СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН Российский патент 2000 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к области горного дела, а именно к способам вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения и перфорации.

Известен способ заканчивания скважин, при котором для первичного вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения используется буровой раствор, содержащий глину, КМЦ, нефть, сульфонол и воду, а в качестве перфорационной среды при вторичном вскрытии используют этот же глинистый раствор [1-4].

Недостатками известного способа заканчивания скважин являются:
- отсутствие ингибирующих свойств у бурового раствора для первичного вскрытия, что приводит к гидратации глинистой составляющей коллектора и уменьшению радиуса пор,
- использование в качестве смазочной добавки нефти, что повышает степень токсичности бурового раствора и оказывает отрицательное влияние на окружающую среду,
- использование в качестве жидкости перфорации глинистого раствора, что ухудшает коллекторские свойства пласта вследствие блокирования пор коллектора частичками глины и фильтратом раствора.

Известен также способ заканчивания скважин, при котором для первичного вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения используется буровой раствор, содержащий глину, КМЦ, нефть, сульфонол, ингибирующую добавку - хлористый калий, НТФ и воду, а в качестве перфорационной среды при вторичном вскрытии используют водный раствор хлористого натрия [5], (прототип).

Недостатками известного способа, выбранного нами в качестве прототипа, являются:
при первичном вскрытии - трудность регулирования фильтрационных и реологических свойств бурового раствора, повышенный расход понизителей фильтрации и разжижителей, недостаточная поверхностная активность и гидрофобизирующие свойства фильтрата, повышенная степень токсичности из-за использования в качестве смазочной добавки нефти;
при вторичном вскрытии - недостаточные поверхностно-активные и гидрофобизирующие свойства перфорационной среды.

Задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов в процессе первичного и вторичного вскрытия и повышение продуктивности скважин.

Задача решается тем, что в способе заканчивания скважин, заключающемся в том, что ствол скважины, пробуренный с использованием бурового раствора, включающего глину, карбоксиметилцеллюлозу, триметилфосфоновую кислоту НТФ, ингибирующую добавку - хлористый калий KCl, нефть, поверхностно-активное вещество ПАВ - сульфонол и воду, закрепляют обсадной колонной и затем производят вторичное вскрытие продуктивных пластов перфорацией на солевом растворе, за 300 м до вскрытия продуктивного пласта в буровой раствор на основе глины вводят комплексный реагент, содержащий КМЦ, НТФ, ингибирующую добавку - тампонажный портландцемент ПЦТ и ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД 515, доводят раствор до следующего соотношения ингредиентов, мас.%:
глина - 5 - 12
КМЦ - 0,3 - 0,5
НТФ - 0,02 - 0,04
ПЦТ - 0,05 - 0,07
СНПХ ПКД 515 - 1,5 - 2
вода - остальное,
а солевой раствор используется следующего состава, мас.%:
поташ K₂CO₃ - 8 - 13
СНПХ ПКД 515 - 0,3 - 0,7
вода - остальное.

Использование в качестве ингибирующей добавки тампонажного портландцемента (ПЦТ) обеспечивает достаточную степень ингибирования при минимальной концентрации 0,05 - 0,07%, тогда как концентрация KCl в ингибированном хлоркалиевом растворе, выбранном в качестве прототипа, составляет 3 - 5%.

Снижение содержания ингибитора в буровом растворе приводит к снижению расхода понизителя фильтрации КМЦ для обеспечения необходимых фильтрационных характеристик. В заявляемом буровом растворе необходимый показатель фильтрации (5 - 6 см³ за 30 мин) обеспечивается добавкой 0,3 - 0,5% КМЦ, тогда в растворе, выбранном в качестве прототипа, фильтрация 5 - 6 см³ за 30 мин поддерживается при содержании КМЦ 0,7 - 1,0%.

Использование СНПХ ПКД 515 позволяет получить буровой раствор, обладающий гидрофобизирующими, поверхностно-активными и смазочными свойствами, позволяющий качественно вскрывать продуктивные пласты.

Использование для приготовления перфорационной среды при вторичном вскрытии поташа K₂CO₃ совместно с СНПХ ПКД 515 позволяет придать ей необходимые поверхностно-активные и гидрофобизирующие свойства.

