Спосіб цементування свердловин

Спосіб цементування свердловин, що включає цементування обсадної колони двома порціями тампонажного розчину з диференційними термінами тужавлення з підйомом другої порції там 3 газу і пластової рідини та утворення в цементному камені каналів, по яких можливі флюїдоперетоки. Це перешкоджає надійній герметизації заколонного простору. Крім того, буровий розчин не є стабільною системою і згодом може відбутися його повна деструкція. У результаті з вищезалягаючих проникних пластів у свердловину можуть надходити пластові флюїди, що надалі може привести до розгерметизації заколонного простору. Найбільш близьким до запропонованого технічного рішення за призначенням (прототипом) є спосіб попередження міграції газу по заколонному простору при цементуванні свердловин (див. патент Російської Федерації на винахід № 2312973, МПК (2006.1) Е21В33/14, опубл.20.12.2007 p.), що включає кріплення обсадних колон цементуванням з підйомом цементного розчину нормальної густини вище покрівлі продуктивного горизонту і установлення над цементним розчином складу з в'язкопружними властивостями, над яким розміщають тампонажний склад з більш тривалими термінами тужавлення, ніж у цементного розчину, і з необхідною густиною, що забезпечує створення гідростатичного тиску вище тиску газу в продуктивному пласті в період очікування загустівання цементного (ОЗЦ) розчину в інтервалі продуктивного пласта. В якості складу з в'язкопружними властивостями використовують безглинистий склад з регульованими строками "життя", який при необхідності обважнюють до заданої густини. Строк "життя" безглинистого в'язкопружного складу визначається часом його деструкції, після якого відбувається випадання обважнювана в осад і відбувається додаткова герметизація затрубного простору. Недоліком способу за прототипом є обмеженість у часі надійної ізоляції затрубного простору свердловини - до 4 год (час деструкції в'язкопружного складу). Після цього, в процесі розділення деструктурованого в'язкопружного складу на рідку та тверду фази, відбувається випадання в осад обважнювача з ймовірним утворенням флюїдопровідних каналів. Отже, після ОЗЦ, в процесі випробування, освоєння та початковий період експлуатації свердловини, спосіб за прототипом не буде забезпечувати надійну ізоляцію затрубного простору. Задачею даної корисної моделі є забезпечення надійної ізоляції затрубного простору свердловини як в процесі цементування та ОЗЦ, так і в процесі випробування, освоєння та початковий період експлуатації свердловини. Поставлена задача вирішується тим, що спосіб цементування свердловин включає цементування обсадної колони двома порціями тампонажного розчину з диференційними термінами тужавлення, з підйомом другої порції тампонажного розчину нормальної густини вище покрівлі продуктиного горизонту і установку над нею в'язкопружного розчину, над яким установлюється перша порція тампонажного розчину з більш тривалим терміном тужавлення, згідно корисної моделі в'язкопружний розчин відокремлюється від першої і другої порції тампонажного розчину буферною в'язкопружною рідиною, час гелеутворення в'язко 58217 4 пружного розчину менший від термінів тужавлення другої порції тампонажного розчину, при цьому в'язкопружний розчин складається з наступних компонентів, мас. %: полімер-гелеутворювач 11,98  26,61 модифікуюча добавка МДТР 33,27  59,90 0,10  0,26 0,1 н розчин соляної кислоти вода решта. Згідно запропонованого способу цементування свердловин (далі - способу) друга порція тампонажного розчину нормальної густини піднімається вище покрівлі продуктиного горизонту, над нею встановлюється в'язко-пружний розчин (ВПР), над яким встановлюється тампонажний розчин з більш тривалими термінами тужавлення в порівнянні з другою порцією і з необхідною густиною, що забезпечує створення гідростатичного тиску, вище тиску флюїду в продуктивному горизонті в період ОЗЦ розчину в інтервалі продуктивного горизонту. Для вирішення поставленої задачі використовують в'язкопружний розчин (ВПР), який є термостабільним та набуває в'язкопружних властивостей після закачування останнього в затрубний простір і включає, наприклад: полімергелеутворювач, модифікуючу добавку МДТР, 0,1 н розчин соляної кислоти та воду. Перед та після ВПР, для відокремлення від першої і другої порції тампонажного розчину, застосовують буферну в'язкопружну рідину із стабільними властивостями в заданих термобаричних умовах. Такі буферні рідини забезпечують гелеутворення в поверхневих умовах свердловини і запобігають змішуванню тампонажних розчинів і ВПР під час їх закачування та продавлювання в затрубний простір свердлови. Об'єми буферної рідини в залежності від конструкції свердловини повинні забезпечувати висоту стовпа до 40,0 м в затрубному просторі. В якості буферної рідини, наприклад, можна використовувати полісахаридну рідину для глушіння свердловин, яка