способ цементирования эксплуатационной колонны газовой скважины в условиях многолетнемерзлых пород

Формула изобретения

1. Способ цементирования эксплуатационной колонны газовой скважины в условиях многолетнемерзлых пород, включающий закачивание в трубное пространство буферной жидкости, тампонажного раствора и продавливание продавочной жидкостью, отличающийся тем, что в качестве буферной жидкости используют трехфазную пену, перед тампонажным раствором осуществляют закачивание тампонажного раствора облегченного с наполнителем - газонаполненными микросферами, а перед ним подают в трубное пространство суспензию, состоящую из незамерзающей жидкости, плотность которой выше плотности жидкости затворения указанного облегченного тампонажного раствора, и газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира в количестве 0,1-0,4% от их массы, при этом в указанной суспензии объем незамерзающей жидкости

масса указанных микросфер, Q_гм=(V-V _ж)· ,

где V_ж - объем незамерзающей жидкости, м³;

₀ - насыпная плотность указанных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира, кг/м;

- плотность указанных микросфер, кг/м³;

m - коэффициент раздвижки зерен указанных микросфер - 1,05-1,25;

V - объем кольцевого пространства от устья скважины до глубины залегания подошвы многолетнемерзлых пород, м³;

Q_гм - масса указанных микросфер, кг,

указанное закачивание осуществляют в объеме, необходимом для заполнения кольцевого пространства от забоя скважины до кровли продуктивного пласта, указанную суспензию закачивают в объеме, необходимом для заполнения кольцевого пространства от устья скважины до подошвы многолетнемерзлых пород, а облегченного тампонажного раствора с газонаполненными микросферами - в объеме, необходимом для заполнения кольцевого пространства от кровли продуктивного пласта до подошвы многолетнемерзлых пород.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве газонаполненных микросфер используют алюмосиликатные, или стеклянные, или полимерные газонаполненные микросферы.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и предназначено для цементирования эксплуатационных колонн газовых скважин в условиях многолетнемерзлых пород.

Анализ существующего уровня техники показал следующее:

Известен способ цементирования эксплуатационной колонны газовой скважины в условиях многолетнемерзлых пород, предусматривающий закачивание в трубное пространство тампонажного раствора в объеме, необходимом для заполнения кольцевого пространства от забоя до подошвы многолетнемерзлых пород (башмака кондуктора) и продавливание продавочной жидкостью (см. а.с.440483, Е 21 В 43/00 от 21.04.72 г., опубл. 25.08.74 г. ОБ №31). Кольцевое пространство от устья скважины до глубины залегания подошвы многолетнемерзлых пород заполняют хладагентом.

Недостатком способа является низкая эффективность цементирования эксплуатационной колонны газовой скважины в условиях многолетнемерзлых пород. Способ относится к активным методам предотвращения растепления многолетнемерзлых пород, в связи с этим необходимо все время подавать хладагент в кольцевое пространство и охлаждать его на устье;

известен способ цементирования эксплуатационной колонны скважины в условиях многолетнемерзлых пород, в котором кольцевое пространство от устья скважины до подошвы многолетнемерзлых пород заполняют суспензией (см. п США. №3613792 по з. №884282 от 11.12.69 г. по кл. Е 21 В 43/00, опубл. 19.10.71 г. The British Petroleum Company limited London, England). Суспензия состоит из незамерзающей жидкости и добавки. В качестве добавки используют вермикулит, или пенополиуретан, или пенополистирол.

Недостатком способа является низкая эффективность цементирования эксплуатационной колонны скважины в условиях многолетнемерзлых пород, что обусловлено следующим:

вермикулит имеет форму эллипса (размер зерен от 2 мм до 10 мм), что приводит к неравномерному распределению его в незамерзающей жидкости в течение времени и образованию больших сводов. Поэтому использование вермикулита приводит к снижению теплоизоляционных свойств закачанной в кольцевое пространство суспензии;

вермикулит, пенополиуретан и пенополистирол имеют относительно высокий коэффициент теплопроводности ( _{вермикулита}=0,065-0,085 Вт/м·К, _{пенополиуретана}=0,045 Вт/м·К, _{пенополистирола}=0,042 Вт/м·К (см. Болдырев А.С. Строительные материалы, Справочник. - М.: Стройиздат, 1980, 568 с.));