Это положительно влияет на процесс освоения: снижается время вызова притока, депрессия, что в конечном счете приводит к повышению продуктивности скважин и снижению обводненности продукции.

Продуктивность скважин в значительной мере зависит от качества первичного вскрытия продуктивных пластов. На основе многочисленных лабораторных исследований и оценки применения различных буровых растворов в практике определены полуэмпирические зависимости продуктивности скважин от величины поверхностно-активных свойств фильтрата бурового раствора, степени его ингибирующей способности, величины фильтрационных показателей, а также физико-химический свойств пласта, времени контакта раствора с пластом и предлагаемой депрессии при освоении скважины.

Все факторы, влияющие на продуктивность скважин, находятся в сложном взаимодействии и в разных геологических условиях, технологические факторы могут приобретать либо первостепенное, либо подчиненное значение.

Степень ингибирующих свойств фильтрата (или бурового раствора) определяется показателем увлажняющей способности (П₀). Это свойство определяет изменение эффективности радиуса поровых каналов за счет гидратации глинистой составляющей цемента пласта. При высокой глинистости пластов и слабых ингибирующих свойствах бурового раствора (П₀ > 5 см/час) происходит значительное уменьшение эффективного радиуса поровых каналов, снижение их проницаемости для углеводородной фазы и соответственно снижение продуктивности скважины. При этом чем ниже проницаемость пласта и больше его глинистость, тем больший эффект влияния степени ингибирующих свойств раствора.

Наилучшие результаты при глинистости коллектора 7 - 15% (что характерно для месторождений Западной Сибири) достигаются при первичном вскрытия буровым раствором с П₀ < 4 см/час.

В качестве ингибирующей добавки авторами предложено использовать тампонажный портландцемент. При небольших добавках (0,05 - 0,07%) обеспечивается необходимая степень ингибирования раствора.

Поверхностно-активные свойства фильтрата определяют величину капиллярного давления, способность к эмульсиообразованию и в конечном итоге фазовую проницаемость по нефти. Величина межфазного натяжения на границе "нефть-фильтрат" при прочных равных условиях должна быть менее 25 мН/м в пластовых условиях, а краевой угол смачивания не менее 90 градусов. Это наиболее необходимо при низких значениях проницаемости пласта, когда все свойства раствора особенно сильно влияют на результаты вскрытия.

Для придания буровому раствору и его фильтрату необходимых поверхностно-активных и гидрофобизирующих свойств авторами предложено использовать поверхностно-активное вещество комплексного действия СНПХ ПКД 515. Дополнительно реагент выполняет в растворе роль смазочной добавки.

СНПХ ПКД 515 представляет собой композицию, состоящую из неионогенного ПАВ (лапрол), азотсодержащей добавки, углеводородного растворителя (нефрас Ap 120/200 или этилбензольная фракция), алифатических спиртов (изопропиловый спирт).

Выпускается трех марок (А, Б и Н) в соответствии с ТУ 39-05765670-ОП-211-95.

Буровой раствор готовят на основе разбуриваемых глин геологического разреза и пресной воды.

Технология приготовления растворов в лабораторных условиях заключается в следующем. В воду при непрерывном перемешивании на лабораторной мешалке добавляется глинистый шлам, предварительно гидратированный, перемешивание продолжается 30 мин. Реагенты вводятся комплексно в виде заранее приготовленного водного раствора.

Замеры параметров производятся: плотность - пикнометром, условная вязкость - воронкой Марша (СПВ-5), показатель фильтрации на фильтропрессе, статическое напряжение сдвига, динамическое напряжение сдвига, пластическая вязкость - вискозиметром "Гапп", коэффициент трения - на приборе КТК-2, поверхностное натяжение - столгомометром, увлажняющая способность П₀ по набуханию образца глины в среде раствора, коэффициент восстановления проницаемости - на УИПК 1М.

Составы бурового раствора для первичного вскрытия при минимальном, максимальном и оптимальном соотношении ингредиентов, мас.%:
Пример 1
глина - 5
КМЦ - 0,3
НТФ - 0,02
ПЦТ - 0,05
СНПХ ПКД 515 - 1,5
вода - остальное.

