Способ крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин

 

Сущность изобретения: определяют объем песчаной пробки. Готовят текучую смесь древесных опилок с соляркой или нефтью и закачивают ее в пласт в количестве 0,25 - 0,5 объема песчаной пробки. Затем готовят цементный раствор с опилкамиТвзятыми в количестве 0,15 - 0,20 от массы цемента . Раствор закачивают в пласт в количестве от 0,7 - 0.85 объема пес4аной пробки. Дебет скважин по нефти после крепления практически не уменьшается. 1 табл.

Ы, 1754880 А1

СОЮЗ СОВЕТСКИХ сОциАлистических

РЕСПУБЛИК I (зов: Е 21 В 33/138 ГОСУДАРСТВЕННЫИ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ.

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ. СВИДЕТЕЛЬСТВУ: f! :т.р1 д е у, * Дя,"„;

" " =..йЬ;: Г . 5 Р:; .

1" !

Изобретение относится к нефтедобыва- крепления призабойной зоны пласта путем ющей промышленности, в частности к спо- закачки цементного раствора с древесными собам крепления призабойной зоны опилками в качестве нзполнителя; при этом пескопроявляющих скважин с сохранением . маСсовое соотйошение:цемент - опилки со.ее проницаемости. -.:: .::;:: ставляет 1;2.

Известен способ крепления призабой-: Недостатком известного способа являной зоны пескопроявляющих скважин, ется ненадежнocTL êô4ïëåíèÿ йз-за быстровключающий закачку в приэабойную зону : го разрушения цементно- опилочной смеси. Ф цементно-песчаной смеси..- ., что приводит к резкому сокращению межре- CO

Недостатками этого способа являются монтного периода из-за йовгорного образо- QO значительное снижение естественйой про-. вания песчаной"пробки. ницаемости приэабойной зоны пласта и Целью изобретения -" повышение эфоченьмалыймежремонтныйпериодработы фективности крепления (увеличение йро- скважин. должител ьности межремЪ нтн ого п е риод а)

Известен также способ крепления при- при сохранейий проницаемости призабойзабойной зоны пласта путем закачки цемен- . ной зоны близкой к естественной, тного раствора с гранулированнйм . Поставленная цель достйгается тем. что пористым наполнителем, например керам- согласно способу крейления призабойной зитом........ зойы пескопроявлФющйх скважин, включаюНаиболее близким к предлагаемому по щему определение объема песчаной пробки, технической сущности является способ закачку цементного раствора с древесными

1 (21) 4741127/03 (22) 02.08,89 (46) 15,08,92, Бюл.№30 (71) Институт проблем глубинных нефтегазовых месторождений АН АЗССР (72) Ю.В.Садыхов, Т.M. Гасанов, А;А.Таги-заде, В.Ш,Исхаков и Е;С,Жидков (56) Добавка к тампонажным растворам -

ОИ; сер, Бурение. M;: ВНИИОЭНГ, 1970.

Авторское свидетельство СССР

¹ 138906, кл. Е 21 В 33/138, 1960. (54) СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ

ЗОНЫ ПЕСКОПРОЯВЛЯЮЩИХ СКВАЖИН (57) Сущность изобретен ия: оп р еде ляют объем песчаной пробки.. Готовят::текучую смесь древесных опилок с :соляркой или нефтью и закачивают ее в пласт в"количестве 0;25 — 0,5 объема песчаной пробки..Затем готовят цементйый раствор с"опилками",взя- тыми в количестве 0;15 —. 0,20 от"массы цемента . Раствор закачивают в Пласт в количестве от 0,7 — 0.85 объема песча ной пробк и. Дебет скважин n î не фти brioche крепления практйчески не"уменьшается; 1 табл.

1754880 опилками в качестве наполнителя, дополни- тельно перед нагнетанием цементно-опилочного раствора в призабойную зону закачивают опилки, насыщенные до текучего состояния соляркой или нефтью в количестве 0,25 — 0,5 объема песчаной пробки, а цементно-опилочный раствор закачивают в количестве 0,7 — 0,85 объема песчаной и робки, причем массовое соотношение цементопилки составляет 1:0,15 — 0.20.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом, Скважину промывают от песчаной пробки и определяют объем песчаной пробки, Спускают заливочные трубы до верхних отверстий фильтра. Устанавливают цементировочную головку, производят ее обвязку с колонной и цементировочным агрегатом и проверяют герметичность всех соединений.

