Способ ремонтно-изоляционного цементирования эксплуатационной колонны в условиях поглощения и водопроявления
.СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИК
СЮ4 Е21 В3313
35,0-45,0 Е
20,0-25,0
С::
24,0-29,0
8,0-12 0
0,2-0,3
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР
ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3733865/22-03 (22) 11.03.84 (46) 30.01.86. Бюл. У 4 (71) Институт проблем глубинных . нефтегазовых месторождений АН АЗССР и Нефтегазодобывающее управление
"Лениннефть" Производственного объединения "Азнефть" (72) М, Т. Абасов, P. P. К. Везиров, Н. Д. Таиров, P. А. Мусаев, Н. M. Манюхин, Э. Г. Халилов и М. И. Абдуллаев (53) 622.245.42(088.8) (56) Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. M. Недра, 1979. (54)(57) СПОСОБ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОИ
КОЛОННЫ В УСЛОВИЯХ ПОГЛОЩЕНИЯ И ВОДОПРОЯВЛЕНИЯ, включающий снижение проницаемости поглощающей и водопроявляющей зоны пласта и последующее цементирование под давлением, о т— л и ч а ю шийся тем, что, с,SU„„1208191 целью повыщения результативности ремонтно-изоляционного цементировании s коллекторах терригенного типа, содержащих карбонатные породы, сокращения времени ремонта скважины и расхода тампонажного материала, снижение проницаемости поглощающей и водопроявляющей эоны пласта осуществляют путем закачки в заколонное
i пространство отхода серно-кислотной очистки сырых ароматических фракций при производстве пиробензола и нефтяного сольвента следующего состава, мас, %:
Свободная серная кислота
Связанная серная кислота
Углеводородный растворитель и полимеризованный продукт
Вода
Механические примеси
1208
1О
20
30
40
50
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам ремонтно-изоляционного цементирования эксплуатаци-, онных колонн в условиях поглощения и водопроявления, Цель изобретения — повышение результативности ремонтно-изоляционного цементиравания в коллекторах терригенного типа, содержащих карбонатные породы, сокращение времени ремонта скважины и расхода тампонажного материала, Способ осуществляют следующим образом.
На основании геофизических, геолого-промысловых исследований и химического анализа состава воды определяется место водопроявления и поглощения в интервале перфорационной зоны колонны, Затем в скважину опускаются трубы на уровень 1,0 м выше глубины водопроявления и поглощения. Устье скважины обвязывается цементным агрегатом.
Затем в область водопроявления и поглощения призабойной зоны пласта через заливочные трубы закачиваются отходы процесса серно-кислот ной очистки сырых ароматических фракций при производстве пиробензола и нефтяного сольвента и расчетное количество продавочной воды.
Состав отхода приведен в табл, 1 °
При закачке отхода процесса серно-кислотной очистки сырых ароматических фракций при производстве пиробензола и нефтяного сольвента в поглощающую и водопроявляющие зоны (т,е. в зоны, не содержащие нефти) отработанная свободная серная кислота вступает во взаимодействие с карбонатными породами по. ристой серы с образованием цементирующего материала в виде гипса, который и закупоривает поступление воды.
Благодаря этому при закачке цементного раствора достигается качественное сцепление цемента с эксплуатационной колонной и породой, Испытания предлагаемого способа были провецены в тех скважинах, где применение известного способа не дало желаемых результатов.
Данные промысловых испытаний по НГДУ "Лениннефть", ПО "Азнефть" приведены ниже.
191 2
Пример 1. Скважина 3346, горизонт — подкирмакинская свита (ПКю„„,),. забой 2570 м, фильтр
2560-2570 м, В скважине проводились ремонтные работы и было установлено, что в интервале 1180-1240 м наблюдается поглощение, В связи с этим были проведены изоляционные работы по закачке 28 т цемента семью порциями за колонну с разбуриванием и промыванием д0 глубины 1860 м.
Герметизировать эксплуатационную колонну не удалось, поэтому скважину засыпали песком до 2520 м и спустили 4-х дюймовую эксплуатационную колонну на глубину 2450 м, после чего тремя порциями закачали
10 т цементного раствора. Однако герметизация эксплуатационной колонны не была достигнута. Повторная закачка 15 тонн цементного раствора также оказалась безрезультатной.
Было решено изоляционные работы провести по предлагаемому способу.
