Спосіб цементування свердловин

Спосіб цементування свердловин, з послідовним закачуванням двох порцій тампонажного розчину з різними темпами набирання МІЦНОСТІ, З закачуванням нижньої порції навпроти продуктивного пласта, який відрізняється тим, що після закачування і продавлювання тампонаж ного розчину в затрубний простір свердловини створюють і підтримують надлишковий тиск протягом процесу тужавлення, а в якості тампонажного матеріалу для верхньої порції використовують тампонажний портландцемент з добавкою полімеру та бентонітового глинопорошку у співвідношенні % мас Портландцемент 60,00-65,00 Бентонітовий глинопорошок 0,75-3,30 Полімер 0,05-0,10 Вода решта, а в якості тампонажного матеріалу для нижньої порції використовують тампонажний портландцемент, воду та добавку кремнійорганічних сполук у співвідношенні % мас Тампонажний портландцемент 66,50 - 66,60 Кремнійорганічна сполука 0,07-0,20 Вода решта Винахід належить до газонафтовидобувної промисловості, а саме до цементування нафтових і газових свердловин в умовах нормальних, і помірних температур в складних гірничо-геологічних умовах, що потребують високої надійності розмежування пластів, при наявності газопроявляючих горизонтів Відомий спосіб закінчування свердловин (патент Російської Федерації №2051274 МПК6 Е21ВЗЗ/138 опубл Бюл №36 від 2712 95), який включає послідовне закачування твердіючого тампонажного розчину з нетвердіючим з розміщенням останнього навпроти продуктивних пластів, при цьому в якості нетвердіючого матеріалу використовують суспензію карбонатів лужноземельних металів Такий спосіб має недолік, бо має місце каналоутворення у цементному камені, який знаходиться у кільцевому просторі вище продуктивного пласта, і призводить до виникнення заколонних флюїдоперетоків Найбільш близьким до запропонованого рішення є спосіб цементування свердловин (О В Лужаниця, Я С Коцкулич та ш // Технологія цементування свердловин з потенційною міграцією пластових флюїдів //, Нафтова і газова промисловість 2000 №5, с 38-40) - прототип, що передбачає цементування обсадної колони двома порціями тампонажного розчину з різними темпами набирання МІЦНОСТІ цементного каменю, причому нижня порція з більшим темпом набору МІЦНОСТІ, яка розмішується в інтервалі залягання продуктивного горизонту і на 50-100м вище нього, містить добавку кремнійорганічних сполук Недоліком прототипу є те, що спосіб призводить до виникнення заколонних газонафтопроявлень під час тужавлення тампонажного розчину, оскільки в процесі тужавлення знижується величина гідростатичного тиску верхньої порції тампонажного розчину на пласт в інтервалі першої порції, а при перевищенні пластового тиску над поровим тиском в стовпі тампонажного розчину починається перетікання пластових флюїдів у свердловину з розвитком каналоутворення в стовпі тампонажного розчину Задачею винаходу є попередження заколонних газоводонафтопроявлень за рахунок застереження каналоутворень у цементному камені під час тужавлення тампонажного розчину Для вирішення поставленої задачі у відомому о о> о> ю 59902 способі цементування свердловин, з послідовним закачування двох порцій тампонажного розчину з різними темпами набирання МІЦНОСТІ, НИЖНЮ порцію закачують навпроти продуктивного пласта, стосовно винаходу після закачування і продавлювання тампонажного розчину, в затрубному просторі свердловини створюють і підтримують надлишковий тиск протягом процесу тужавлення, а в якості тампонажного матеріалу для верхньої порції використовують тампонажний портландцемент з добавкою полімеру та бентонітового глинопорошку у співвідношенні % мас Тампонажний портландцемент 60,00-65,00 Бентонітовий глинопорошок 0,75-3,30 Полімер 0,05-0,10 Вода решта, а нижня порція складається з тампонажного портландцементу, води та добавки кремнійорганічних сполук у співвідношенні % мас Тампонажний