Способ крепления призабойной зоны пласта

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промьшшенности и позволяет повысить эффективность крепления призабойной зоны пласта.нефтяных скважин . Для этого в скважину закачивают цементньй раствор (ЦР) и продавливают его в пласт посредством вязкопластичной жидкости. Затем осуществляют перфорацию продуктивного интервала, которую производят до отверждения ЦР. Для ускорения сроков схватывания (отверждения ) ЦР в него вводят хлористый J aльций в кол-ве 1-6 мас.%. Наличие в качестве буферного элемента вязкопластично.й жидкости предотвращает разжижение ЦР продавочной жидкостью и обеспечивает фиксирование перфорационных каналов в твердеющем ЦР. Наличие в ЦР хлористого кальция приводит к форсированному переводу ЦР в твердое состояние. 1 з.п. ф-лы, 2 табл. (Л

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

1 А1 (19) SU (Ill (51)4 Е 21 В 33/138

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

H Д 70РС СМ Cm@ETE ICT Ì

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (2i) 3928410/22-03 (22) 23.04.85 (46) 30.05.87. Бюл. ¹ 20 (71) Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) О.А. Сидоров, И.А. Агдамский, А.P. Везиров, Н.M. Манюхин,Б.Л. Ионе, Л.А. Акопова и И.Ю. Эфендиев (53) 622.245(088.8) (56) Блажевич В.А., Умрихина Е.Н. .и Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981, с. 67. (54) СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОИНОЙ 30НЫ ПЛАСТА (57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет повысить эффективность крепления призабойной зоны пласта нефтяных скважин. Для этого в скважину закачивают цементный раствор (ЦР) и продавливают его в пласт посредством вязкопластичной жидкости. Затем осуществляют перфорацию продуктивного интервала, которую производят до отверждения ЦР.

Для ускорения сроков схватывания (отверждения) ЦР в него вводят хлористый кальций в кол-ве 1-6 мас.X. Наличие в качестве буферного элемента вязкопластичной жидкости предотвращает разжижеиие ЦР продааоииои жидкостью и Q) обеспечивает фиксирование перфораци- р онных каналов в твердеющем ЦР. Наличие в ЦР хлористого кальция приводит к форсированному переводу ЦР в твердое состояние. 1 з.п. ф — лы, 2 табл.

1314012

Изобретение относится к нефтедобывающей промьппленности> в частности к креплению призабойной зоны пласта нефтяных скважин, подверженных пескои водопроявлениям.

Цель изобретения — повышение эффективности крепления.

Способ крепления призабойной зоны пласта включает закачку в скважину цементного раствора, продавливание

его в пласт посредством вязкопластичной жидкости и перфорацию продуктивного интервала, которую производят до отверждения цементного (тампонажного) раствора.

Для ускорения сроков схватывания (отверждения) тампонажного (цементного) раствора в него вводят хлористый кальций в количестве 1-6 мас,7.

Наличие в качестве буферного элемента вязкопластичной жидкости предотвращает разжижение -.ëìnoíàæíoão раствора продавочной жидкостью (технической водой) и обеспечивает фиксирование перфорационных каналов в твердеющем тампонажном растворе.

Давление от иницированной взрывной волны при перфорации неэатвердевшего тампонажного раствора способствует лучшему проникновению его в трещины и каверны, увеличению контактного сцепления тампонажного материала с породой пласта, а направленный значительный перепад давления, образуемый при сгорании порохового заряда перфорационных снарядов, создает условия для уплотнения тампонажного раствора и отделения избыточной воды, что обеспечивает формирование тампонажного (цементного) камня с высокими прочностными и оптимальными фильтрационными показателями, Взрывной характер нарастания давления значительно сокращает сроки схватывания (отверждения) тампонажно— го раствора, а при наличии в нем хлористого кальция в количестве 1-6 мас.7. приводит к форсированному переходу-раствора в твердое состояние.

Предлагаемый способ крепления призабойной эоны пласта осуществляется стандартным оборудованием и состоит в следующем.

Тампонажный раствор приготавливают в смесительной машине и закачивают заливочным агрегатом в обрабатьпзаемую скважину. Вслед за тампонажным раствором в скважину подают буферную вязкопластичную жидкость, а затем техническую воду. После продавливания тампонажного раствора вяэкоплас. тичной жидкостью в пласт в скважину опускают перфоратор и в период до отверждения тампонажного раствора в призабойной зоне производят перфорацию продуктивного интервала.

Для обеспечения форсированного схватывания (отверждения) раствора при выполнении перфорации в раствор перед закачкой вводят хлористый кальций в количестве 1-6 мас.7.

Завершив перфорацию и подняв перфоратор иэ скважины, ее вводят в эксплуатацию методом плавного запуска.

Массу закачиваемого тампонажного раствора, буферной жидкости и технической воды, а также параметры перфоратора очрепеляют типовым расчетным путем в зависимости от состояния колонны и забоя скважины, мощности закрепляемого пласта и его поглотительной способности.

Содержание в растворе хлористого кальция (СаС1 ) регулируют в зависимости от глубины объекта и температуры среды.

Зп Влияние температуры при граничных значениях содержания СаС1 на время схватывания цементного раствора плотностью 1930 кг/м приведено в табл.1.