Пример 2
глина - 8
КМЦ - 0,4
НТФ - 0,03
ПЦТ - 0,06
СНПХ ПКД 515 - 1,75
вода - остальное
Пример 3
глина - 10
КМЦ - 0,5
НТФ - 0,04
ПЦТ - 0,07
СНПХ ПКД 515 - 2
вода - остальное
Пример 4
глина - 3
КМЦ - 0,2
НТФ - 0,01
ПЦТ - 0,01
СНПХ ПКД 515 - 1,0
вода - остальное
Пример 5
глина - 15
КМЦ - 0,7
НТФ - 0,05
ПЦТ - 2,5
СНПХ ПКД 515 - 2,5
вода - остальное
Технологические параметры приведены в таблице 1.

Из таблицы 1 следует, что предложенный авторами состав бурового раствора имеет необходимые для качественного вскрытия коллектора технологические показатели и обладает достаточной ингибирующей способностью и поверхностно-активным свойствам.

Попадание фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт при первичном вскрытии в процессе бурения вызывает эмульсиообразование. Чем устойчивее образовавшаяся эмульсия, тем сложнее вызвать приток нефти из скважины в процессе освоения и добычи.

В этих целях авторами изучалось устойчивость эмульсий "нефть-фильтрат" и влияние на нее различных химических реагентов и их композиций.

Нефтяные эмульсии получали путем перемешивания моделей фильтратов раствора с нефтью на высокооборотной мешалке при 800 об/мин в течение 5 мин. Прочность полученных эмульсий определяли по их пластической вязкости, характеризующейся углом закручивания нити на приборе ВСН-3, "Гапп" при 300 и 600 об/мин, а вязкость самих фильтратов на вискозиметре ВПЖ.

Устойчивость эмульсий "фильтрат-нефть" (их вязкостные характеристики) почти прямо пропорциональны отношению вязкостей нефть-фильтрат, т.е. чем больше разница в вязкости нефти и фильтрата, тем выше (при прочих равных условиях) вязкость эмульсии.

На чертеже приведена зависимость вязкости эмульсии "нефть-фильтрат" при соотношении нефть: фильтрат 1:1 (1 - "чистые" эмульсии, 2 - эмульсии с добавкой 0,3% СНПХ ПКД 515).

Добавки в эмульсию ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД 515 значительно снижают вязкость эмульсии, что положительно сказывается на восстановлении проницаемости скважин после воздействия фильтрата бурового раствора. Другие модификаторы не обладают похожими свойствами и не приводят к уменьшению вязкости эмульсий.

В целях разработки составов для вторичного вскрытия продуктивных пластов авторами изучалась работоспособность реагентов марки ПКД в среде минерализаторов.

В качестве критерия оценки была выбрана величина поверхностного натяжения на границе среда-керосин.

Для изучения были выбраны наиболее распространенные соли NaCl, CaCl₂ и K₂CO₃ (поташ). В качестве поверхностно-активной добавки - различные модификации СНПХ ПКД 515.

Результаты приведены в таблице 2.

Как следует из таблицы 2, наиболее результативным для приготовления перфорационной среды является использование в качестве поверхностно-активной добавки ПКД-Н и в качестве минерализатора - поташа K₂CO₃.

Изучение гидрофобизирующих свойств жидкости, предлагаемой к использованию в качестве перфорационной среды, проводилось по методике, сущность которой заключается в определении скорости фильтрации фиксированного объема жидкости через слой кварцевого песка при нормальных условиях до и после обработки.

Кварцевый песок просеивали через сито с диаметром ячеек 0,9 мм, промывали кипяченной водой от глинистых частей, для удаления соединений железа обрабатывали 10%-ным раствором соляной кислоты, затем раствором соды до нейтральной реакции, промывали дистиллированной водой и просушивали при температуре 105 - 120^oC.

Подготовленный таким образом песок в количестве 320 г помещали в воронку с уплотнением и определяли поровый объем, заливая по 250 мл жидкости. По разнице объемов залитой и вытекшей жидкости судили о поровом объеме, который составил для воды 100 мл, а для керосина 50 мл.