портландцемент 66,50-66,60 Кремнійорганічна сполука 0,07-0,20 Вода решта Пропонований спосіб цементування свердловин здійснюється за схемою, див Фіг де поз 1 - цементувальна головка, 2 - універсальний превентор, 3 - верхня порція, 4 - нижня порція, 5 - блок засувок, 6 - регульована засувка, 7 - цементувальний агрегат, 8 - обсадна колона, 9 - рідина для створення тиску Після витіснення всього об'єму тампонажного розчину за колону, закривають затрубний простір превентором (поз 2) і до бокового відводу нижче превентора через блок засувок (поз 5) поєднується цементувальний агрегат (поз 7) З допомогою цементувального агрегата ствоЧас від закінчування продавлювання, год Величина тиску, МПа 0,0 0,5 1 2 3 4 5 45,3 35,5 32,2 30,5 30,21 30,21 30,21 Цементується експлуатаційна колона діаметром 168мм, спущена на 3000м в свердловину, пробурену долотом діаметром 215,9мм Коефіцієнт кавернозності 1,3 Проміжна колона спущена на глибину 2000м Після спуску експлуатаційної колони закачують в колону першу (верхню) і другу (нижню) порцію тампонажного розчину об'ємами ВІДПОВІДНО 55,5м3 і 5,5м3, звільнюють продавлювальну пробку і закачують продавлювальну рідину об'ємом Час від закінчування продавлювання, год Величина тиску, МПа рюється надлишковий тиск, шляхом підкачування прісної або мінералізованої води (поз 9), причому величина цього тиску протягом часу тужавлення збільшується обернено пропорційно до зниження гідростатичного тиску в стовпі верхньої порції тампонажного розчину (поз 3) внаслідок седиментації частинок цементу і утворення коагуляційної структури При цьому важливо, щоб сумарний надлишковий тиск у верхньому перерізі продуктивного пласта перевищував пластовий тиск протягом всього часу тужавлення і не перевищував тиск пдророзриву (поглинання) в інтервалі відкритого ствола свердловини та тиски передбачені МІЦНІСНИМИ характеристиками обсадних труб даної конструкції свердловини Приклад реалізації способу Розкрито продуктивний пласт в інтервалі 2800-ЗОООм Пластовий тиск на вибої 35МПа, тиск пдророзриву пластів 56МПа Рецептура для верхньої порції, % мас Тампонажний портландцемент 62 ,00 Бентонітовий глинопорошок 2 ,00 Полімер 0, 07, Вода 35, 03 Рецептура для нижньої порції, % мас Тампонажний портландцемент 66 ,55 Кремнійорганічна сполука 0 ,15 Вода 33. ЗО Тампонажний розчин для верхньої порції густиною 1650кг/м3 має термін кінця тужавлення у вибійних термобаричних умовах - 7год Час, протягом якого гідростатичний тиск змінюється до величини, створюваної аналогічним по висоті стовпом рідини замішування - ЗгодЗОхв Зміна гідростатичного тиску в нижньому перерізі (2800м) верхньої порції тампонажного розчину (встановлюється лабораторним шляхом при підборі рецептури) 51,2м Час закачування тампонажного розчину 65хв, час продавлювання його за колону - 55хв Після одержання сигналу "стоп" і перевірки роботи зворотних клапанів закривають превентор і цементувальним агрегатом, під'єднаним до бокового відводу затрубного простору нижче превентора створюють надлишковий тиск протягом 5год, причому величину тиску збільшують згідно закономірності зниження гідростатичного тиску стовпа верхньої порції тампонажного розчину 0,0 0,5 1 2 3 4 5 0,5 0,5 3,3 4,8 5,2 5,2 5,2 При цьому гідростатичний тиск на верхню границю продуктивного пласта перевищує пластовий тиск і застерігає виникнення газонафтоводопроявлень Застосування даного способу цементування свердловин дозволить підвищити якість і ДОВГОВІЧНІСТЬ кріплення свердловин за рахунок попередження міжколонних та заколонних газонафтоводоперетоків 59902 Комп'ютерна верстка М Мацело Підписано до друку 06 10 2003 Тираж39 прим Міністерство освіти і науки України Державний департамент інтелектуальної власності, Львівська площа, 8, м Київ, МСП, 04655, Україна ТОВ "Міжнародний науковий комітет", вул Артема, 77, м Київ, 04050, Україна