Способ определения высоты подъема цементного раствора в заколонном пространстве скважины

ЯО 11 2944 СОЮЗ СОВЕТСНИХсайпаюесиижРЕСПУБЛИН 4(5) Е 21 В 33 13 ОЛИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯН АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ 1 2 Р -Р -1 р ом где ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР00 ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЬПМЙ(71) Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам(56) Гольдштейн И.Е. и др. Цементи-.рование эксплуатационных колонн газовых скважин с аномально высокимипластовыми давлениями. - "Бурение",1963, Иф 10, с11-18,Шипица В.Ф. и др. О высоте подъема тампонирующего материала эаэксплуатационными колоннами в газовых скважинах. - "Газовое дело",196/У 10 э с, 3-6.(54) (57) 1. СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЪ 1 СОТы ПОДЪЕМА ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА В ЗАКОЛОННОМ ПРОСТРАНСТВЕ СКВЮКИНЫ путемопределения давления в пластах,вскрываемых скважиной, и собственно определения высоты подъема цементного раствора по необходимомудавлению в скважине, противодействующему пластовым давлениям, о т л ич а ю щ и й с я тем, что, с цельюповышения эффективности определения высоты подъема цементного раствора путем учета фильтрационныхсвойств цементного раствора, после определения давления в пластахприготовляют порцию цементного раствора, отмечают в ней снижение гидростатического давления до гидростатического давления жидкости затворения, после чего определяют начальный градиент фильтрации флюидапласта в порции цементного раствора, а высоту подъема цементногораствора определяют дополнительнопо полученному начальному градиентуфильтрации флюида пласта из выражения давление в нижележащемпласте, Па;давление в вышележащемпласте (на устье скважины), Па;расстояние между пластами или между пластом иустьем скважины, м;плотность жидкости,затворения цементного раствора,кгм;ускорение свободного падения, м/с;начальный градиент фильтрации флюида через цементныйраствор, Па/м; 2. Способ по п,1, о т л и ч а ю - , щ и й с я тем, что начальный градиент фильтрации флюида пласта в пор-файв ции цементного раствора определяют в момент половины времени началасхватывания цементного раствора.Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и процессу их крепления, а именно к области цементирования обсадных колонн.Цель изобретения - повышение эффективности определения высоты подьема цементного раствора путем учета фильтрационных свойств цементного раствора.В предлагаемом способе интервал 1 О заполнения рассчитывают иэ условия создания непроницаемой перемычки, вы . сота которой определяется начальным градиентом фильтрации тампонажного раствора, измеренного в момент поло вины времени начала его схватывания. Это время выбрано потому, что оно ориентировочно соответствует моменту падения давления столба тампонажного раствора до гидростати- р 0 ческого, когда создаются наиболее благоприятные условия для образования флюидопроводящих каналов, т.е, возникает максимальный перепад давления между пластами при еще неустой- у 5 чивой структуре тампонажного раствора,Способ осуществляют следующим образом.Перед цементированием обсадных колонн в скважинах определяют необходимый объем цементного раствора для заполнения расчетного интервала скважины. Для этого приготовляют порцию цементного раствора из цемента, который намечают к использованию. В лабораторных условиях опре 35 деляют в ней снижение гидростатического давления до гидростатического у давления жидкости затворенияСуществуют установки и методы,40 позволяющие определить время падения давления столба тампонажного раствора до гидростатического в лабораторных условиях.Анализ кривых падения давления45 тампонажного раствора (измерение давления и температуры в зацементированной части заколонного пространства скважины), записанных с помощью скважинных приборов, позволя 50 ет установить закономерность, показывающую, что время падения давления столба тампонажного раствора до гидростатического всегда меньше начала схватывания тампонажного раствора и ориентировочно соответствует его половине. После падения давления тампонажного раствора до гидростатического при наличии аномальности пластового давления могут создаваться условия для фильтрации пластового флюида через структуру тампонажного раствора. При этом, очевидно, первоначально пластовый флюид вытесняет по поровым каналам жидкость эатворения.тампонажного раствора. Во всех случаях (также и при измерении начального градиента фильтрации) речь идет о фильтра. ции жидкости (газа) через структуру тапонажного раствора.С помощью известной установки для измерения начального градиента фильтрации тампонажного раствора измеряют давление, при котором начинается фильтрация жидкости через поровое пространство формирующейся структуры тампонажного раствора. Процесс измерения производится непрерывно (автоматически) с момента заливкитампонажного раствора в установку и определяется начальный градиент фильтрации для любого момента заданного промежутка времени. Для расчета минимально необходимого интервала заполнения тампонажным раствором за" трубного пространства скважины используются значения начального градиента фильтрации в момент половины времени начала схватывания раствора. Начальный градиент определяется следующим образом. Измеряют максимальные значения давления Р, соответствующие началу фильтрации поровой жидкости в направлении снизу вверх через исследуемую пробу тампонажного раствора, и минимальные Рщ- наоборот.Первая величина есть сумма порового давления и давления, обусловленного сопротивлением порового пространства, т,е.Рф=Р+ 3,Ъа вторая - разность этих величии, т.е.где Р - поровое давление, Па;высота исследуемой пробы раствора, м.Иэ этих формул получают начальный градиент фильтрации Э:Рф инП /м.1162944 Составитель К.МолчановаРедактор Е.Папп Техред О.Яеце Корректор,М.Иаксимишинец Заказ 4071/29 Тираж 540 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж, Раушская наб., д, 4/5филиал ППП "Патент",г. Ужгород, ул. Проектная, 4 Разность давлений фильтрации иинфильтрации, отнесенная к удвоенной длине фильтрации, дает максимальное значение начального градиента фильтрации для измеряемого промежутка времени.Затем используя информацию о величинах пластовых давлений и глубинах залегания пластов, по формуле,приведенной выше, определяют необходимый интервал заполнения эаколонного пространства цементным раствором,Пример. Р=24 10 Па; Р=110 Па;=2300 м; .Э е 2000 Па/м ч, =9,81 м/с=, 1000 кг/м. Следовательно, Н= =668,5 м.Таким образом, в рассматриваемом периоде флюидопроявления по зацементированному эаколонному пространству скважины предотвращаются при высоте столба цементного раствора не менее668,5 м.В противном случае между разобща. емыми пластами или пластом и дневной 5 поверхностью необходимо разметитьдополнительные средства герметизации,например, пакерующие устройства,так как в противном случае возможно эатрубное проявление.Применение предлагаемого способапри цементировании нефтяных и газовыхскважин позволит повысить качестворазобщения пластов, а также регламентировать размещение на колоннепакетирующих средств.Экономическая эффективностьот применения предлагаемого способаобразуется за счет сокращения ремонтно-изоляционных работ по ликвидации межпластовых перетоков, а такжеуменьшения расхода цемента эа счетсокращения высоты подъема, цементногораствора за колонной.