Способ заканчивания скважин

 

Использование: при строительстве и освоении нефтяных скважин с наличием сложнопостроенных неоднородных продуктивных пластов с полимиктовыми породами и подошвенными водами. Обеспечивает возможность проведения объемных закачек обрабатывающих растворов в водоносную часть пласта на десятки метров от ствола скважины без существенных повышений рабочих давлений продавки. Сущность изобретения: вскрывают продуктивный пласт бурением, производят спуск и первичное цементирование обсадной колонны. Перфорируют водоносную часть пласта и спускают до этого интервала насосно-компрессорные трубы, в которые последовательно закачивают водный раствор водоспиртового раствора этилсиликоната натрия - ГКЖ-10 или водоспиртового раствора метилсиликоната натрия - ГКЖ-11, нефть, нефтецементный раствор, водоцементный раствор и в последующем продавливают в водонасыщенную часть пласта продавочной жидкостью с оставлением цементного стакана в обсадной колонне. После затвердения цементный стакан разбуривают, закачивают в призабойную зону перфорационную жидкость, производят перфорацию эффективной нефтеносной части пласта и приступают к ее освоению. 1 табл.

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к способам строительства и освоения нефтяных скважин с наличием песчаноглинистых неоднородных продуктивных пластов, имеющих подошвенные воды и/или близкорасположенные водоносные горизонты.

Известен способ заканчивания скважин, включающий спуск и цементирование обсадной колонны, перфорацию продуктивного пласта, спуск насосно-компрессорных труб до уровня водонефтяного контакта, последовательную закачку многокомпонентного состава цементного раствора и техническую воду для продавки их в пласт, создание обратной промывки и после ожидания затвердения цемента пуск скважины в эксплуатацию [1] Недостатком этого способа является то, что к изоляции водоносного интервала приступают после перфорации всего интервала продуктивного пласта, то есть когда, в результате множества негативных факторов (плохого качества применяемых при бурении промывочных жидкостей, плохого качества цементирования, применения способов перфорации, приводящих к растрескиванию цементного камня, и др.) уже в процессе освоения или на начальном периоде эксплуатации получают обводненную продукцию. В этом случае, несмотря на то, что закачивают селективные изоляционные составы, все же происходит и частичная изоляция эффективной нефтенасыщенной части, поскольку в ней также имеются, вступающие в реакцию, реликтовые воды, а тем более закачка цементного раствора, который может проникнуть во всю мощность пласта, пусть не приводит к полной изоляции нефтеносной части цементным камнем, так как цементный раствор полностью не затвердеет в этой части, но все же существенно снизит ее проницаемость. В связи с опасностью вышеизложенного способ не предусматривает большие объемные закачки и изоляционный экран не на большие расстояния удаляет подошвенные воды от ствола скважины, который быстро размывается и поэтому малоэффективен.

Наиболее близким к предлагаемому является способ заканчивания скважин, включающий спуск и цементирование обсадной колонны, перфорацию водоносной части пласта, спуск насосно-компрессорных труб до перфорируемого интервала и последовательную закачку обрабатывающих растворов и цементного раствора, затворенного на воде, с последующей продавкой в водонасыщенную часть пласта с оставлением цемент- ного стакана в интервале продуктивного пласта, разбуривание цементного стакана, перфорацию верхней нефтеносной части пласта и ее освоение [2] Недостатком этого способа является то, что в качестве обрабатывающих растворов способ предусматривает закачку гипана, перед и после которого обычно закачивают раствор хлористого кальция и буферную жидкость пресную воду, поэтому при прокачке в пласт, во многих случаях уже вначале поступления гипана в пласт-коллектор, в котором есть электролиты, происходит резкое гелеобразование и повышение давления продавки. В результате превышения этого давления над допустимым для обсадной колонны, порой невозможно осуществить продавку гипана на большую глубину (более 1 м). Из-за малой толщины изоляционного экрана эффективность способа предупреждения обводнения нефтенасыщенной толщи остается невысокой, изоляционный экран быстро расформировывается. В этом случае даже последующая установка цементного стакана не дает желаемых результатов, поскольку цементный раствор в лучшем случае заполнит только перфорационные каналы длиною до 0,3 м.

Сущность изобретения заключается в том, что в способе заканчивания скважин в качестве обрабатывающих растворов применяют последовательно закачиваемые водоспиртовый раствор этилсиликоната натрия ГКЖ-10 или водоспиртовый раствор метилсиликоната натрия ГКЖ-11, нефть и нефтецементный раствор.

Технический результат выражается в обеспечении больших объемных закачек одновременно со снижением рабочих давлений в процессе продавки обрабатывающих растворов в пласт, а также создании условий для существенного замедления последующего расформирования созданного изоляционного экрана.

