SU1257167A1 - Способ цементировани скважин с аномально высокими пластовыми давлени ми - Google Patents

Description

Изобретение относитс  к бурению скважин, в частности к способам цементировани  скважин с аномально высокими пластовыми давлени ми.

Целью изобретени   вл етс  повышение эффективности цементировани  скважин путем уменьшени  колъматации продуктивных пластов фильтратом там- понажного раствора, а также повышение надежности предотвращени  поглощений тампонажного раствора и флюиде- про влений из скважин.

Способ осуществл ют следующим образам .

Приготовл ют тампонажный раствор по обычной технологии и закачивают его в скважину. Пробу раствора помещают в лабораторную мешалку и перемешивают в течение всего процесса цементирований скважины. В момент его окончани  раствор из мешалки переливают в прибор дл  измерени  статического напр жени  сдвига (СНС) раствора и наблюдают изменение этой характеристики во времени. Так как уменьшение гидростатического дайле- ни  столба тампонажного раствора происходит вследствие роста его СНС, то в момент когда СНС достигнет некоторого значени  0, при котором уста- 30 шаетс  кольматаци  продуктивного .навлнваетс  равенство градиентов пластового и порового давлени  ташю- нажного раствора в скважк1не и возможен приток пластового флюида, в затрубном пространстве скБа;«инъ на устье начинают создавать давление с помощью цементировочных агрегатов.

При этом 0, рассчитывают по формуле

,25g(d, - dj) {рсо5ф р,Кд),(1)

где d . н г1,

Р и Рвнешний и знутреиний диаметры кольцевого пространства, м; плотность тампонажного раствора и его жидкой фазы кг/м Ср - угол наклона оси скважины к вертикали, град

Кд - коэффициент аномальности пластового давлени  {

g 9,81 М/С,. Скорость повышени  даEjfCHHH в затрубном пространстве устанавливают пропорционально скорости роста СНС раствора в соответствии с фор.гулой

пласта фильтратом тампонажного ра вора. В противном случае (если да ление создают с момента снижени  гидрастатики тампонажного раствор 35 фильтрат тампонажного раствора не избежно будет поступать в продуктивный пласт, так как создаваемое давление будет соответствовать на чальной гидростатике тампонажного 40 раствора, которое, в свою очередь принимают из услови  предотвращен про влений выше пластового на рег ламентированную величину. I

При равенстве порогового давле тампонажного раствора и пластовог давлени  опасность фпюидопро влен исключаетс  вследствие по влени  этому моменту напр жений сдвига т понажного раствора на контактах е со станками скважины и колонной, торое су(«1мируетс  с пороговым дав imeM тампонажного раствора.

Пример (выполнени  предло женного способа),

При бурении сквашены на глубин м вскрыт пласт с аномально высоким пластовым давлением (К4 1 Диаметр скважикь d, 0,216 н, диам

45

50

5S

V аи.

(2)

и а

s

0

5

где V - оптимальна  скорость повышени  давлени  в затрубном пространстве. Па/мин; скорость роста СНС суспензии , Па/Мин;

коэффициент пропорциональности , рассчитываемый по формуле- -е-1; 9Т- 1 где L - рассто ние от усть  скважи- ны до кровли высоконапорного пласта, м;

9.- СНС тампонатшого раствора, при котором вс  тверда  фаза его зависает на стенках скважины и процесс уменьшени  порового давлени  прекращаетс , Па; &J рассчитывают по формуле

,25g.(d( - dgXpcoscf-p,) (4) При достижении СНС раствора значени  в 2 увеличение давлени  в затрубном пространств прекращают.

После времени ОЗЦ давление в затрубном пространстве сбрасывают.

