Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В ТЕКУЧИХ ПОРОДАХ
СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В ТЕКУЧИХ ПОРОДАХ

СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В ТЕКУЧИХ ПОРОДАХ

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Использование: в области крепления нефтяных и газовых скважин в интервале залегания горных пород, склонных к пластическим деформациям. Изобретение обеспечивает увеличение надежности крепления скважины в интервале текучих пород. Сущность изобретения: по способу спускают в скважину обсадную колонку с заливочной муфтой. Эту муфту размещают на глубине подошвы текучих пород. Затем закачивают цементный раствор в затрубное пространство ниже подошвы и кровли текучих пород. В интервале залегания текучих пород размещают нетвердеющую жидкость. В качестве нетвердеющей жидкости используют вязко-упругую жидкость с коэффициентом сжимаемости (β), определяемым из условия , где ΔV - изменение объема затрубного пространства при деформации обсадной колонны, м3; V0 - первоначальный объем затрубного пространства, м3; g - давление в затрубном пространстве. Вязко-упругую жидкость размещают путем ее подачи в затрубное пространство через заливочную муфту после цементного раствора, размещаемого выше кровли текучих пород. 2 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

   С помощью Яндекс:  

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2066735
Класс(ы) патента: E21B33/14
Номер заявки: 93051185/03
Дата подачи заявки: 01.11.1993
Дата публикации: 20.09.1996
Заявитель(и): Нижневолжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики
Автор(ы): Шмелев Павел Серафимович[RU]; Губанов Борис Петрович[RU]; Семенычев Герман Аркадьевич[RU]; Еремеев Юрий Александрович[UA]
Патентообладатель(и): Нижневолжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики
Описание изобретения: Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин в интервале залегания горных пород, склонных к значительным пластическим деформациям.
Известен способ крепления скважин в текучих породах в рассматриваемых условиях, заключающийся в спуске обсадных колонн в скважину и закачке цементного раствора в затрубное пространство. Внутри колонны после ее цементажа временно устанавливают в интервале залегания деформирующих пород цементный мост. Разбуривание моста производят после охвата труб пластичными породами и создания условий равномерного нагружения (1).
Недостатком способа является то, что он недостаточно технологичен, т.к. связан с возможной ошибкой расчета времени удаления цементного моста из колонны.
Известен также способ крепления скважин в текучих породах, включающий подготовку ствола скважины выше кровли текучих пород и определение их скорости течения. В ядре течения порода перекрывает ствол скважины. После этого спускают обсадную колонну, оснащенную торцевым фрезером и режущим элементом на образующей поверхности. Непрерывно вращая и разгружая ее с циркуляцией промывочной жидкости, разбуривают ядро текучих пород. Цементируют затрубное пространство выше запаянного интервала пород.
Данный способ также ненадежен, т.к. может быть использован при креплении интервалов залегания калийно-магниевых солей с большой скоростью течения. Кроме того, способ аварийноопасен, т.к. приходится использовать обсадную колонну в качестве бурильной.
Наиболее близким аналогом изобретения является способ крепления скважин в текучих породах, включающий спуск в скважину обсадной колонны с заливочной муфтой, закачку цементного раствора в затрубное пространство ниже подошвы и выше кровли текучих пород и размещение нетвердеющей жидкости в затрубном пространстве в интервале залегания текучих пород (2).
В результате создают цементное кольцо, имеющее плотный контакт с породой и обсадной колонной. Изолированный участок затрубного пространства в интервале залегания текучей породы остается заполненным буровым раствором, с помощью которого осуществлялось бурение скважины.
Рассматриваемое техническое решение предполагает, что заключенный между цементными пробками буровой раствор благодаря малой сжимаемости и герметичной изоляции затрубного пространства будет препятствовать непосредственному контакту обсадной колонны со смешивающимися стенкам скважины, сохранив таким образом равномерную, наиболее благоприятную для колонн схему их нагружения в течение длительного времени.
Однако осуществлению данного способа будут препятствовать следующие обстоятельства.
Во-первых, цементный камень, герметизирующий затрубное пространство выше и ниже интервала залегания текучей породы, является проницаемым для воды уже при перепаде давления 1,0 МПа.
Во-вторых, не учитывается возможность гидроразрыва текучих пород давлением жидкости в изолированной части затрубного пространства. Все это снижает надежность герметичной изоляции каверны в текучих породах, за счет чего снижается надежность крепления скважины.
Техническим результатом изобретения является увеличение надежности крепления скважины в интервале текучих пород.
Необходимый технический результат достигается тем, что в способе крепления скважин в текучих породах, включающем спуск в скважину обсадной колонны с заливочной муфтой, закачку цементного раствора в затрубное пространство ниже подошвы и выше кровли текучих пород и размещение нетвердеющей жидкости в затрубном пространстве в интервале залегания текучих пород, заливочную муфту размещают на глубине подошвы текучих пород, а в качестве нетвердеющей жидкости используют вязко-упругую жидкость с коэффициентом сжимаемости (β), определяемым из уcловия