Описанный аналог не может быть выбран в качестве прототипа по следующим причинам:

способ предназначен для нефтяных скважин;

технологические операции способа отличны от технологических операций предлагаемого изобретения;

в качестве прототипа выбран способ цементирования эксплуатационной колонны скважины в условиях многолетнемерзлых пород, в котором закачивают в трубное пространство буферную жидкость, тампонажный раствор и продавливают продавочной жидкостью (см. п. SU №1763059 по з. №4885335/03 от 15.10.90 г. по кл. Е 21 В 33/14). Дополнительно закачивают порцию тампонажного раствора в затрубное пространство до начала схватывания тампонажного раствора, закачанного в трубное.

Недостатком способа является низкая эффективность цементирования эксплуатационной колонны скважины в условиях многолетнемерзлых пород (ММП), что обусловлено следующим:

- тампонажный раствор не является теплоизоляционным и имеет высокую теплопроводность, что не предотвращает растепление многолетнемерзлых пород;

- тампонажный раствор в затрубном пространстве не обеспечивает в период ОЗЦ активное гидростатическое давление, превышающее пластовое, и не предотвращает прорыв газа из пласта через цементное кольцо, так как тампонажный раствор быстро загустевает, "зависает" на стенках скважины и не передает гидростатическое давление на пласт. В результате этого пластовое давление будет выше забойного.

Технический результат сводится к повышению эффективности цементирования эксплуатационной колонны газовой скважины в условиях многолетнемерзлых пород за счет:

предотвращения растепления многолетнемерзлых пород;

предотвращения прорыва газа на устье скважины;

обеспечения активного гидростатического давления в кольцевом пространстве, превышающего пластовое давление, в течение всего времени ожидания затвердевания цемента.

Технический результат достигается с помощью известного способа цементирования эксплуатационной колонны газовой скважины в условиях многолетнемерзлых пород, включающего закачивание в трубное пространство буферной жидкости, тампонажного раствора и продавливание продавочной жидкостью.

По заявляемому способу в качестве буферной жидкости используют трехфазную пену;

перед тампонажным раствором осуществляют закачивание тампонажного раствора облегченного с наполнителем - газонаполненными микросферами, а перед ним подают в трубное пространство суспензию, состоящую из незамерзающей жидкости, плотность которой выше плотности жидкости затворения указанного облегченного тампонажного раствора, и газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира в количестве 0,1-0,4% от их массы;

при этом в указанной суспензии:

объем незамерзающей жидкости

масса указанных микросфер,

Q_гм =(V-V_ж)· ,

где:

V_ж - объем незамерзающей жидкости, м³;

р₀ - насыпная плотность указанных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира, кг/м ³;

p - плотность указанных микросфер, кг/м;

m - коэффициент раздвижки зерен указанных микросфер - 1,05-1,25;

V - объем кольцевого пространства от устья скважины до глубины залегания подошвы многолетнемерзлых пород, м³;

Q_гм - масса указанных микросфер, кг;

указанное закачивание осуществляют в объеме, необходимом для заполнения кольцевого пространства от забоя скважины до кровли продуктивного пласта;

указанную суспензию закачивают в объеме, необходимом для заполнения кольцевого пространства от устья скважины до подошвы многолетнемерзлых пород;

а закачивание облегченного тампонажного раствора с газонаполненными микросферами в объеме, необходимом для заполнения кольцевого пространства от кровли продуктивного пласта до подошвы многолетнемерзлых пород;

в качестве газонаполненных микросфер используют алюмосиликатные или стеклянные, или полимерные газонаполненные микросферы.

Таким образом, данное техническое решение соответствует условию новизны.

Использование в качестве буферной жидкости трехфазной пены позволяет качественно вытеснить скважинную жидкость и обеспечивает смыв глинистой корки со стенок скважины, качественное временное блокирование продуктивного пласта. Используемые газонаполненные микросферы имеют размер зерен от 2 мкм до 100 мкм и плотность в зерне от 200 кг/м ³ до 600 кг/м³. Представляют собой легкий сыпучий порошок, состоящий из отдельных полых частиц сферической формы. Насыпная плотность газонаполненных микросфер находится в пределах 80-200 кг/м³, что обеспечивает высокую теплоизолирующую способность.