При такой совокупности операций (оптимальном времени создани  давлени  в затрубном пространстве) уменьшаетс  кольматаци  продуктивного

пласта фильтратом тампонажного раствора . В противном случае (если давление создают с момента снижени  гидрастатики тампонажного раствора) фильтрат тампонажного раствора неизбежно будет поступать в продуктивный пласт, так как создаваемое давление будет соответствовать начальной гидростатике тампонажного раствора, которое, в свою очередь, принимают из услови  предотвращени  про влений выше пластового на регламентированную величину. I

При равенстве порогового давлени  тампонажного раствора и пластового давлени  опасность фпюидопро влений исключаетс  вследствие по влени  к этому моменту напр жений сдвига тампонажного раствора на контактах его со станками скважины и колонной, которое су(«1мируетс  с пороговым давле- imeM тампонажного раствора.

Пример (выполнени  предложенного способа),

При бурении сквашены на глубине м вскрыт пласт с аномально высоким пластовым давлением (К4 1,65), Диаметр скважикь d, 0,216 н, диаметр

спущенной в нее обсадной колонны ,168 м. Угол отклонейи  скважины от вертикали ср 0 . Скважину цементируют до усть  тампонажным раствором плотностью р 2100 кг/м , затворенным на рапе плотностью р, 1180 кг/м . Значени  б, и б дл  этих данных, рассчитанные по формулам (1) и (4), равны соответственно 18 и 108 Па. Коэффициент пропорциональности coi- ласно (3) равен ,710 .

сне раствора после того, как достигло значени  8f , увеличивалось в первые 30 мин со скоростью 0,7 Следовательно, скорость повьппени  давлени  в затрубном пространстве в первые 30 мин устанавливают равной

V, 1,,,2-10 Па/мин, В дальнейшем СНС увеличивалось со скоростью 1,6 Па/мин. Соответствующа  ей оптимальна  скорость увеРедактор Н.Слобод ник

Заказ 4888/24 .Тираж 548 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР

по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж-35, Раушска  наб., д.4/5

Производственно-полиграфическое предпри тие г.Ужгород, ул.Проектна ,4

личени  давлени  на устье равна

V,, 1,,7. 10 Па/мин. Продолжительность увеличени  давлени  с такой скоростью йЦ (90-0,7.30)/1,,5 мин,

а конечное давление, установленное в затрубном пространстве на периодОЗЦ, равно

,210 30 + 2,7-10 42,5

14,1 МПа.

Совокупность признаков предлагаемого изобретени  позвол ет, с одной стороны, избежать преждевременного и чрезмерного повышени  давлени  на

пласт и, таким образом, исключить опасность его гидроразрыва, а с другой - надежно предотвратить приток пластового флюида в скважину в твердеющий тампонажный раствор, исключить

образование в нем вертикальных каналов , по которым возникают межпластовые перетоки.

Составитель В.Гришанон

Техред М.Ходанич Корректор А.Обручар

Claims (1)

1. СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН С АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМИ ПЛАСТОВЫМИ ДАВЛЕНИЯМИ, включающий подачу тампонажного раствора в затрубное пространство, создание избыточного давления на устье скважины в затрубном пространстве до начала охватывания тампонажного раствора и увеличение избыточного давления с расчетной скоростью, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности цементирования скважин путем уменьшения кольматации продуктивных пластов фильтратом тампонажного раствора, а также повышения надежности предотвращения поглощений тампонажного раствора и флюидопроявлений из скважин, избыточное давление в затрубном пространстве создают с момента достижения равенства между градиентом порогового давления тампонажного раствора в скважине и градиентом пластового давления, а скорость V увеличения избыточного давления на устье скважины определяют из следующего выражения :

   V =LpgU

   Kj__zj. θα-β, .где L - расстояние от устья скважины до кровли пласта с аномально высоким пластовым давлением, м;

   0 - плотность жидкой фазы там¹ I 3 понажного раствора, кг/м

   К_д - коэффициент аномальности пластового давления;

   U - скорость роста статического напряжения сдвига тампонажного раствора, Па/мин;

   Θ, - статическое напряжение сдвига тампонажного раствора, при котором устанавливается равенство градиента порового давления тампонажного раствора в скважине пластовому давлению, Па;

   . - статическое напряжение сдвига тампонажного раствора, при котором вся его твердая фаза зависает на стенках скважины, Па;

   g - ускорение свободного падения (g = 9,81 м/с²).

   S.

   SU 1257167—А f