Гидрофобизирующие кремнийорганические жидкости ГКЖ-10 и ГКЖ-11 представляют собой водоспиртовый раствор соответственно этилсиликоната и метилсиликоната натрия. Свойства их нормируются ТУ 6-02-696-76: Плотность, кг/м³ 1170-1210 Содержание сухого остатка, 25-35 Содержание спирта, 15 ±3 Щелочность (в пере- счете на NaOH), 15±2 рН 13-14 Способ заканчивания скважин осуществляют следующим образом.

Производят первичное вскрытие продуктивного пласта, подготавливают ствол скважины к креплению, спускают обсадную колонну и цементируют. После ожидания затвердевания тампонажного раствора (ОЗЦ) производят перфорацию водонасыщенной части продуктивного горизонта. Затем спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) до интервала перфорации. В НКТ последовательно закачивают водный раствор ГКЖ-10 или ГКЖ-11, далее нефть, предварительно затворенные нефтецементный и водоцементный растворы, а также продавочную жидкость. После выхода водного раствора ГКЖ-10(11) из НКТ на устье закрывают затрубное пространство и четырехсоставную композицию продавливают в водоносную часть пласта.

Водный раствор жидкости ГКЖ-10(11), поступая в водонасыщенную часть пласта, гидрофобизирует поровое пространство, то есть, заменяя смачиваемость гидрофильных пород на гидрофобную, повышает фазовую проницаемость для углеводородной жидкости. Лабораторные эксперименты, проведенные на модели пласта из насыпного столбика кварцевого песка, подтверждают это. Предварительно отмытый, обезжиренный, нейтрализованный, высушенный и отсортированный кварцевый песок фракции 0,100-0,25 мм засыпали в делительную воронку с внутренним диаметром 46 мм. Высота песчаного керна составила 140 мм. Песчаный керн смочили дистиллированной водой и определили объемную скорость фильтрации воды, фильтрующейся под действием перепада давления 500 Па. При этом коэффициент проницаемости составил К_в1 60 мкм ². Далее в делительную воронку залили углеводородную жидкость керосин, который после воды практически не фильтровался, поэтому К_к1 0. Затем удалили из делительной воронки керосин и залили водный раствор жидкости ГКЖ-11 в соотношении вода:ГКЖ равном 1:1 в количестве равном поровому объему песчаного керна. После прохождения водного раствора ГКЖ-11 вновь залили керосин, его проницаемость составила К_к2 12 мкм². Далее через песчаный керн повторно профильтровали дистиллированную воду и определили проницаемость К_в2 15 мкм².

Улучшение фильтруемости нефти (углеводородной жидкости) в бывшей водонасыщенной части пласта будет происходить не только за счет гидрофобизации порового пространства жидкостью ГКЖ-10(11), но и за счет снижения межфазного натяжения на границах раздела фаз. Данные, замеренных величин поверхностного натяжения на границе с керосином сталагмометром, представлены в таблице.

Исходя из данных повышения жидкостью ГКЖ-10(11) фазовой проницаемости коллектора для углеводородной жидкости одновременно с уменьшением фазовой проницаемости воды и кратного снижения межфазного натяжения на границе с углеводородной жидкостью видим, что концентрация ГКЖ-10(11) в воде может находиться в широком диапазоне, примерно от 0,5-1,0 до 50-75% Вслед за водным раствором ГКЖ-10(11) в водоносную часть пласта легко прокачивают нефть без существенного повышения давления продавки, которая в свою очередь еще гидрофобизирует поровое пространство. Для выявления этой степени повышения гидрофобизации провели дополнительный опыт на модели пласта с кварцевым песком при прочих равных условиях. В этом случае, исходная проницаемость, смоченного водой песчаного керна, составила К_в1 58 мкм². Обработали песчаный керн также водным раствором ГКЖ-11 в соотношении 1:1 и в количестве, равным поровому объему. Однако в этом случае повторно залили дистиллированную воду и определили проницаемость, которая составила К_в2 23 мкм².

Как видим, водный раствор ГКЖ-11 снижает фазовую проницаемость по воде от 58 до 23 мкм², то есть примерно в 2,5 раза, тогда как водный раствор ГКЖ-11 совместно с керосином снижает фазовую проницаемость песчанного керна от 60 до 15 мкм², то есть уже в 4 раза. Это позволит усилить изолирующие свойства многокомпонентного экрана и повысить его защищенность от последующего расформирования в процессе эксплуатации скважины.

