Процес цементування свердловин для попередження заколонної міграції пластових флюїдів

Процес цементування свердловин для попередження заколонної міграції' пластових флюїдів, який включає цементування обсадної колони двома порціями тампонажного розчину, що мають різний час тужавіння, який відрізняється тим, що цементування проводять з диференціюванням темпів набору міцності цементного каменю на стиснення порцій тампонажних розчинів, при цьому нижня порція для інтервалу залягання продуктивного горизонту повинна досягати міцності не менше 1,42мПа до того, як міцність верхньої порції досягне не більше 0,56мПа. Корисна модель належить до газонафтовидобувної' промисловості, а саме до цементування нафтових і газових свердловин в умовах нормальних, помірних і високих температур, складних гірничо-геологічних умовах, що потребують якісного розмежування продуктивних горизонтів, при потенційній небезпеці виникнення заколонної міграції пластових флюїдів через цементне кільце у період очікування тужавіння цементу Відомий спосіб закінчування свердловин (патент Російської Федерації №2051274 МПК 6 Е21ВЗЗ/138, опубл. 27 12 1995р., Бюл. №36), який включає послідовне закачування твердіючого тампонажного розчину з нетвердіючим з розміщенням останнього напроти продуктивних пластів, при цьому в якості нетвердіючого матеріалу використовують суспензію карбонатів лужноземельних металів Такому способу притаманний недолік, оскільки має місце каналоутворення у цементному камені, який знаходиться у кільцевому просторі вище продуктивного пласта, і призводить до виникнення заколонної міграції пластових флюїдів Найбільш близьким за технічною сутністю до запропонованого рішення є спосіб цементування свердловин (Д К Левайн, Є.У. Томас, Х.П. Безнер, Д К. Толпе // Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1980, №10, С.8-17) - прототип, який включає цементування обсадної' колони двома порціями тампонажного розчину, що мають різний час тужавіння, при цьому час тужавіння тампонажного розчину першої (верхньої) і другої (нижньої) порції повинен відрізнятися на 2 години. Тоді спочатку затужавіє тампонажний розчин у нижній частині стовпа, тобто до того як почнеться гідратація цементу у верхній порції, що буде обумовлювати зміну гідростатичного тиску і зменшення градієнту тиску у порівнянні з початковим. Недоліком прототипу є те, що даний спосіб не попереджує заколонних газонафтоводопроявлень (ГНВП), міжпластових і міжколонних перетоків пластових флюїдів на ранніх стадіях тужавіння тампонажного розчину, оскільки результатами проведених лабораторних досліджень встановлено, що для тампонажних розчинів із спеццементів і портландцементів з домішками сповільнювача терміни тужавіння не характеризують процеси заростання порових каналів. Звуження І заростання пор у структурі цементного каменю призводить до зниження, а у подальшому і до повного припинення передачі тиску За результатами експериментальних даних встановлено, що незалежно від типу в'яжучого, процеси заростання порових каналів цементного каменю характеризують його міцнісні характеристики. Процес заростання каналів розпочинається ю О) 4195 після досягнення цементним каменем міцності на стиснення 0,56МПа, а передача тиску припиняється після досягнення цементним каменем міцності на стиснення 1,42МПа. Промислові дані показують, що на свердловинах, зацементованих за технологією прототипу, виникають заколонні ГНВП Задачею корисної' моделі є попередження заколонної міграції пластових флюїдів за рахунок попередження каналоутворення у період очікування тужавіння цементу, коли цементний камінь являє собою проникну матрицю з продуктів гідратації твердої фази розчину, поровий простір якої заповнений рідиною замішування. Для вирішення поставленої задачі у відомому способі цементування свердловин, який включає цементування обсадноі колони двома порціями тампонажного розчину, що мають різний час тужавіння, згідно корисної моделі, пропонується проводити цементування з диференціюванням темпів набору міцності цементного каменю на стиснення порцій тампонажних розчинів, при цьому нижня порція для інтервалу залягання продуктивного горизонту повинна досягати МІЦНОСТІ не менше 1,42МПа до того, як міцність верхньої порції досягне не більше 0,56МПа. таційної колони, яка спущена на допускних 140мм бурильних трубах в інтервалі 3850-5023м у свердловину, пробурену долотом діаметром 215,9мм. Продуктивний горизонт з пластовим тиском 75МПа залягає в інтервалі 4767-4677м. Проміжна 245мм колона спущена на глибину 4115м. Пластова температура +90°С Згідно даних об'ємограми та з врахуванням об'єму тампонажного розчину на змивання, розрахунковий об'єм верхньої порції тампонажного розчину становить - 42,7м 3 Згідно даних об'ємограми, з врахуванням об'єму цементного стакану та того, що границя порцій розташовується на 75м вище покрівлі продуктивного горизонту, розрахунковий об'єм нижньої порції тампонажного розчину становить - 7,9м3 Згідно розрахунку об'єм протискуючої промивної рідини -55м3. Регулювання темпів набору міцності цементного каменю може здійснюватись шляхом активації процесу гідратації в'яжучого або зміною компонентного складу тампонажних розчинів. Границя порцій тампонажних розчинів повинна при цьому розташовуватися на 50-100м вище покрівлі продуктивного верхнього флюїдонасиченного пласта, який потребує надійної ізоляції. Процес цементування свердловин для попередження заколонної" міграції' пластових флюїдів здійснюється за традиційною технологією, тобто послідовною, безперервною у часі закачкою попередньо підібраних порцій тампонажного розчину з різними темпами набору міцності цементним каменем на стиснення, і продавлюванням їх у затрубний простір свердловини Приклад реалізації процесу цементування свердловин для попередження заколонної міграції пластових флюїдів. Цементується нижня секція 146мм експлуа Закачують верхню (першу) і нижню (другу) порції тампонажного розчину об'ємами відповідно 42, 7 і 7,9м3 та протискують їх 55м 3 промивної рідини у затрубний простір свердловини. Цементний камінь нижньої порції1 тампонажного розчину на кінець тужавіння верхньої порції тампонажного розчину, тобто через 6 годин 15 хвилин, досягає МІЦНОСТІ на стиснення - 1,54МПа, що більше 1,42МПа. Протягом цього часу відбувається повна передача тиску стовпом тампонажного розчину верхньої порції на продуктивний горизонт, оскільки її міцність на стиснення не досягла 0,56МПа. Застосування даного процесу цементування свердловин для попередження заколонної міграції пластових флюїдів дозволить підвищити якість і довговічність кріплення свердловин за рахунок попередження заколонної міграції пластових флюїдів на ранніх стадіях тужавіння тампонажного розчину. Комп'ютерна верстка Н Лисенко Для забезпечення заданої прокачуваності при вибійних термобаричних умовах згідно лабораторного аналізу час тужавіння нижньої порції тампонажного розчину складає 2 години 45 хвилин, верхньої порції - 3 години 10 хвилин. При цьому строки початку і кінця тужавіння для верхньої порції 4 години 45 хвилин і 6 годин 15 хвилин, відповідно Для нижньої порції - 2 години 55 ХВИЛИН І З ГОДИНИ 4 0 ХВИЛИН, ВІДПОВІДНО Підписне Тираж 37 прим Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, вул Урицького, 45, м Київ, МСП, 03680, Україна ДП "Український інститут промислової власності", вул Глазунова, 1, м Київ - 42, 01601