Иэ табл. 1 следует, что время начала схватывания цементного раствора при граничных значениях содержания хлористого кальция в диапазоне забойных температур 293-323 К изменяется в пределах 55-305 мин. Учитывая

40 эти интервалы времени схватывания раствора и соотнося его суммарному зремени, затрачиваемому на все операции, связанные с проведением заключительных работ по креплению (вымывание излишков цементного раствора, подъем заливочных труб из скважины, проведение перфорационных работ и заключительных операций), и подбирается необходимая концентрация СаС1 .

Для определения содержания СаС1 в растворе для конкретных скважинных условий разработана номограмма.

Основное назначение ВУС в предлагаемом способе — обеспечение фиксации перфорационных каналов в форсированно твердеющем тампонажном растворе.

В момент перфорации ВУС (не находящаяся в перфорационных каналах, ко3 13140 торых еше нет) оттесняется давлением газов как от тампонажного раствора, так и в него. В момент взрыва пороховых зарядов происходит отделение

ВУС (не теряющей свои вязкопластичные свойства) на границу с раствором и в каналы.

При возникновении каналов ВУС успевает занять полость каналов до того, как они начинают деформироваться 10 под весом вышерасположенных пород и цемента, чему способствует то, что цемент форсированно переходит в твердое состояние, а вытеканию ВУС препятствует гидростатический столб 15 скважинной жидкости.

Ускоритель сроков схватывания (СаС1 ) в предлагаемом способе приме—

2 няется для регулирования сроков схватывания и позволяет точно определить 20 момент, в который необходимо производить перфорацию.

П р и м е p . С целью сопоставительного анализа испытание предлага— емого способа крепления призабойной 25 зоны пласта проведено в скважинах, характеризующихся частыми ремонтами и потерями добычи нефти из-за обильного пескопроявления, которые ранее подвергались креплению по из- 30 вестной технологии.

Скважина оборудована эксплуатационной колонной (168 мм) при искусственном забое 1272 м. Существующий фильтр в интервале 1244 †12 м и экс-35 плуатирует продуктивный горизонт.

Скважина введена в эксплуатацию после возврата 01.07.84 r. с дебитом

0,7 т нефти и 5,0 т общей жидкости и наличии механических примесей в 40 объеме 1,47. Межремонтный период (работы скважины) составлял 10-15 сут.В целях борьбы с пескопроявлением в скважине проведена заливка забоя цементным раствором по стандартной тех-45 нологии при избыточном давлении на устье 10 МПа с вымыванием цемента до забоя (1272 м). Израсходовано 5 0 т портландцемента.

После обработки скважина вступила 50 в эксплуатацию с дебитом 0,7 т нефти и 5 0 т общей жидкости с прежними показателями ремонтности и межремонтного периода работы. Таким образом, крепление по стандартной технологии 55 не оказалось эффективным.

22.01.85 г. проведена работа по креплению призабойной зоны скважины

12 предлагаемым способом крепления с перфорацией в неотвердевшем цементном растворе.

В цементносмесительной машине СМ20 приготовили 3,0 т цементного раствора с добавлением хлористого кальция (3Е от веса раствора) и цементировочным агрегатом ЦА-320 закачали его (при избыточном давлении на устье 10 МПа) через насосно-компрессорные трубы и отверстия существующего фильтра скважины в призабойную зону с вымыванием остатков раствора до глубины 1272 м. Затем в скважину закачки 2,0 мз буферной вязкопластичной жидкости — нефти (характеристики которой приведены в табл. 2) и через

5 ч произвели перестрел существующего фильтра куммулятивным перфоратором ПК-80.

После освоения :скважина введена в эксплуатацию механизированным способом (HCB-1) методом плавного увеличения депрессии на пласт с дебитом до 2,7 т нефти и 3,9 т общей жидкости.

После осуществления процесса скважина более 2-х мес. работает без ремонтов, а объемное содержание механических примесей в добываемой жидкости снизилось до 0,04Х.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет увеличить текущие и суммарные отборы нефти за счет совершенствования вскрытия пласта, значительно ограничть песко-и водопроявления за счет создания надежного цементного экрана и усиления контакта цементного камня с эксплуатационной колонной и продуктивной породой, а также значительно уменьшить деформации породы за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне пласта.

Ф о р м у л а и з î 6 р е т е н и я

1. Способ крепления призабойной зоны пласта, включающий закачку в скважину цементного раствора, продавливание его в пласт и перфорацию продуктивного интервала, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью повышения эффективности крепления, продавливание цементного раствора в пласт осуществляют вязкопластичной жидкостью, а перфорацию продуктивного интервала

1314012 производят до отверждения цементного раствора.

2. Способ по п. 1, о т л и ч а ющ и Й с я тем, что, с целью ускореТ а б л и ц а 1

Время схватывания при содержании в растворе

СаС1., мин

67

Начало Конец

Начало Конец

305

293

380

155

210

323

120

1бО

5»

Т а б л и ц а 2

Структурная вяз—

ПлотПредельное напряжение сдвига, Па ность,, ./„э кость, МПа с дования, К

293 874 220,0

313 8á0 180,9

1,2

1,0

Составитель И. Логгакова

Редактор Е. Копча Техред JI.Олейник Корректор Н. Король

Заказ 2189/33 Тираж 533 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раущская наб., 4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул..1роектная, 4

Температура.забоя, К

Температура иссления с роков схватывания цементного раствора, в него вводят хлористый кальций в количестве 1-6 мас.7.