Кислоты шерстного жира являются отходами шерстомойного производства. По химической природе они представляют собой сложные эфиры, образованные высшими жирными кислотами и высокомолекулярными одноатомными спиртами. Образование происходит по следующей реакции:

Уникальная химическая структура КШЖ, наличие в одной макромолекуле неполярных (гидрофобных) групп и в малом количестве полярных (гидрофильных) участков, позволяет производить на поверхность газонаполненных микросфер воздействие, суть которого сводится к следующему: гидрофильные участки молекул КШЖ ориентируются на полярные составляющие микросфер, благодаря этому поверхность отрицательно заряженных микросфер химически связывается (через атом кислорода) с молекулой КШЖ. Таким образом, на поверхности газонаполненных микросфер образуется слой, наружная поверхность которого состоит из одних гидрофобных радикалов. Происходит изменение гидрофильно-гидрофобных свойств поверхности газонаполненных микросфер в сторону увеличения гидрофобности. Заблокированные гидрофильные группы не способны образовывать химические связи, т.е. не происходит выделение энергии, за счет чего и увеличиваются теплоизолирующие свойства поверхности газонаполненных микросфер. КШЖ обволакивают более 90% поверхности газонаполненных микросфер, что свидетельствует о стабильных свойствах полученной системы.

Обработка газонаполненных микросфер КШЖ в количестве менее 0,1% приведет к ухудшению их теплоизоляционных свойств (коэффициент теплопроводности =0,047 Вт/м К).

Обработка газонаполненных микросфер КШЖ в количестве более 0,4% нецелесообразно, т.к. существенного изменения теплоизоляционных свойств не произойдет (коэффициент теплопроводности =0,036 Вт/м К).

Значение коэффициента раздвижки зерен определяется из условия обеспечения растекаемости суспензии в пределах 18-20 см. Эта растекаемость является минимально необходимой для возможности прокачивания суспензии цементировочными агрегатами. Значение растекаемости суспензии в пределах 18-20 см подбирают экспериментальным путем по ГОСТ 26798.1-96, п.5, в результате получая необходимое количество незамерзающей жидкости и газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира. По этим данным рассчитывают коэффициент раздвижки зерен газонаполненных микросфер, обработанных кислотами шерстного жира, согласно методу (см. А.П.Чехов, А.М.Сергеев и др., Справочник по бетонам и растворам, Киев, "Будiвельник", 1979, с.65).

Значение коэффициента раздвижки зерен газонаполненных микросфер, обработанных КШЖ, находится в пределах 1,05-1,25, в зависимости от типа газонаполненных микросфер (стеклянных, или алюмосиликатных, или полимерных).

Температура породы в зоне многолетнемерзлых пород находится в пределах от минус 2°С до минус 5°С, следовательно, температура замерзания выбранной незамерзающей жидкости должна быть не выше минус 6°С. В качестве незамерзающей жидкости можно использовать углеводородные жидкости, спирты, солевые растворы. Использование незамерзающей жидкости с плотностью, не превышающей плотность жидкости затворения облегченного тампонажного раствора с наполнителем, предотвращает смешивание суспензии и облегченного тампонажного раствора с наполнителем в кольцевом пространстве, что позволяет сохранить теплоизоляционные свойства суспензии. Суспензия обладает низким коэффициентом теплопроводности. Практически весь объем кольцевого пространства от устья скважины до подошвы многолетнемерзлых пород заполнен газонаполненными микросферами, обработанными КШЖ, имеющими низкий коэффициент теплопроводности. Незамерзающая жидкость, плотность которой выше плотности жидкости затворения облегченного тампонажного раствора с наполнителем, заполняет поровое пространство с небольшим коэффициентом раздвижки зерен вышеуказанных микросфер и незначительно влияет на теплопроводность суспензии. Это позволяет предотвратить растепление многолетнемерзлых пород, и как следствие, повысить качество цементирования эксплуатационной колонны газовой скважины в условиях многолетнемерзлых пород.