где ΔV изменение объема затрубного пространства при деформации обсадной колонны, м3;
V0 первоначальный объем затрубного пространства, м3;
g давление в затрубном пространстве, МПа,
при этом вязко-упругую жидкость размещают путем ее подачи в затрубное пространство через заливочную муфту после цементного раствора, размещаемого выше кровли текучих пород.
Вязко-упругий раствор размещают над продуктивным пластом для обеспечения герметичности заколонного пространства и недопущения миграции пластового флюида по заколонному пространству, особенно при строительстве газовых скважин с содержанием агрессивных компонентов. Вязко-упругий раствор обеспечивает надежную изоляцию заколонного пространства в интервале залегания высокопластичных пород и таким образом обеспечивает наиболее благоприятную (равномерную) схему погружения на обсадную колонну.
На фиг. 1 представлен общий вид скважины, где позицией 1 обозначена текучая порода; 2 обсадная колонна; 3 муфта ступенчатого цементирования; 4, 5 цементный раствор; 6 вязко-упругий раствор.
На фиг. 2 график зависимости давления гидроразрыва P каменной соли от вязкости T различных жидкостей, где кривая 7 для текучих пород, кривая 8 - для вязко-упругого раствора.
Способ осуществляют следующим образом.
В скважине, пробуренной в отложениях текучих пород 1 (см. фиг. 1), например калийно-магниевых солей, определяют глубины залегания этих пород, температуру пласта и давление соляных пород на обсадную колонну 2 в интервале текучих пород 1.
В скважину спускают обсадную колонну 2, в которой на глубине подошвы текучей породы устанавливают заливочную муфту ступенчатого цементирования 3.
Первую порцию цементного раствора 4 закачивают через башмак обсадной колонны 2 для цементирования затрубного пространства ниже подошвы пластичной породы. Вторую порцию цементного раствора 5 закачивают через муфту ступенчатого цементирования 3, установленную в подошве текучей породы, для цементирования затрубного пространства выше кровли текучей породы.
Последовательно за второй порцией цементного раствора через муфту 3 закачивают вязко-упругий раствор 6. При этом образующаяся в первой порции цементного раствора зона смещения его с буровым раствором за колонной при закачке второй порции цементного раствора через муфту будет удалена из интервала текучих пород через устье скважины, а вязко-упругий раствор, с помощью которого будет продавливаться вторая порция цементного раствора, будет размещен в интервале залегания текучих пород между первой и второй порциями цементного раствора.
Коэффициент сжимаемости вязко-упругого раствора выбирают из следующих соображений. Сжимаемость жидкости связана с изменением объема затрубного пространства при деформации обсадных колонн зависимостью

где β коэффициент сжимаемости вязко-упругой жидкости;
DV изменение объема затрубного пространства при деформации обсадной колонны;
V0 первоначальный объем затрубного пространства;
g давление в затрубном пространстве.
Из соотношения (1) получают выражение для β

На основании соотношения (2) рассчитывают коэффициент сжимаемости β для конкретных размеров труб в реальных условиях в зависимости от определенных действующих усилий.
Таким образом, для увеличения сопротивляемости обсадной колонны необходимо выбирать коэффициент сжимаемости вязко-упругой жидкости из условия

При этом вязко-упругий раствор с данным коэффициентом сжимаемости подбирают экспериментально путем специальных лабораторных исследований по подбору жидкости, обладающей свойствами не фильтроваться через цементный камень и препятствовать гидроразрыву соляных пород, сохранив необходимые свойства прокачиваемости.
Кроме того, необходимым свойством вязко-упругого раствора должна быть его высокая стабильность. На фиг. 2 представлена полученная в результате исследований зависимость давления гидроразрыва каменной соли от вязкости различных жидкостей. Кривая 7 отображает данную зависимость для таких растворов, как насыщенные рассолы хлористого натрия, бишофита и раствора карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) с различной условной вязкостью, а кривая 8 для вязко-упругого раствора. По данной зависимости видно, что с увеличением вязкости вязко-упругого раствора, который является полимерным составом, линейно возрастает давление гидроразрыва, в то время как увеличение вязкости раствор КМЦ не дает такого эффекта. Также было установлено, что при определенной вязкости легко прокачиваемый полимерный состав ВУР не фильтруется через цементный камень при достаточном перепаде давления.
В конкретном примере в скважине был вскрыт пласт калийно-магниевых солей на глубине 2203 2219 м с температурой пласта 50oC. Рассчитано неравномерное давление соляных пород на обсадную колонну в этом интервале . Для перекрытия интервала пластичных пород спроектирована обсадная колонна диаметром 244,5 мм из стали Р110 с толщиной стенки 12 мм. Прочность этих труб на неравномерное давление составила Pкр 74 кг/см2, т.е. значительно меньше, чем расчетное 210 кг/см2.
Однако при использовании заявляемой технологии данная обсадная колонна выдержит геостатическое давление в рассматриваемом интервале пород. Это происходит за счет того, что вязко-упругий раствор при стягивании контура скважины из-за малой сжимаемости и достаточной вязкости не фильтруется через цементный камень или через трещины гидроразрыва, образуя при этом герметичный объем, давление в котором постепенно увеличивается до горного, препятствует течению пород и исключает их непосредственный контакт с обсадной колонной, а следовательно, и исключает опасность неравномерного нагружения.
Таким образом, увеличивается надежность крепления скважины в интервале текучих пород и уменьшаются требования к прочностным параметрам обсадных колонн по сравнению с их расчетом на неравномерное давление.
Формула изобретения: Способ крепления скважин в текучих породах, включающий спуск в скважину обсадной колонны с заливочной муфтой, закачку цементного раствора в затрубное пространство ниже подошвы и выше кровли текучих пород и размещение нетвердеющей жидкости в затрубном пространстве в интервале залегания текучих пород, отличающийся тем, что заливочную муфту размещают на глубине подошвы текучих пород, а в качестве нетвердеющей жидкости используют вязко-упругую жидкость с коэффициентом сжимаемости /β/, определяемым из условия

где ΔV изменение объема затрубного пространства при деформации обсадной колонны, м3;
V0 первоначальный объем затрубного пространства, м3;
q давление в затрубном пространстве, МПа,
при этом вязко-упругую жидкость размещают путем ее подачи в затрубное пространство через заливочную муфту после цементного раствора, размещаемого выше кровли текучих пород.