Затем в заливочном агрегате, например, "ЦА-300" приготавливают простым перемешиванием смесь опилок затворенных соляркой или нефтью до текучего состояния смеси в количестве 0,25 — 0,5 объема промы той песчаной пробки. Смесь заливочным агрегатом закачивают в скважину. Затем в том же или втором заливочном агрегате и ри гота вливают цементно-опил очную смесь в количестве 0,7 — 0,85 объема ранее промытой песчаной пробки. В зависимости от естественной проницаемости зоны выбирают массовое соотношение цемент- опилки в пределах 1:0,20 — 0,15 исходя из условия наибольшего приближения проницаемости затвердевшей цементно-опилочной смеси к естественной проницаемости призабойной зоны, Например, при выборе соотношения 1:0,20 на каждую тонну це. мента берутся 200 xr опилок. Количество эатворяющей воды должно составлять500, от массы сухой смеси, т.е. в указанном случае составлять 600 кг на каждую тонну цемента. Затворение цементно-опилочной смеси осуществляют простым перемешивапием в емкости заливочного агрегата. Приготовленную таким образом смесь закачивают вслед эа опилками, затворенными соляркой или нефтью, в призабойную зону скважины. После окончания процесса при наличии давления герметизируют устье скважины и, как обычно, втечение 48 ч ведут наблюдение эа регистрирующим манометром, После затвердения цементно-опилочной смеси проверяют забой и уровень. При наличии пробки производят ее чистку или раэбуривание и скважину пускают в эксплуатацию.

Оценку эффективности предлагаемого способа осуществляли в лабораторных и промысловых условиях, 40

Пример 4. Процесс приготовления такой же, как в примере 1, за исключением того, что на 1 кг цемента взято 150 r древесных опилок и 575 r воды. Получили 1725 г раствора цементно-опилочной смеси с массовым соотношением цемент — опилки

1:0;15,.

Образцы, изготовленные из приготовленных растворов, оценивали на их проницаемость по стандартной методике, а также определяли их устойчивость размыву фильтрационным потоком при градиентах давления 0,5 атм/см, чего достаточно для нормальной эксплуатации большинства нефтедобывающих скважин.

Результаты экспериментов приведены в таблице, Проницаемость и устойчивость размыва образцов цементно-опилочной смеси с различным соотношением цемент — опилки.

В лабораторных условиях оце.-ивали проницаемость и устойчивость разрушению фильтрационным потоком воды при различных градиентах давлений затвердевших образцов цементно-опилочной смеси с различными массовыми соотношениями цемент — опилки

Эксперименту проводили на цилиндрических образцах диаметром 35 мм и высотой

10 50 мм. Образцы изготовляли заливкой приготовленной цементно-опилочной смеси в полностью погруженные в морскую воду металлические стаканы. Затвердение смеси осуществляли в течение 48 в среде морской

15 воды. Были изготовлены цементно-опилочные смеси с массовыми соотношениями цемент — опилки 1;0,25; 1:0,20; 1:0,18 и 1:0,15.

Приготовление цементно-опилочных смесей.

20 Пример 1. В емкость мешалки залили

625 г воды; а затем засыпали 1 кг цемента и

250 г древесных опилок. Смесь перемешивали и получили 1875 r раствора цементноопилочной смеси с массовым

25 соотношением цемент — опилки 1:0,25.

Пример 2, Процесс приготовления такой же, как в примере 1, за исключением того, что на 1 Kl цемента взято 200 г древесных опилок и 600 г воды. Получили 1800 r

30 раствора цементно-опилочной смеси с массовым соотношением цемент — опилки

1:0,20.

Пример 3. Процесс приготовления такой же, как в примере 1, за исключением

35 того, что на 1 кг цемента взято 180 r древесных опилок и 590 г воды, Получено 1780 г раствора цементно-опилочной смеси массовым соотношением цемент — опилки 1:0,18.

1754880

Как видно из данных таблицы, при соотношении цемент — опилки 1:0,25 образец разрушается под воздействием градиента давления 0,5 атм/см. Учитывая, что такие градиенты давления обычны для большинства нефтяных скважин, применение растворов цементно-опилочных смесей с соотношением цемент — опилки 1;0,25 и более не обеспечивает надежного крепления

10 скважин.