Заполнение кольцевого пространства облегченным тампонажным раствором с наполнителем от зоны многолетнемерзлых пород до кровли продуктивного пласта и суспензией выше этого интервала, позволяет в кольцевом пространстве создать активное гидростатическое давление, превышающее пластовое давление на величину, указанную в "Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности" Москва, 1998 г., с.37, п.2.7.3.3. (для скважин глубиной до 1200 м - 1,10-1,15; для скважин глубиной до 2500 м - 1,05-1,10; для скважин глубиной более 2500 - 1,04-1,07).

Используемая суспензия обладает высокой сидементационной устойчивостью и сохраняет свои свойства в течение длительного времени. Объясняется это тем, что вес зерен газонаполненных микросфер практически уравновешивается выталкивающей (Архимедовой) силой в незамерзающей жидкости. При этом суспензия в кольцевом пространстве не загустевает и активное гидростатическое давление от нее в период ожидания затвердевания цемента передается на облегченный тампонажный раствор с наполнителем, от него на тампонажный раствор нормальной плотности и на продуктивный пласт. Это позволяет обеспечить активное гидростатическое давление в кольцевом пространстве, превышающее пластовое давление в течение всего времени ожидания затвердевания цемента и предотвратить выход газа из пласта на устье скважины через вышеуказанные тампонажные растворы. Этому также способствует то, что суспензия обладает высоким градиентом прорыва газа. Вышесказанное повышает качество цементирования эксплуатационной колонны газовой скважины в условиях многолетнемерзлых пород.

Анализ изобретательского уровня показал следующее:

известно использование микросфер (полых стеклянных) в качестве облегчающей добавки в тампонажном растворе (см. п. 2141026 Е 21 В 33/138 от 08.07.97, опубл. 10.11.99, ОБ №11; п. 2136845, Е 21 В 33/138, опубл. 10.09.99 г., ОБ №25);

известны тампонажные растворы с микросферами, обладающие низкой теплопроводностью (см. п. 2151271, Е 21 В 33/138 от 09.03.99, опубл. 20.06.2000, ОБ №17; п. 2139409, Е 21 В 33/138 от 07.05.98, опубл. 10.10.99, ОБ №28);

известно использование микросфер в составах, обладающих теплоизоляционными свойствами (см. п 2086516, С 04 В 26/26 от 03.04.95, опубл. 10.08.97, ОБ №22; п.2171241 С 04 В 28/24 от 21.05.99, опубл. 27.07.2001, ОБ №21; п. 2167268, Е 21 В 33/138 от 05.11.99, опубл. 20.05.2001, ОБ №14; п. 2061172, Е 21 В 33/138 от 23.06.95, опубл 27.05.96, ОБ №15).

Таким образом, из общедоступных источников патентной и НТЛ нами не выявлены признаки, совпадающие со всеми отличительными признаками заявляемого технического решения. Таким образом, последнее не следует явным образом из проанализированного уровня техники, т.е. имеет изобретательский уровень.

Пример приготовления суспензии (лабораторный).

К 1000 г стеклянных газонаполненных микросфер (ТУ 6-48-108-94) добавляют 1 г КШЖ (0,1%) (ТУ 9830-001-00001138-03). По методу двух температурно-временных интервалов определяют коэффициент теплопроводности стеклянных газонаполненных микросфер, обработанных КШЖ (см. Особенности испытания тампонажных материалов для низкотемпературных скважин. Серия: Бурение газовых и газоконденсатных скважин - М., ВНИИЭгазпром, 1989 г., стр.9). Коэффициент теплопроводности составил =0,037 Вт/м·К. В качестве незамерзающей жидкости используют флотореагент оксаль Т-80, плотность которого равна 1075 кг/м ³ (меньше плотности жидкости затворения облегченного тампонажного раствора с наполнителем, равной 1080 кг/м³). Экспериментальным путем подбирают соотношение стеклянных газонаполненных микросфер, обработанных КШЖ и флотореагента оксаль Т-80: при соотношении 1000 г и 3818 мл (Vж) достигают значения растекаемости 18,5. Стеклянные газонаполненные микросферы, обработанные КШЖ, массой 1000 г занимают объем Vгм, равный

(т.к. насыпная плотность стеклянных газона полненных микросфер, обработанных КШЖ, равна 0,200 г/см³),

Объем порового пространства рассчитывают по формуле

Коэффициент раздвижки зерен стеклянных газонаполненных микросфер, обработанных КШЖ составит:

Результаты опытов представлены в таблице.