Для определения скорости фильтрации жидкости в воронку заливали два поровых ее объема (для воды - 200 мл, для керосина - 100 мл), поддерживая уровень в течение одной минуты не менее 0,02 м выше уровня песка. После истечения 50 мл жидкости в мерный стакан под воронкой фиксировали время начала установившейся фильтрации, а по истечении 100 мл отмечали время окончания фильтрации.

Скорость фильтрации воды через необработанный песок изменялась в пределах 1,3 - 1,6 л/час, скорость фильтрации керосина близка к нулю (0,007 л/час).

Затем определяли скорость фильтрации воды и керосина после обработки гидрофобизирующей жидкостью (двумя поровыми объемами - 200 мл).

Раствор гидрофобизатора должен удовлетворять двум условиям:
- максимальное замедление скорости фильтрации по воде,
- максимальное увеличение скорости фильтрации по керосину.

В качестве гидрофобизирующих жидкостей исследовался раствор поташа K₂CO₃ плотностью 1100 кг/м³ с добавками СНПХ ПКД 515.

Результаты приведены в таблице 3.

Как следует из таблицы 3, добавка ПАВ СНПХ ПКД 515 снижает фазовую проницаемость песка для воды и увеличивает для керосина.

Сопоставительный анализ известных составов (1, 2) бурового раствора для первичного вскрытия и заявляемого позволяет сделать вывод, что заявляемый состав содержит новые рабочие агенты: ингибитор глинистых сланцев - тампонажный портландцемент и поверхностно-активное вещество комплексного действия СНПХ ПКД 515, а значит, соответствует критерию "новизна".

В состав жидкости перфорации также входят новые ингредиенты: поташ (углекислый калий K₂CO₃) и СНПХ ПКД 515.

Пример выполнения способа
Бурение скважины осуществляется на буровом растворе, приготовленном из бентонитовой глины или полученном естественным путем из глин геологического разреза. Независимо от того, какими реагентами обрабатывался раствор при бурении верхних интервалов, за 300 - 400 м до вскрытия продуктивного пласта эту обработку прекращают и начинают вводить комплексный реагент, содержащий КМЦ, СНПХ ПКД 515, НТФ, ПЦТ и воду.

Для приготовления комплексного реагента в глиномешалку емкостью 8 м³, на 2/3 заполненную водой, при перемешивании вводят 100 - 150 кг КМЦ, 20 - 25 кг ПТЦ, 600 кг СНПХ ПКД 515, 6 - 10 кг НТФ. После 30 - 50-минутного перемешивания в глиномешалку добавляют воду до полного объема. Приготовленный таким образом комплексный реагент вводят в буровой раствор в течение 1 - 2 циклов циркуляции. Количество и частота обработок определяются исходя из параметров бурового раствора.

Буровой раствор при вскрытии продуктивного пласта должен иметь следующие параметры:
плотность, 1070-1120 кг/м³;
условная вязкость, 28-40 C;
статическое напряжение сдвига, Па:
при 60^oC 1,5 - 3,0,
при 600^oC 2,5 - 4,5;
пластическая вязкость, 5-15 мПа•c;
динамическое напряжение сдвига, 0,8-3,0 Па;
показатель фильтрации, 5-6 см³ за 30 мин;
увлажняющая способность, 4 см/ч;
поверхностное натяжение фильтрата, 25 мН/м;
краевой угол смачивания, 60 град;
коэффициент трения, 6 град.

После окончания бурения в скважину спускают эксплуатационную колонну. Затрубное пространство цементируют в соответствии с требованиями существующих регламентов: закачивают в скважину последовательно буферную жидкость, тампонажный раствор, продавочную жидкость, в результате чего буровой раствор вытесняется из скважины, и скважина оказывается заполненной продавочной жидкостью.

В качестве продавочной жидкости используют водный раствор поташа K₂CO₃. Концентрация соли определяется исходя из заданной плотности раствора. Нижнюю порцию (6 - 10 м³) продавочной жидкости, которая будет располагаться в зоне продуктивного пласта и на 100 - 150 м и выше его, обрабатывают СНПХ ПКД 515 в количестве 0,3 - 0,5%. Затем скважину перфорируют в зоне продуктивного пласта.