Продавливаемый вслед за нефтью нефтецементный раствор, состоящий из двух компонентов нефти и цемента, прокачивается в большей степени по трещинам и наиболее крупным каналам неоднородного пласта-коллектора, который ввиду отмыва подошвенных вод нефтью в нем не схватывается. Нефтецементный раствор на границе с водоцементным раствором густеет и поэтому при поступлении загущенного нефтеводоцементного раствора в пласт на устье зафиксируют скачок повышения давления и после продавки части порции водоцементного раствора сбрасывают давление, открывают затрубное пространство и заполняют внутреннее пространство обсадной колонны напротив продуктивного пласта оставшейся частью водоцементного раствора путем ее вытеснения из НКТ. После этого НКТ приподнимают на несколько метров выше, производят промывку ствола скважины, вновь закрывают затрубное пространство устья скважины и, повысив давление в стволе скважины, оставляют на ОЗЦ цементного стакана. Необходимость создания цементного стакана обусловлена тем, чтобы обеспечить надежную изоляцию перфорационных каналов цементным камнем. Затем цементный стакан разбуривают, закачивают в призабойную зону перфорационную жидкость и производят перфорацию эффективной нефтенасыщенной части пласта. После освоения скважину пускают в эксплуатацию.

Помимо того, что закачанные в водоносную часть пласта гидрофобные обрабатывающие растворы адсорбируются на поверхности порового пространства и за счет капиллярных сил сдерживают приток воды в скважину, они дополнительно с течением времени и по мере расформирования изоляционной зоны уменьшают объем порового пространства и докрепляют изоляционный экран. Так, водные растворы ГКЖ-10(11) несмотря на то, что являются гидрофобизаторами, они все же по причине излишне высокой щелочности пептизируют глинистые включения песчано-глинистого пласта-коллектора, что подтверждают лабораторные эксперименты, проведенные по методике АНИ на аргиллитовой крупке (см. табл.).

Сущность методики заключается в следующем. Опытный шлам выбуренной горной породы высушивают при 105^оС, размельчают до размера 1-2 мм. Пробу в 10 г помещают в 200 мл исследуемой жидкости. В автоклаве с забойной температурой (в нашем случае 80^оС) перемешивают на протяжении определенного времени (в нашем случае 6 ч). По количеству оставшегося на сите после отмыва и сушке пробы аргиллита судят об ингибирующей способности. Дистиллированная вода является критерием оценки, значения выше этой величины характеризуют реагенты по данной методике как ингибиторы, ниже этой величины характеризуют реагенты, как пептизаторы и диспергаторы. По данным таблицы видим, что существенное уменьшение пробы аргиллитовой крупки происходит даже при малых концентрациях ГКЖ-11. Таким образом, водные растворы ГКЖ-10(11) в песчаном коллекторе с наличием включений глин будут способствовать нарастанию изоляционных свойств за счет снижения объема порового фильтрующего пространства путем забивки перемещающимися частицами глин и их набухания.

Кроме того, даже после расформирования зоны, заполненной водным раствором жидкости ГКЖ-10(11) и нефтью, при взаимодействии нефтецементного раствора с незначительным количеством пластовой воды произойдет загущение этого третьего участка, причем чем больше отмоется нефти и заменится водой, тем больше будет степень гидратации, и уже при 20-30% замещения произойдет схватывание и образование цементного камня. Это также существенно продлит период расформирования этой зоны.

Эффективность предлагаемого способа заканчивания скважин заключается в сдерживании преждевременного обводнения эффективной нефтенасыщенной части пласта за счет широкого комплекса мер, позволяющих удалить подошвенные воды на десятки метров от ствола скважины (это позволит компенсировать даже плохое качество первичного цементирования обсадной колонны) и существенно снизить вероятность тока пластовых вод, что уже замедлит процесс расформирования зоны изоляции, кроме того, при возобновлении частичного проникновения напорных вод к стволу скважины последние будут вступать в противоречие с нефтецементным раствором, заполнившим наиболее крупные каналы и трещины и по крайней мере не произойдет полного обводнения нефтеносной толщи. Таким образом, на протяжении длительного периода времени скважина будет эксплуатироваться безводной нефтью, не потребуется проведения многих ремонтно-изоляционных работ.

Формула изобретения

СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН, включающий спуск и цементирование обсадной колонны, перфорацию водоносной части пласта, спуск насосно-компрессорных труб до перфорируемого интервала и последовательную закачку обрабатывающих растворов и цементного раствора, затворенного на воде, с последующей продавкой в водонасыщенную часть пласта с оставлением цементного стакана в интервале продуктивного пласта, разбуривание цементного стакана, перфорацию верхней нефтеносной части пласта и ее освоение, отличающийся тем, что в качестве обрабатывающих растворов применяют последовательно закачиваемые водоспиртовый раствор этилсиликоната натрия ГКЖ-10 или водоспиртовый раствор метилсиликоната натрия ГКЖ-11, нефть и нефтецементный раствор.

РИСУНКИ

Рисунок 1