Пример осуществления способа цементирования эксплуатационный колонны газовой скважины №242 Заполярного ГНКМ в условиях многолетнемерзлых пород.

Исходные данные

Глубина спуска кондуктора диаметром 324 мм	549 м
Глубина залегания подошвы многолетнемерзлых пород, Н	400 м
Глубина спуска промежуточной колонны
диаметром 245 мм, L	1538 м
Внутренний диаметр промежуточной колонны, Dпр.к	0,225 м
Глубина спуска эксплуатационная колонны, L1	3379 м
Наружный диаметр эксплуатационной колонны, Dн.э.к	0,1683 м
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, Dв.э.к	0,148 м
Диаметр долота для бурения под эксплуатационную
колонну, Dдол.	0,2159 м
Плотность скважинной жидкости, пл	1080 г/м 3
Насыпная плотность микросфер, обработанных КШЖ
в количестве 0,1% от массы последних, 0	200 кг/м 3
Плотность микросфер, обработанных КШЖ
в количестве 0,1% от массы последних,	550 кг/м3
Кровля продуктивного пласта, L 2	3100 м
Искусственный забой, L3	3359 м
Верх тампонажного раствора нормальной плотности L4	3025 м
Пластовое давление, Р пл	27,32 МПа

В проекте на строительство группы эксплуатационных скважин газовых месторождений Западной Сибири для нескольких кустов дается усредненная глубина залегания подошвы многолетнемерзлых пород. В зависимости от геологического строения разреза конкретной скважины глубину залегания подошвы многолетнемерзлых пород выбирают с учетом величины разброса глубины залегания подошвы многолетнемерзлых пород, которая может колебаться на величину до 50 м от проектного значения (т.е. глубина залегания подошвы многолетнемерзлых пород плюс 50 м).

Цементировочную головку обвязывают нагнетательной линией с жидкостно-газовым эжектором ЭЖГ-С-4,5, компрессором СД-9/101М, и цементировочным агрегатом ЦА-320М.

В трубное пространство закачивают 4 м³ буферной жидкости, в качестве которой используют трехфазную пену со степенью аэрации на устье скважины при атмосферном давлении, равной 20.

Состав пенообразующей жидкости, мас.%:

Дизельное топливо	15,27
Конденсированная сульфит-спиртовая барда	4,55
Хлорид кальция	14,6
Вода	65,58

Отсоединяют жидкостно-газовый эжектор и компрессор.

Рассчитывают объем кольцевого пространства от устья скважины до глубины залегания подошвы многолетнемерзлых пород:

V=0,785·(D_пр.к ²-D _н..э.к ²)·(H+50);

V=0,785·(0.225 ²-0,1683²)·450=7,9 м³

В емкости приготавливают суспензию, для этого смешивают незамерзающую жидкость - флотореагент оксаль Т-80, плотность которой равна _ж=1075 кг/м³, объемом

где V_ж - объем незамерзающей жидкости, м³;

m - коэффициент раздвижки зерен стеклянных газонаполненных микросфер, обработанных КШЖ в количестве 0,1% от массы последних, m=1,2.

и стеклянные газонаполненные микросферы, обработанные КШЖ в количестве 0,1% от массы последних, массой

где Q_гм - масса газонаполненных микросфер, обработанных КШЖ в количестве 0,1% от массы последних, кг.

Q_гм=(7,9-6,03)·550=1028,5 кг.

Плотность этой суспензии составляет 1003 кг/м³.

Градиент прорыва газа через полученную суспензию составляет

Р=4,5·10^-2 МПа/м (получено экспериментальным путем).

Закачивают в трубное пространство приготовленную суспензию цементировочным агрегатом.

