Патент на изобретение №2266390

(54) СПОСОБ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ

(57) Реферат:

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при цементировании скважин. Техническим результатом является качественное замещение бурового раствора цементным, образование камня высокого качества и сохранение проницаемости породы продуктивного пласта. В способе цементирования скважины, включающем последовательную закачку моющего буферного раствора, высоковязкого тампонажного раствора и цементирующего тампонажного раствора, используют в качестве буферного раствора раствор на основе буферного порошка МБПМ объемом 6 м³, в качестве высоковязкого тампонажного раствора – «загущенную пачку» высоковязкого тампонажного раствора плотностью 1,92 г/см³ и объемом 4 м³, в качестве цементирующего тампонажного раствора – порцию облегченного тампонажного раствора объемом 42 м³ и порцию цементного раствора для продуктивной зоны объемом 10 м³.

(56) (продолжение):

CLASS=”b560m”Пути повышения герметичности затрубного пространства при креплении глубоких скважин. Обзор зарубежной литературы. – М.: ВНИИОЭНГ, 1977, с.9-13.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при цементировании скважин.

Известен способ цементирования скважины, включающий закачку цементного раствора через насосно-компрессорные трубы (НКТ) и продавливание его буровым раствором (SU №46034, А1, 1973). Однако такой способ не обеспечивает максимальное сцепление камня с породой и обсадной трубой и надежную изоляцию заколонного пространства.

Более близким к предлагаемому техническому решению является способ цементирования скважины, включающий последовательную закачку моющего буферного раствора, высоковязкого тампонажного раствора и цементирующего тампонажного раствора (Разобщение пластов в сложных гидрогеологических условиях, тематический научно-технический обзор, серия «Бурение», Москва, ВНИИОЭНГ, 1976, с.59-61).

Данный способ обеспечивает не более 50% сплошного контакта цементного камня с колонной и породой, не отвечает специфике применения раствора в продуктивной зоне.

Задачей изобретения является разработка способа цементирования нефтяных и газовых скважин, повышающего степень заполнения заколонного пространства, увеличивающего площадь сплошного контакта цемента с колонной и с породой и, таким образом, увеличивающего изолирующую способность цементного камня в скважине.

Поставленная задача решается способом цементирования скважины, включающим последовательную закачку моющего буферного раствора, высоковязкого тампонажного раствора и цементирующего тампонажного раствора. Согласно изобретению в качестве буферного раствора используют раствор на основе буферного порошка МБПМ объемом 6 м³, в качестве высоковязкого тампонажного раствора используют «загущенную пачку» высоковязкого тампонажного раствора плотностью 1,92 г/см³ и объемом 4 м³, а в качестве цементирующего тампонажного раствора используют порцию облегченного тампонажного раствора объемом 42 м³ и порцию цементного раствора для продуктивной зоны объемом 10 м³.

«Загущенная пачка» высоковязкого тампонажного раствора выполняет роль «поршня», вытесняющего буровой раствор и удаляющего его остатки со стенок скважины, что снижает его остаточное количество и обеспечивает высокую адгезию контактирующей поверхности стенок скважины и трубы с закачиваемым тампонажным составом как в зонах глинистых отложений, так и в зонах проницаемых пород.

Высоковязкий тампонажный раствор загущен силикатом натрия в количестве 1-1,5%. Способ цементирования скважины осуществляют следующим образом.

В скважину с исходными данными: глубина – 2750 м по вертикали, 3150 м по стволу, температуре – 87°С, пластовое давление – гидродинамическое – 27,5 МПа, диаметр скважины – 0,2159 м, диаметр эксплуатационной колонны – 0,146 м закачали последовательно: 6 м³ моющего буферного раствора на основе буферного порошка МБПМ (моющий буферный порошок модифицированный), «загущенную пачку» высоковязкого тампонажного раствора плотностью 1,92 г/см³ и объемом 4 м³ и цементирующий тампонажный раствор, включающий, например, расчетную порцию – 42 м³ облегченного тампонажного раствора и расчетную порцию 10 м³ цементного раствора для продуктивной зоны, который продавливали 40 м³ продавочной жидкости. При этом буферный порошок МБПМ имеет следующий состав:

Политриполифосфат натрия в соотношении 50:50 с добавкой бисульфосфата натрия или силиката натрия 1:3.

Были проведены замеры качества цементирования, которые показали 92% сплошного контакта цементного камня со стенками колонны и с породой. Такие показатели не были достижимы известными способами цементирования.

Таким образом, заявленный способ цементирования скважины обеспечивает качественное замещение бурового раствора цементным, образование камня высокого качества и сохранение проницаемости породы продуктивного пласта.

Формула изобретения

Способ цементирования скважины, включающий последовательную закачку моющего буферного раствора, высоковязкого тампонажного раствора и цементирующего тампонажного раствора, отличающийся тем, что используют в качестве буферного раствора раствор на основе буферного порошка МБПМ объемом 6 м³, в качестве высоковязкого тампонажного раствора – «загущенную пачку» высоковязкого тампонажного раствора плотностью 1,92 г/см³ и объемом 4 м³, а в качестве цементирующего тампонажного раствора – порцию облегченного тампонажного раствора объемом 42 м³ и порцию цементного раствора для продуктивной зоны объемом 10 м³.