В зону водопроявления закачали
8 т отхода серно-кислотной очистки сырых ароматических фракций при производстве пиробензола и нефтяного сольвента. Через 48 ч за колонну закачали тремя порциями 6 т цементного раствора до глубины забоя 2554 м. По истечении этого времени при опрессовке колонны на
100 атм, она оказалась герметичной.
При работе электроперфоратором глубина забоя 2554 м подтвердилась.
Скважину перфорировали в интервале
2547-2541 м и ввели в эксплуатацию.
Пример 2. Скважина 3274, горизонт — подкирмакинская свита (ПК„„ ), забой 2452 м, фильтр 24492450 м.
Вследствие негерметичности цементного кольца скважина обводнилась верхней водой из вышележащего горизонта.
Скважину промьши водой без восстановления циркуляции, прошаблонировали 3,5 проверочной муфтой до глубины 2445 м и произвели закачку за колонну 16,3 т цементного раствора, но герметизировать колонну не удалось.
При повторной цементной заливке (10,0 т) герметичность цементного кольца за колонной также не была достигнута.
В связи с этим были проведены изоляционные работы по предлагаемому способу, В призабойную зону закачали 8 т отхода процесса сернокислотной очистки сырых ароматических фракций при производстве пиробензола и нефтяного сольвента, после чего скважина была оставлена на 2 сут для завершения процесса взаимодействия фаз. Затем под давлением была произведена заливка 10 0 т цементного раствора. .При опрессовке через 2 сут эксплуатационная колонна оказалась герметичной. После замера забоя (2444 м) и дострела горизонта IIK в интервале 2415-2410 м скважина была пущена в эксплуатацию.
Состав
Отработанная свободная серная кислота
35,0 45,0
40,0
Связанная серная кислота
20,0 25,0
22,5
Полимеризованный продукт
7,0 9,0
8,0
Углеводородный растворитель
17,0 20,0
8, 0 1 2, 0
18,5
Вода
10,0
Механические примеси
0,2 0,3
0,25
3 1208191 4 колонной. Было выявлено, что нижняя вода поступала на глубину 560 м.
В связи с этим скважину засыпали песком до 551 м и закачали 15 т цементного раствора до глубины забоя 550 м.
После дострела горизонта Ч1+1Ч ав в интервале 485-467 м скважина вследствие отсутствия герметичности
10 колонны по-прежнему подавала воду из нижнего горизонта.
Поэтому после предварительной подготовки была проведена изоляционная работа с реагентом — отходом
15 процесса серно-кислотной очистки сырых ароматических фракций при производстве пиробензола и нефтяного сольвента и цементным раствором.
В скважину закачали 10 т отхода проII Р и м e p 3. Скважина 63187, 20 цесса серно-кислотной очистки сырых горизонт 1V+IV ав, забой 600 м, ароматических фракций при производфильтр 485-467 м. стве пиробензола и нефтяного сольВ связи с обводнением скважины вента, а спустя 2 сут при 80 атм— нижней водой в марте месяце была цементный раствор в количестве 5 т с произведена четырьмя порциями за- 25 вымыванием до глубины 520 м. качка 15 т цементного раствора с В результате проведенных меровымыванием до глубины 600 м, При приятий герметичность эксплуатаципуске в эксплуатацию скважина пода- онной колонны была достигнута. вала 31,0 и /сут воды из нижнего Геолого-геофизическая характерисгоРизонта, что было связано с не- 3б тика опытных скважин приведена в герметичностью цементного кольца за табл. 2.
Состав отхода процесса серно-кислотной очистки сырых ароматических фракций при производстве пиробензола и нефтяного сольвента
Таблица 1
1208191
Таблица 2
I opHsoHT
КарбонатГлинистость, Зона
Сква зина ность, Х
24э0 300в0
16,0 вврки
23,0 400,0
17,0
IV+IV ав поглощения
9,0 15,0 22,0 350 водопроявления 13,0 !5,0 23,0 400
63187 V
Составитель Е, Тангалычев
Редактор Ю. Середа Техред М.Пароцай Корректор Л.Пилипенко
Заказ 211/40 Тираж 548 Подписное
ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий
113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5
Филиал IIPII "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная, 4
3346 ПК„ погло- 13,0 ижиц щения водопроявления 15,0
Пористость, Ж
Проницаемость, И мкм