є термостабільною при температурах до 95 °С і включає: гелеутворювач ГПГ-3 за ТУ 2499-072-17197708-03, зшиваючий агент СП-РД за ТУ 2499-073-17197708-03, борний зшивач БС-1 за ТУ 2499-069-17197708-03 та біоцид Біолан за ТУ 2458-008-54651030-2005. Густина тампонажного розчину першої порції та ВПР вибираються з розрахунку створення на "голові" другої порції тампонажного розчину, під час ОЗЦ останньої, гідростатичного тиску, який би перевищував пластовий тиск продуктивного горизонту. При підборі робочих рецептур для конкретних гірничо-геологічних умов цементування необхідно, щоб час гелеутворення ВПР був меншим від термінів тужавлення другої порції тампонажного розчину. ВПР буде відігравати роль пакера, розміщеного в затрубному просторі, попереджуючи міграцію газу в вищезалягаючі інтервали, тим самим забезпечуючи надійне формування цементного каменю верхньої порції, без утворення флюїдопровідних каналів. 5 58217 Для приготування ВПР за даним способом використовують: - полімер-гелеутворювач за ТУ У 24.132613446-005:2005, 6 %-ий водний розчин карбоксиметилцеллюлозиполіакриламіду, основою якого є целюлозний ланцюг з боковими відгалуженнями, утвореними поліакриламідом, виготовляється в Україні; - модифікуючу добавку МДТР за ТУ У 24.632028975-014:2007, порошок від білого до світлосірого кольору на основі кремнезему різних фракцій, виготовляється в Україні; - соляну кислоту (НСl) за ТУ 2122-05805761643-2000. ВПР містить воду, яка виступає в якості рідини замішування. У заявленому ВПР полімер-гелеутворювач виступає основним компонентом гелеутворення та надання розчину в'язкопружних властивостей. Модифікуюча добавка МДТР виступає в якості регулятора густини ВПР та підвищує його статичне напруження зсуву (СНЗ). Соляна кислота виступає в якості регулятора термінів гелеутворення ВПР. Приклад застосування способу цементування. Обсадна колона в інтервалі залягання продуктивного горизонту цементується двома порціями тампонажного розчину з диференційними термінами тужавлення. Спочатку замішується і закачується перша порція тампонажного розчину, термін тужавлення якої повинен бути не меншим кінця тужавлення другої порції тампонажного розчину. Перед та після ВПР готується і закачується буферна в'язкопружна рідина, наприклад за рецептурою, приведеною вище, з розрахунку забезпечення висоти стовпа 40,0 м в затрубному просторі. 6 Після цього закачується ВПР, який готують наступним чином. Для приготування 1 м3 ВПР: в 349 л води розчиняють 149,7 л полімера-гелеутворювача та 2 л 0,1 н розчину соляної кислоти за даною послідовністю. Даний розчин використовують в якості рідини замішування 170 кг модифікуючої добавки МДТР (див. таблицю, рецептура № 9). ВПР готують за допомогою глиномішалки, або гідравлічної воронки, або усереднюючої ємності, або цементувального агрегату. Запропоновані концентрації компонентів ВПР представлені в дослідах 217 (див. таблицю 1). Вміст полімера-гелеутворювача в кількості 11,9826,61 мас.%, модифікуючої добавки МДТР в кількості 33,2759,90 мас.% і 0,1 н розчину соляної кислоти в кількості 0,100,26 мас.% забезпечують наступні властивості: показники СНЗ 120/160200/240 дПа, термостабільність - більше 90 діб, густину ВПР в межах 12701600 кг/м3 при задовільній розтічності - 210240 мм та необхідному часі гелеутворення - до 4 год. При вмісті полімера-гелеутворювача нижче 11,98 мас. % - значно зменшується СНЗ розчину (дослід 18, таблиці 1), а при перевищенні 26,61мас. % різко зменшується розтічність розчину та час гелеутворення (дослід 19, таблиці 1). Об'єм ВПР повинен забезпечувати висоту стовпа в затрубному просторі свердловини в діапазоні 50,0 - 100,0 м. Після ВПР замішується і закачується друга порція тампонажного розчину з терміном тужавлення, більшим від часу гелеутворення ВПР, та необхідний об'єм продавлювальної рідини. Об'єм тампонажного розчину другої порції повинен забезпечувати підняття "голови" останньої на 100,0 м вище глибини залягання продуктивного горизонту. Таблиця 1 Технологічні параметри в'язкопружних розчинів на основі полімера-гелеутворювача Параметри Режим виВПР пробувань СНЗ Час початку геВПР № Термостабільність леутворення, через HCl п/п ВПР, діб ПолімерВода Д, , год-хв 1/10 хв, (0,1 МДТР рН t, °С Р, МПа гелеутворювач прісна мм кг/м3 дПа н) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 прототип - 90 діб > 90 діб > 90 діб > 90 діб > 90 діб > 90 діб > 90 діб > 90 діб > 90 діб > 90 діб > 90 діб > 90 діб > 90 діб > 90 діб > 90 діб > 90 діб атм атм 2-00 0-25 60/80 180/210 > 90 діб > 90 діб туванні обсадних колон в умовах нормальних та помірних температур (15  100 °С), що дозволить забезпечити надійну ізоляцію затрубного простору свердловини як в процесі цементування та ОЗЦ, так і в процесі випробування, освоєння та початковий період експлуатації свердловини. Підписне Тираж 23 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