Образцы с соотношением (1:0,20)— (1:0,15) обеспечивают надежность крепления при градиенте давления 0,5 атм/см, и проницаемость при этом не снижается ни15 же 90 — 140 Mg, чего достаточно для нормальной фильтрации нефти из большинства нефтедобывающих скважин.

В промысловых условиях предлагаемый способ испытывали на скв. ¹ 839 и ¹ 822

НГДУ "Аэизбековнефть", Его результативность сопоставляли с результативностью известного способа крепления призабойной зоны скважин цементно-песочной смесью

Результаты использовайия известйого способа показаны на примерах скв. ¹ 1841 и 1367 тога же Н ГДУ, Скважина ¹ 1841 (новая из бурения), глубина 2355 м, эксплуатационный объект

ПКу, способ эксплуатации — компрессорный, искусственный забой 2340 м, фильтр

2276 — 2282 м, 2287 — 2290 м, 2294 — 2323 м, 2320 — 2337 м, 2323 — 2340 м.

С 1 апреля 1987 г, скважина работала с

35 дебитом в среднем 7,8 — 8,2 т нефти и 20—

22 т воды. 6 апреля; нефть 3,2 т, воды 69 т;

8 апреля: нефть 3 т, воды 60 т. Вода по химическому анализу — пластовая, 10 апреля подняли все трубы 1 ряда, скважину сдали в капремонт (ремонт своего

40 горизонта).

16 апреля промыли песчаную пробку с глубины 2300 до 2340 м, залили в 2 приема

8 т цемента под давлением 40 атм на глуби17 апреля достреляли и перестреляли в интервале 2320 — 2337 м 85 дыр ПКс — 80, 25 апреля пустили скважину с дебитом

3,2 — 4,8 нефти и 16 — 20 т воды. Скважина работала до 13 мая. 14 мая дебит упал до 0,6 т нефти и 22 т воды. 19 мая скважину сдали на. капремонт.

Скважина ¹ 2 1367, забой 915 м, фильтр

855 — 863 м, колонна — 6. 2 марта 1988 r. скважина работала с дебитом: нефть 1,9 т, вода 96 т; всего 97,9т в сутки. 16 марта снижение дебита: нефть 0,3 т, воды 55 т. 2

55 не 2312 м. Разбурили цемент забойным дви- 45 гателем с глубины 2310 до 2340 м.

Опрессовали колонну на 60 атм герметично. апреля на глубине 855 м полное поглощение. Подняли трубы полностью и скважину сдали в КРС.

21 сентября 1988 r. спустили фрезер на глубину 846 м, залили 16 т цемента за 4 раза при Р=О атм.

17 октября промыли до глубины 874 м, подняли фрезер. Скважина до 9 декабря была на ремонте. 9 декабря скважийа начала работать с дебитом : нефть 0,6 т, воды 32 т;

17 декабря йрекратйла подачу.

Подобные факты наблюдаются и в других скважинах, Таким образом, применение и э в естйого способа приводит к значительному снижению дебита скважин, а продолжительность межремонтного периода мала и составляет

3 — 8 сут. .. Эффективность применения предлагаемого способа.

Пример 1. Скважина № 1822. Диаметр экСплуатационной колонны 146Мм; фильтр

995 — 992 м. До применения предлагаемого

30 способа скважина jjавала 3 т йефти и 4 м воды в 1 сут.

Межремонтный период работы (МПР) скважин 3 дн, Определили объем песчаной пробки, оказавшийся равным 8 м, 12 ноября 1988 г. приступили к креплению приза- бойной зоны. Затворили в солярке 3 т древесных опилок в объеме 2 м (0„25 объема пробки) и закачали в скважийу. Не прекращая процесса, произвели заливку цементно-опилочной смеси в объеме 6,5 м (0,81 объема пробки) при соотношении

1:0,15 и давлении, равном О. На заливку было израсходовано 7 т цемента и 1 т опилок. Через 72 ч произвели промывку и запу стили скважину с дебитом 3,2 т нефти и 4 т воды в 1 сут. Скважина продолжает работать.

