СПОСОБ УСТРАНЕНИЯ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ И МЕЖКОЛОННЫХ ДАВЛЕНИЙ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
METHOD FOR ELIMINATING BEHIND-CASING FLOWS AND INTER-CASING PRESSURE IN OIL AND GAS WELLS

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин.
Известен способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, в котором заколонное пространство скважин герметизируют расширением уплотнительных элементов одного либо нескольких пакеров нагнетанием под давлением жидкости из обсадной колонны (см. А.А. Гайворонский, А.А. Цыбин. Крепление скважин и разобщение пластов. - М.: Недра, 1981. - 367 с.).
Недостатками этого способа являются большая сложность размещения пакеров в нужном месте заколонного пространства и высокая стоимость реализации процесса герметизации заколонного и межколонного пространств.
Наиболее близким аналогом к предлагаемому изобретению может быть принят способ предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устье по патенту РФ №2235858, кл. Е21В 33/14, заявл. 29.10.2002, опубл. 27.04.2004 г.
Сущность данного способа заключается в том, что крепление обсадных колонн осуществляется цементированием с подъемом цементного раствора нормальной плотности на высоту до 50 м от кровли газового пласта для жесткого закрепления низа колонны в интервале продуктивного пласта, а выше цементного кольца заколонное пространство скважины заполняют стабильным глинистым раствором до устья скважины с удельным весом, создающим гидростатическое давление над цементным кольцом выше пластового и не теряющим свойств создавать и удерживать гидростатическое давление выше давления газа в продуктивном пласте и в проницаемых вышележащих пропластах за весь период эксплуатации скважины, при этом глинистый раствор готовят на буровой перед закачкой его в скважину на основе отработанного глинистого раствора со шламом с добавкой к нему порошкообразного полиакриламида в количестве 0,5÷4% для перевода глинистого раствора в вязкоупругое состояние на весь период эксплуатации скважины в условиях Заполярья, интервал скважины в многолетнемерзлых породах заполняют незамерзающим раствором с устья скважины с последующим контролем в заколонном пространстве уровня незамерзающего раствора, при снижении которого производят подкачку незамерзающего раствора соответствующей плотности для обеспечения гидростатического давления в заколонном пространстве выше пластового над цементным кольцом.
Недостатками известного способа предупреждения миграции газа по заколонному пространству нефтяных и газовых скважин, а также последующих межколонных газопроявлений и грифонов газа на их устья являются низкая надежность герметизации продуктивного пласта цементным раствором нормальной плотности, образующим при твердении усадочный камень с величиной усадки 5÷7% и более, большая сложность и трудоемкость проведения работ.
Целью предлагаемого изобретения является снижение трудоемкости проведения работ и гарантированное устранение заколонных перетоков и межколонных давлений в период ожидания затвердения цемента и последующего гидратационного твердения тампонажного камня, что способствует повышению качества цементирования обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах.
3
3
2
Поставленная цель достигается тем, что в способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м и не ниже 1800 кг/м, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°С с удельной поверхностью 300÷400 м/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс. %:
бездобавочный портландцемент
85-75
каолиновая глина
10-18
сульфат алюминия
4,7-6,1
борная кислота
0,2-0,5
воздухововлекающая добавка Аэропласт
0,1-0,4
3
3
3
3
жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м/т и 0,40÷0,50 м/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не выше 1650 кг/м, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не ниже 1800 кг/м, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения и интенсивности перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°С в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.
Заявляемый способ устранения заколонных перетоков и межколонных давлений осуществляется следующим образом.
3
3
Приготавливается седиментационно-устойчивый мелкодисперсно-аэрированный облегченный тампонажный раствор с плотностью не выше 1650 кг/м при водосмесевом отношении 0,63÷0,65 м/т.
Компонентный состав седиментационно-устойчивого мелкодисперсно-аэрированного облегченного тампонажного раствора следующий, масс. %:
бездобавочный портландцемент
75
каолиновая глина
18
сульфат алюминия ГОСТ 12966-85
6,1
борная кислота ГОСТ 18704-78
0,5
воздухововлекающая добавка Аэропласт - смесь олигомерных
модифицированных полиметиленнафталинсульфонатов,
ТУ 5745-030-58042865-2008
0,4
Технологические свойства седиментационно-устойчивых мелкодисперсно-аэрированных облегченных тампонажных растворов приведены в табл. 1.
3
3
Затем приготавливается седиментационно-устойчивый аэрированный тампонажный раствор с нормальной плотностью не ниже 1800 кг/м при водосмесевом отношении 0,40-0,50 м/т.
Компонентные составы седиментационно-устойчивых аэрированных тампонажных растворов нормальной плотности следующие, масс. %:
бездобавочный портландцемент
75
85
каолиновая глина
18
10
сульфат алюминия ГОСТ 12966-85
6,1
4,7
борная кислота ГОСТ 18704-78
0,5
0,2
воздухововлекающая добавка Аэропласт - смесь олигомерных
модифицированных полиметиленнафталинсульфонатов,
ТУ 5745-030-58042865-2008
0,4
0,1
Технологические свойства седиментационно-устойчивых мелкодисперсно-аэрированных тампонажных растворов нормальной плотности представлены в табл. 2.
Затем осуществляют их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°С в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.
Регулирование плотностей приготавливаемых тампонажных растворов осуществляют путем изменения водосмесевого отношения и интенсивности их перемешивания.
2
В качестве жидкости затворения при приготовлении аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используются вода пресная и вода слабоминерализованная с разной дозировкой электролита CaCl
По окончании приготовления всего необходимого объема аэрированного тампонажного раствора нормальной плотности и нагнетания его в обсадную колонну приступают к продавке аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов в заколонное и межколонное пространства цементируемой обсадной колонны с использованием продавочной жидкости, нагретой до 50-60°С в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.
Продавку проводят до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства.
Седиментационно-устойчивые аэрированные облегченный и нормальной плотности тампонажные растворы в процессе гидратационного твердения при давлении 0,1 МПа образуют расширяющиеся тампонажные камни с большой величиной расширения (см. табл. 1 и 2).
В условиях действия повышенной температуры и пластового (порового) давления, в период ожидания затвердения цемента, сроки схватывания тампонажных растворов значительно сокращаются, а объемное расширение образующихся тампонажных камней в ограниченном заколонном и межколонном пространствах понижается. При этом плотности и прочности тампонажных камней повышаются, а газоводопроницаемости их, при напряженном контакте со всеми породами заколонного, в том числе с проницаемыми, и обсадными трубами межколонного пространства, устраняются, а тем самым гарантированно устраняются заколонные перетоки и межколонные давления.
Аэрированные облегченный и нормальной плотности тампонажные камни в заколонном и межколонном пространствах скважин обладают морозостойкостью, трещиностойкостью и повышенной деформативной способностью, а при вызове притока флюида из продуктивного пласта способны сохранять напряженный контакт со всеми породами и обсадной колонной, повышая тем самым качество цементирования нефтяных и газовых скважин.
.