Технико-экономическая или иная эффективность
1. Повышение продуктивности скважин вследствие использования в процессе первичного и вторичного вскрытия растворов, обладающих необходимости ингибирующими, гидрофобизирующими и поверхностно-активными свойствами.

2. Снижение отрицательного влияния на окружающую среду вследствие неприменения нефти в качестве смазочной добавки к буровым растворам.

Использование предложенного способа на скважинах N 601, 407, 475 куста 612 Восточно-Елового месторождения ОАО "Сургутнефтегаз" позволило в среднем получить прирост добычи нефти на 24,7%.

Источники информации
1. Авт. св. СССР N 702058, 1977.

2. Руководство по приготовлению, химической обработке и очистке буровых растворов для бурения скважин и вскрытия продуктивных пластов в Западной Сибири. РД 39-2-400-80.

3. В. Амиян, И. Васильева. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов.- М. : Недра, 1972.

4. "Разработать технологию заканчивания скважин на нефтегазовых залежах". Отчет по договору N 88.014923.8891. СургутНИПИнефть, 198 .

5. А. И. Булатов, А.И. Пеньков, Ю.М. Проселков. Справочник по промывке скважин.- М.: Недра, 1994, с. 49 - 50 (прототип).

Способ относится к области горного дела, а именно к способам вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения и перфорации. Техническим результатом является сохранение коллекторских свойств и повышение продуктивности пластов в процессе первичного и вторичного вскрытия и повышение продуктивности скважин. В способе заканчивания скважин, заключающемся в том, что ствол скважины, пробуренный с использованием бурового раствора, включающего глину, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, нитрилтриметилфосфоновую кислоту НТФ, ингибирующую добавку - хлористый калий - КС1, нефть, поверхностно-активное вещество ПАВ-сульфонол и воду, закрепляют обсадной колонной и затем производят вторичное вскрытие продуктивных пластов перфорацией на солевом растворе, за 300 м до вскрытия продуктивного пласта в буровой раствор на основе глины вводят комплексный реагент, содержащий КМЦ, НТФ, ингибирующую добавку - тампонажный портландцемент ПЦТ и ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД 515, доводя раствор до следующего соотношения ингредиентов, мас.%: глина 5 - 12; КМЦ 0,3 - 0,5; НТФ 0,02 - 0,04; ПЦТ 0,05 - 0,07; СНПХ ПКД 515 1,5 - 2; вода - остальное, а солевой раствор используют следующего состава, мас.%: поташ K₂CO₃ 8 - 13; СНПХ ПКД 515 0,3 - 0,7; вода - остальное. 3 табл., 1 ил.

Способ заканчивания скважин, заключающийся в том, что ствол скважины, пробуренной с использованием бурового раствора, включающего глину, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, нитрилтриметилфосфоновую кислоту НТФ, ингибирующую добавку - хлористый калий KCl, нефть, поверхностно-активное вещество ПАВ - сульфонол и воду, закрепляют обсадной колонной и затем производят вторичное вскрытие продуктивных пластов перфорацией на солевом растворе, отличающийся тем, что за 300 м до вскрытия продуктивного пласта в буровой раствор на основе глины вводят комплексный реагент, содержащий карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, нитрилтриметилфосфоновую кислоту НТФ, ингибирующую добавку - тампонажный портландцемент ПЦТ и поверхностно-активное вещество комплексного действия СНПХ ПКД 515, доводя раствор до следующего соотношения ингредиентов, мас.%:
Глина - 5 - 12
КМЦ - 0,3 - 0,5
НТФ - 0,02 - 0,04
ПЦТ - 0,05 - 0,07
СНПХ ПКД 515 - 1,5 - 2
Вода - Остальное
а солевой раствор используют следующего состава, мас.%:
Поташ K₂CO₃ - 8 - 13
Поверхностно-активное вещество комплексного действия СНПХ ПКД 515 - 0,3 - 0,7
Вода - Остальное