Пример 2. Скважина ¹- 839, Диаметр эксплуатационной колонны 114" м м, горизонт УП, фильтр 997 — 1001 м. До применения предлагаемого способа дебит . нефть 1 5 т/сут, вода 8 м /сут, МПР 8 дн.. Определили объем песчаной пробки — 3 м . 16 июля 1988 г. в пласт закачали 500 кг опилок, затворен-„ ных соляркой в объеме 0,9 м (0,3 объема пробки). Не прекращая цикла, закачали цементно-опилочную смесь — цемент 3 т, опилки 500 кг (объем 2,3м ). Дебит: нефти 1,9 т/сут, воды 8 м /сут; скважина работает более 9 мес.

Пример 3. Скважина ¹ 791. Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, фильтр

1210 — 1204 м. До проведения опыта скважина давала 1,9 т нефти и 3 м воды в 1 сут, Межремонтный период работы 7 дн. Затем дебит упал до 0,2 т нефти и 1,0 м воды.

1754880

Составитель Е.Жидков

Техред М.Моргентал

Редактор А.Огар

Корректо р С. Юско

Заказ 2874 Тираж . Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Определили объем песчаной пробки — 9 м . з

Затворили в солярке 3,5 т древесных опилок в объеме 2,3 м (0,26 объема пробки) и закачали в окна>кину. Затем приготовили 7,65 и (0,85 объема пробки) цементно-опилочной смеси при соотношении 1:0,8(цемент 9

r, опилки 1.6 т) и закачали при давлении 5—

6 атм. Через 75 ч произвели промывку и запустили скважину с дебитом 2,0 т нефти и

3,5 т воды в 1 сут. Скважина работала нориально 842 дн.

Пример 4. Скважина М 808. Диаметр эксплуатационной колонны 114 мм, фильтр

1509 — 1501 м. До мероп ия ия" Скважин давала 2,5 т нефти и 7 м воды в 1 сут.

Межремонтный период 5 дн. Затем произошло снижение дебйта до 0,3 т нефти и 1,5 и воды. Определили объем песчаной пробз ки — l0 м . Затворили в солярке 6 т древесных опилок (5 м или 0 5 объема пробки) и закачали в скважину. Затем произвели заливку цементно-опилочным раствором при соотйошении 1:0,2 (6 т цемента и 1,2 т опилок). Всего закачали при давлении, равном

0,7 иэ раствора, т.е. 0,7 объема пробки. Через 72 ч запустили скважину с дебитом 2,4 т нефтии6,5тводыв1сут. Неснижаядебита, скважина проработала 256 дн;

Пример 5. Скважина % 1219. Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, фильтр

1612 — 1605 м. Скважина давала 4 т нефти и

5 т воды в 1 сут. Через 6 дн эксплуатации произошло снижение дебита до 0,1 т нефти и 08» воды.

Определили объем песчаной пробки -8 и . 3 т опилок затворили до текучего состояния в солярке в объеме 2,8 м (0,3 объема з пробки) закачали в скважину.

Цементно-опилочная смесь бйла приготовлена при соотношении 1:0,20 (5 т цемента и 1 т опилок). В скважину закачали 5,6 м смеси, т.е. 0,7 объема песчаной пробки при давлении 2 — 4 атм, Через 72 ч произвели промывку и запустили скважину с дебитом

3,8 т нефти и 4,5 т воды в 1 сут, Скважина

5 работала без капремонтов 306 дн.

Как видно из приведенных примеров, предварительная закачка в призабойную зону пескопроявляющих скважин опилок, насыщенных нефтью или соляркой в объеме

10 0,25 — 0,5 объема песчаной пробки с последующей закачкой цементно-опилочной смеси в объеме 0,7 — 0,85 объема пробки при соотношении цемент — опилки 1;0,15 — 0,20 позволяет увеличить МРП таких скважин с

15 нескольких дней до 8 — 12 мес.

При этом удается сохранить дебит нефти близким к первоначальному, т.е. сохранить . практически естественную проницаемость призабойной зоны пласта.

Формула изобретения

Способ крепления призабойной эоны пескопроявляющих скважин, включающий

25 определение объема песчаной пробки, закачку в йризабойную зону цементного раствора с древесными опилками в качестве наполнителя, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности крепле30 ния при сохранении первоначальной проницаемости пласта, перед закачкой цементного раствора в призабойную зону пласта закачивают опилки, насыщенные до текущего состояния углеводородной жидко.—

35 стью в количестве 0,25 — 0,5 объема песчаной пробки, а цементный раствор с опилками закачивают в количестве 0,7 — 0,85 объема песчаной пробки при массовом со- отношении цемент — опилки (1:0,15)—

40 (1. 0,20).