Комплексный способ подготовки ствола скважины к креплению

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, и найдет применение при подготовке ствола скважины к креплению. Комплексный способ подготовки ствола скважины к креплению предусматривает удаление глинистой корки, создание кольматационного экрана путем гидроструйной обработки стенок ствола скважины. После гидроструйной обработки стенки скважины обрабатывают химически путем последовательного продавливания в заколонное пространство до равновесного состояния буферной технической воды в объеме не менее 2 м³, водного раствора CaCl₂ или пластовой девонской воды не менее 2 м³ и водного раствора жидкого стекла, содержащего 4-8 кг полимерного реагента на 30-50 л водного раствора жидкого стекла в объеме не менее 3 м³ с последующим выносом их на поверхность. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - обеспечение надежности кольматирования и закупоривания мелких пор и трещин коллекторов в приствольной области без создания локальных гидроразрывов и модифицирование адгезионной пленки бурового раствора на стенках скважины. 2 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к строительству нефтяных и газовых скважин, и найдет применение при подготовке ствола скважины к креплению.

Известен способ подготовки ствола скважины (RU №2057905, 1996, SU №1098796, 1984, SU №1723311, 1990, RU №2194609, 2000) перед креплением, включающий удаление глинистой корки со стенок ствола скважины с использованием очистного устройства - скребками различной конструкции, спускаемыми на колонне бурильных труб, и промывку скважины созданием циркуляции жидкости.

Недостатком приведенных аналогов является сложность конструкций используемых скребков для удаления глинистой корки, которые зачастую не полностью решают проблему, поскольку ствол скважины не строго цилиндрический. Поэтому часть глинистой корки особенно в неровностях и кавернах после проработки сохраняется, снижая тем самым качество цементирования. С целью повышения полноты удаления глинистой корки и вытеснения буровой жидкости прибегают к использованию различных буферных жидкостей, эксплуатационную колонну перед спуском скважины дополнительно оснащают скребками, а ее спуск сопровождают расхаживанием колонны. Все это в конечном итоге усложняет операцию подготовки ствола скважины и технологию крепления, требует больших затрат времени и материальных средств, а также техники и рабочей силы. Наиболее близким аналогом является способ подготовки ствола скважины к креплению (SU №1705542, 15.01.1992), включающий удаление глинистой корки и создание кольматационного экрана путем гидроструйной обработки стенок ствола скважины. При этом перед созданием кольматационного экрана в пластах, обладающих низкой сопротивляемостью к гидравлическому разрыву в процессе цементирования, производят локальный гидравлический разрыв с последующим закупориванием образовавшихся трещин, тем самым предупреждая осложнения при цементировании скважин.

Несмотря на полезность указанного выше способа-прототипа он также не лишен недостатков. Так создание локальных гидроразрывов с помощью гидроструйной обработки процесс трудоемкий, трудно контролируемый, требует неоднократных гидродинамических исследований для уточнения наличия полученных локальных гидроразрывов, а при гидроизоляции, в случае их наличия, надежности закупоривания локальных трещин. Как известно, подготовка ствола скважины к креплению весьма ответственное мероприятие. Ствол скважины к процессу цементирования должен быть тщательно подготовлен, что отсутствует в прототипе.

Задачей настоящего изобретения является комплексное решение проблем подготовки ствола скважины к креплению, а именно обеспечение надежности кольматирования и закупоривания мелких пор и трещин коллекторов в приствольной области без создания локальных гидроразрывов и модифицирование адгезионной пленки бурового раствора на стенках скважины.

Поставленная задача решается комплексным способом подготовки ствола скважины к креплению, включающим удаление глинистой корки и создание кольматационного экрана путем гидроструйной обработки стенок ствола скважины и предусматривающим, что после гидроструйной обработки стенки скважины обрабатывают химически для дополнительной кольматации и закупоривания проницаемых участков и создания модифицированной адгезионной пленки на стенках скважины путем последовательного продавливания в заколонное пространство до равновесного состояния технологических жидкостей и раствора: буферной технической воды в объеме не менее 2 м³ и водного раствора CaCl₂ или пластовой девонской воды не менее 2 м³ и водного раствора жидкого стекла - силиката натрия, содержащего 4-8 кг полимерного реагента на 30-50 л водного раствора жидкого стекла, в объеме не менее 3 м³ с последующим выносом их на поверхность. При этом в качестве полимерного реагента используют полиакриламид марки «триэстол», а после гидростатического выравнивания технологических жидкостей и раствора жидкого стекла в заколонном и в трубном пространстве продуктивный разрез ствола скважины исследуют на приемистость путем повышения давления в колонне труб до 3-4 МПа при закрытом превенторе.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Перед началом работы по данным комплекса заключительных геофизических исследований уточняют интервалы разреза, подлежащие гидроструйной обработке, и другие параметры скважины, такие как глубина забоя, глубина установки технических средств оснастки эксплуатационной колонны, интервалы разреза кавернами, диаметр их, зенитный угол оси скважины, величина давления разобщаемых пластов.

Далее в скважину спускают колонну бурильных труб с гидроструйным устройством с гидромониторными насадками с наклонной осью, направленной под углом α к стенке скважины. Угол α определяют с учетом длины L заполненной струи, которую выбирают равной d_n - диаметр выходного отверстия насадок. На этой длине заполненная струя характеризуется постоянством диаметра ядра и обладает наибольшей кинетической гидравлической энергией.