Закачивают в трубное пространство облегченный тампонажный раствор с наполнителем (плотность 1450 кг/м³), объем которого составляет

V _от=0,785·(D_пр.к ²-D_н..э.к ²)·(L-H-50)+

+0,785·(D_дол. ²-D_н..э.к ²)·(L₂ -L-75),

V_от=0,785·(0,225²-0,1683 ²)·1088+0,785·(0,2159²-0,1683 ²)·

1487=40,394 м³

Состав облегченного тампонажного раствора с наполнителем, мас.%:

Портландцемент	67,11
Суперпластификатор С-3	0,34
Поливиниловый спирт	0,34
Стеклянные газонаполненные микросферы	5,3
Водный раствор хлорида натрия (плотность 1100 кг/м3)	26,91

Закачивают в трубное пространство тампонажный раствор нормальной плотности (плотность 1840 кг/м³), в объеме

V_нр=0,785·(D _дол. ²-D_н.э.к ²)·(L ₁-L₂+75)+0,785·D_в.э.к ² ·h,

где h - высота цементного стакана в колонне, равная 20 м.

V_нр=0,785·(0.2159²-0,168 ²)354+0,785·0,148²·20=5,426 м ³

Состав тампонажного раствора нормальной плотности, мас.%:

Портландцемент	71,42
Суперпластификатор С-3	0,72
Поливиниловый спирт	0,36
Водный раствор хлорида натрия (плотность 1100 кг/м3)	27,50

Закачивают в трубное пространство продавочную жидкость, в качестве которой используют буровой раствор. Объем продавочной жидкости

V_прод.=0,785·D ² _в.э.к.·(L₁-h),

V _прод.=0,785·0,148²·(3379-20)=57,757 м³.

В период ожидания затвердевания цемента после его схватывания гидростатическое давление на продуктивный пласт передается жидкостью затворения тампонажного раствора. Ее плотность составляет 1100 кг/м³.

При этом активное гидростатическое давление столба жидкости в кольцевом пространстве составляет:

Р_гд=[( _ж·g·(Н+50)+ _в·g·(L₄-H-50)+ _в·g·(L₂-L₄)]·10 ^-6,

где _ж - плотность незамерзающей жидкости в суспензии, кг/м³;

_в - плотность жидкости затворения тампонажного раствора, кг/м³;

Р_гд=10^-6 [(1075·9,81·450)+(1100-9,81·2575)+(1100·9,81·75)]=33,341 МПа.

Суспензия теплоизоляционного материала дополнительно оказывает сопротивление прорыву газа из продуктивного пласта:

Р_д= Р·(Н+50)=4,5·10^-2·450=20,25 МПа

Суммарное сопротивление прорыву газа из продуктивного пласта будет составлять:

Р_гд+Р_д=33,341+20,25=53,59 МПа

При этом Р_пл=27,32 МПа, что свидетельствует о превышении суммарного сопротивления прорыву газа из продуктивного пласта в кольцевом пространстве в период ожидания затвердевания цемента над пластовым давлением, благодаря чему в этот период газ из продуктивного пласта не сможет прорываться по цементному кольцу на устье.

В процессе цементирования эксплуатационной колонны прорыв газа на устье скважины не наблюдался. В течение всего времени ожидания затвердевания цемента удалось сохранить превышение активного гидростатического давления столба в кольцевом пространстве над пластовым давлением. Наблюдения за скважиной показали, что растепление многолетнемерзлых пород не произошло. Отсюда можно сделать вывод о том, что цементирование эксплуатационной колонны газовой скважины в условиях многолетнемерзлых пород проведено эффективно.

Способ цементирования эксплуатационной колонны газовой скважины в условиях многолетнемерзлых пород
№ п/п	Тип газона полненных микро сфер	КШЖ, %	Коэффициент теплопроводности ст.газ.микросфер, обработанных КШЖ, Вт/м°С	Незамерзающая жидкость	Коэффициент раздвижки зерен	Растекаемость, см	Коэффициент теплопроводности суспензии, , Вт/м°С
1	стеклянные	0,1	0,037	флотореагент оксаль Т-80	1,2	18,5	0,087
2		0,3	0,035		1,2	18,5	0,076
3		0,4	0,036		1,2	18,5	0,080
4		0,05	0,047		1,2	18,5	0,088
5		0,5	0,036		1,2	18,5	0,080
6		-	0,048		1,25	18,0	0,090