цементировочными агрегатами.
Перед началом работ, непосредственно на буровой сухую цементную смесь перетарили из цементовозов в цементосмесительные машины. Одновременно с перетариванием сухой цементной смеси в бункерах цементировочных агрегатов набрали техническую воду для первой порции цементного раствора (для 18,5 т смеси) в количестве 50 мас. ч. (9,25 м3) на 100 мас. ч. сухой цементной смеси для первой порции цементного раствора и для второй порции цементного раствора в количестве 50 мас. ч. (0,75 м3) на 100 мас. ч. сухой цементной смеси для второй порции цементного раствора.
Далее приготовили воду затворения для первой порции цементного раствора путем добавления в техническую воду понизителя водоотдачи (ПВС-ВР) 0,5 мас. ч. (9,25 кг) и пеногасителя 0,05 мас. ч. (0,92 л) от массы портландцемента путем перемешивания в течение 0,5 ч.
В это же время в другом цементировочном агрегате приготовили воду затворения для второй порции (для 1,5 т сухой смеси) цементного раствора путем добавления в техническую воду хлористого кальция в количестве 2 мас. ч. (30 кг) от массы портландцемента и перемешивания до полного растворения.
Подготовили моющую буферную жидкость в бункере цементировочного агрегата в количестве 6 м3. Закачали моющую буферную жидкость в колонну обсадных труб с помощью цементировочного агрегата.
С использованием цементировочного агрегата и цементно-смесительной машины последовательно за моющей буферной жидкостью в скважину, в колонну обсадных труб, последовательно закачали первую и далее вторую порцию цементного раствора. Для первой порции цементного раствора в цементно-смесительное устройство одновременно подавали 18,5 т сухой цементной смеси и воду затворения, после откачки первой порции в это же цементно-смесительное устройство одновременно подавали 1,5 т сухой цементной смеси и воду затворения. Плотность первой порции цементного раствора на выходе из цементно-смесительного устройства в технологическую емкость «чанок» контролировал оператор с помощью ареометра в пределах 1544 кг/м3, плотность второй порции цементного раствора - 1590 кг/м3. Первую порцию цементного раствора закачали объемом (24 м3), обеспечивающем заполнение заколонного пространство в скважине в интервале от устья до 100 м от забоя, вторую порцию цементного раствора (1,9 м3) - объемом, обеспечивающем заполнение заколонного пространства скважины в интервале 100 м снизу-вверх от забоя.
После закачки второй порции цементного раствора на цементировочной головке освободили разделительную продавочную пробку. Закачкой технической воды продавили первую и вторую порции цементного раствора в заколонное пространство скважины до получения момента «СТОП».
Далее обсадную колонну оставили на время ожидания для затвердевания двух порций цементного раствора на 48 ч. После геофизическими исследованиями провели оценку качества цементирования.
В табл. 3 приведены результаты лабораторных опытов для рецептур из табл. 1.
В табл. 4 приведены результаты лабораторных опытов для рецептур из табл. 2.
Были проведены дополнительные лабораторные исследования состава для первой порции цементного раствора из таблицы 2, опыт №2 с плотностью 1544 кг/м3. Проведенные лабораторные испытания подтвердили кольматирующую способность предлагаемого цементного раствора для первой порции. Испытания на кольматирующую способность проведены на приборе Ofite модель 40 для определения водоотдачи цементных растворов.
Предлагаемый способ повышает эффективность за счет проведения цементирования обсадной колонны в скважине с гарантированным подъемом цементного раствора за обсадной колонной до устья, повышения качества цементирования в скважинах с остаточными поглощениями бурового раствора, устранения фильтрации цементного раствора после вскрытия пор проницаемых пластов, и предотвращения образования суффозионных каналов, а также упрощает технологию и снижает материальные затраты.
Claims (5)
- Способ цементирования обсадной колонны в скважине, включающий последовательную закачку моющей буферной жидкости и порций цементного раствора, отличающийся тем, что последовательно закачивают две порции цементного раствора, первую порцию цементного раствора закачивают плотностью 1520–1544 кг/м3 в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства в скважине в интервале от устья до 100 м от забоя, при этом первая порция цементного раствора содержит сухую цементную смесь, понизитель водоотдачи – ПВС-ВР или ПВА, пеногаситель – ПЕНТА-465 или «FOBR» и воду, в качестве сухой цементной смеси применяют смесь из портландцемента, облегчающего инертного наполнителя – вспененных микрогранул стекла фракций 0,1–1,5 мм или мелкопористых пенокерамических сферических гранул той же фракции, и фиброволокна размером волокон 3–6 мм диаметром 22–35 мкм при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:
-
портландцемент 100 облегчающий инертный наполнитель – вспененные микрогранулы стекла фракцией 0,1–1,5 мм или мелкопористые пенокерамические сферические гранулы той же фракцией 10–23 фиброволокно 0,1–0,6 понизитель водоотдачи ПВС-ВР или ПВА 0,5 пеногаситель ПЕНТА-465 или «FOBR» 0,05 - при этом соотношение сухой цементной смеси к воде – 100 мас. ч. к 50 мас. ч. соответственно, далее закачивают вторую порцию цементного раствора плотностью 1585–1590 кг/м3 в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства скважины в интервале 100 м от забоя, при этом вторая порция цементного раствора содержит сухую цементную смесь, ускоритель схватывания – хлористый кальций и воду, в качестве сухой цементной смеси применяют смесь из портландцемента, облегчающего инертного наполнителя – вспененных микрогранул стекла фракций 0,1–1,5 мм или мелкопористых пенокерамических сферических гранул той же фракции, и фиброволокна размером волокон 3–6 мм диаметром 22–35 мкм при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:
-