В качестве такого гидроструйного устройства можно использовать устройство для кольматации стенок скважины по RU №2034976, 10.05.1995.

Затем колонну бурильных труб приводят во вращательное движение роторным способом или винтовым забойным двигателем или турбобуром при одновременном создании циркуляции бурового раствора.

При этом истекающие струи бурового раствора из боковых гидромониторных насадок под большим напором у стенки скважины создают большую ударную силу, тем самым разрушая и удаляя глинистую корку со стенок скважины. При этом одновременно достигается и другой эффект - кольматация твердыми частицами бурового раствора наиболее крупных пор и трещин проницаемых пластов в приствольной области, соответствующих следующему выражению: Д_п>3Д_дч, где

Д_п - диаметр пор и трещин;

Д_дч - диаметр дисперсных частиц бурового раствора.

После гидроструйной обработки проницаемость пластов существенно уменьшается. Затем после проработки всех запланированных проницаемых разрезов скважины приступают к химической обработке.

Для этого в бурильную колонну труб последовательно продавливают в заколонное пространство до равновесного состояния внутри колонны бурильных труб и в заколонном пространстве технологические жидкости и раствор: буферную техническую воду в объеме не менее 2 м³, затем водный раствор хлористого кальция - CaCl₂ или пластовой девонской воды в объеме не менее 2 м³ и далее водный раствор жидкого стекла натриевого - силиката натрия в смеси с полимерным реагентом - полиакриламидом марки «триэстол» или другие указанные ниже. Полиакриламид марки «триэстол» добавляют в количестве 4-8 кг на 30-50 л водного раствора жидкого стекла.

Например, в бурильную колонну труб последовательно продавливают в заколонное пространство до равновесного состояния внутри колонны бурильных труб и в заколонном пространстве буферную техническую воду в объеме 3 м³, затем водный раствор хлористого кальция - CaCl₂ в объеме 3 м³ и далее водный раствор жидкого стекла натриевого - силиката натрия в смеси с полимерным реагентом -полиакриламидом марки «триэстол» в количестве 6 кг на 40 л водного раствора жидкого стекла.

В качестве полимерного реагента могут быть использованы и другие, например, модифицированная метилцеллюлоза или КМЦ 500 или КМЦ 600. Введение полимерного реагента в водный раствор жидкого стекла оказывает загущающее и замедляющее действие при взаимодействии силиката натрия с поливалентными солями, находящимися в проницаемых пластах. После продавки расчетного объема буферных жидкостей и раствора жидкого стекла - РЖС в скважину и их гидростатического выравнивания созданием избыточного давления на устье скважины при различных расходах подачи насосов определяют приемистость пластов продуктивного разреза. При этом часть РЖС, проникая в поры и трещины коллектора и реагируя с поливалентными солями Са²⁺, Mg²⁺, Fe²⁺, Fe³⁺, растворенными в пластовой воде, выпадает в мельчайший осадок и закупоривает поры и трещины в приствольной области коллектора. В интервале залегания нефтеносных пластов силикат натрия поры и трещины не закупоривает, поскольку там ионы хлористого кальция отсутствует.

Причем при прохождении водного раствора жидкого стекла натрия дополнительно достигается и другой эффект - образование адгезионной пленки, которая, реагируя, в свою очередь, с солями, содержащимися в адгезионной пленке бурового раствора, модифицирует ее. Модифицированная адгезионная пленка является более прочной прокладкой между породой и формирующимся при ожидании затвердевания цемента - ОЗЦ цементным камнем.

Исследование проницаемых пластов на приемистость осуществляют по общепринятой в буровых предприятиях технологии - замером давления на устье скважины при работе буровых насосов без одного или без двух клапанов путем повышения давления в колонне труб до 3-4 МПа при закрытом превенторе.

По окончании исследований технологические жидкости - буферную и водный раствор жидкого стекла и контактированный с ним буровой раствор вымывают на поверхность и их затем направляют в шламовый земляной амбар.

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем.

Способ не требует использования или разработок новых устройств и оборудования, химических реагентов. Технический результат, достигаемый при осуществлении способа, обеспечивает безаварийный спуск эксплуатационной колонны в скважину, повышается качество ее крепления, сохраняются при этом коллекторские свойства продуктивного пласта, снижаются материальные затраты и затраты времени, поскольку при цементировании исключаются осложнения.

На дату подачи заявки способ испытан на более 10 скважинах на нефтяных месторождениях ОАО «Татнефть». Результаты положительные.

1. Комплексный способ подготовки ствола скважины к креплению, включающий удаление глинистой корки и создание кольматационного экрана путем гидроструйной обработки стенок ствола скважины, отличающийся тем, что после гидроструйной обработки стенки скважины обрабатывают химически путем последовательного продавливания в заколонное пространство до равновесного состояния технологических жидкостей и раствора: буферной технической воды в объеме не менее 2 м³, водного раствора CaCl₂ или пластовой девонской воды не менее 2 м³ и водного раствора жидкого стекла - силиката натрия, содержащего 4-8 кг полимерного реагента на 30-50 л водного раствора жидкого стекла, в объеме не менее 3 м³ с последующим выносом их на поверхность.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве полимерного реагента используют полиакриламид марки «триэстол».

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что после гидростатического выравнивания технологических жидкостей и раствора жидкого стекла в заколонном и в трубном пространствах продуктивный разрез ствола скважины исследуют на приемистость путем повышения давления в колонне труб до 3-4 МПа при закрытом превенторе.