портландцемент 100 облегчающий инертный наполнитель – вспененные микрогранулы стекла фракцией 0,1–1,5 мм или мелкопористые пенокерамические сферические гранулы той же фракции 10–23 фиброволокно 0,1–0,6 ускоритель схватывания – хлористый кальций 1–4 - при этом соотношение сухой цементной смеси к воде – 100 мас. ч. к 50 мас. ч. соответственно.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019113368A RU2720025C1 (ru) | 2019-04-30 | 2019-04-30 | Способ цементирования обсадной колонны в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019113368A RU2720025C1 (ru) | 2019-04-30 | 2019-04-30 | Способ цементирования обсадной колонны в скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2720025C1 true RU2720025C1 (ru) | 2020-04-23 |
Family
ID=70415569
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019113368A RU2720025C1 (ru) | 2019-04-30 | 2019-04-30 | Способ цементирования обсадной колонны в скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2720025C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111574122A (zh) * | 2020-05-20 | 2020-08-25 | 中国石油天然气集团有限公司 | 弹性增韧水泥浆体系及其制备方法 |
| CN115893919A (zh) * | 2021-08-18 | 2023-04-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油井水泥浆体系及其制备方法和在无金属套管的固井中的应用 |
| RU2823955C1 (ru) * | 2023-12-19 | 2024-07-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ цементирования обсадной колонны в скважине |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6957702B2 (en) * | 2003-04-16 | 2005-10-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved mechanical properties and methods of cementing in a subterranean formation |
| WO2006106301A2 (en) * | 2005-04-08 | 2006-10-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising high aspect ratio materials and methods of use in subterranean formations |
| RU2398095C1 (ru) * | 2009-02-17 | 2010-08-27 | Ирек Сулейманович Катеев | Способ цементирования колонны в скважине с использованием цементного раствора с эрозионными свойствами |
| RU2398955C1 (ru) * | 2009-05-27 | 2010-09-10 | Ирек Сулейманович Катеев | Способ крепления скважины с использованием цементного раствора |
| RU2504640C1 (ru) * | 2012-07-27 | 2014-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
-
2019
- 2019-04-30 RU RU2019113368A patent/RU2720025C1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6957702B2 (en) * | 2003-04-16 | 2005-10-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions with improved mechanical properties and methods of cementing in a subterranean formation |
| WO2006106301A2 (en) * | 2005-04-08 | 2006-10-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions comprising high aspect ratio materials and methods of use in subterranean formations |
| RU2398095C1 (ru) * | 2009-02-17 | 2010-08-27 | Ирек Сулейманович Катеев | Способ цементирования колонны в скважине с использованием цементного раствора с эрозионными свойствами |
| RU2398955C1 (ru) * | 2009-05-27 | 2010-09-10 | Ирек Сулейманович Катеев | Способ крепления скважины с использованием цементного раствора |
| RU2504640C1 (ru) * | 2012-07-27 | 2014-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111574122A (zh) * | 2020-05-20 | 2020-08-25 | 中国石油天然气集团有限公司 | 弹性增韧水泥浆体系及其制备方法 |
| CN115893919A (zh) * | 2021-08-18 | 2023-04-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油井水泥浆体系及其制备方法和在无金属套管的固井中的应用 |
| CN115893919B (zh) * | 2021-08-18 | 2024-04-16 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油井水泥浆体系及其制备方法和在无金属套管的固井中的应用 |
| RU2823955C1 (ru) * | 2023-12-19 | 2024-07-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ цементирования обсадной колонны в скважине |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6235809B1 (en) | Multi-functional additive for use in well cementing | |
| US3955993A (en) | Method and composition for stabilizing incompetent oil-containing formations | |
| US3375872A (en) | Method of plugging or sealing formations with acidic silicic acid solution | |
| US4300633A (en) | Method of cementing wells with foam-containing cement | |
| US7677313B2 (en) | Method for controlling water influx into wellbores by blocking high-permeability channels | |
| US20140290943A1 (en) | Stabilized Fluids In Well Treatment | |
| US20100224366A1 (en) | Methods of Using Colloidal Silica Based Gels | |
| US10344440B2 (en) | Soil and rock grouting using a hydrajetting tool | |
| US20150191993A1 (en) | Foamed cement compositions containing metal silicides usable in subterranean well operations | |
| US3862663A (en) | Method for stabilizing incompetent oil-containing formations | |
| RU2720025C1 (ru) | Способ цементирования обсадной колонны в скважине | |
| CN107575186A (zh) | 一种过筛管防砂工艺 | |
| US9481607B2 (en) | System, method and apparatus for manufacturing stable cement slurry for downhole injection | |
| US3126958A (en) | Cementing casing | |
| RU2398955C1 (ru) | Способ крепления скважины с использованием цементного раствора | |
| RU2743123C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин | |
| US20050241538A1 (en) | Methods of making cement compositions using liquid additives containing lightweight beads | |
| RU2379474C2 (ru) | Способ изоляции интервалов высокоинтенсивных поглощений в скважине и аэрированный тампонажный раствор для его осуществления | |
| RU2283422C1 (ru) | Способ изоляции зон водопритока в скважине | |
| RU2823955C1 (ru) | Способ цементирования обсадной колонны в скважине | |
| US10570709B2 (en) | Remedial treatment of wells with voids behind casing | |
| RU2356929C1 (ru) | Вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах | |
| RU2398095C1 (ru) | Способ цементирования колонны в скважине с использованием цементного раствора с эрозионными свойствами | |
| RU2618539C1 (ru) | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2778122C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения при бурении скважин |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210501 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20220408 |