СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ Российский патент 2008 года по МПК E21B43/32 

Настоящее изобретение относится к технике и технологии подземного ремонта скважин, а именно к способам создания заколонного фильтра в продуктивном пласте нефтяных, водяных и газовых скважинах.

Известен способ крепления призабойной зоны скважины, включающий спуск обсадной колонны, закачку тампонажного цементного раствора, его твердение и перфорацию колонны [1].

Недостатком такого способа является то, что из продуктивного пласта со слабосцементированной породой через перфорационные каналы в скважину поступают алевролитовые суспензии и песок, а это приводит к закупориванию каналов и, как следствие, к прекращению эксплуатации скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому техническому решению является способ крепления призабойной зоны скважины, выбранный за прототип, включающий закачивание стабильного и пластичного тампонажного цементного раствора, пористость которого обеспечивается наличием кислоторастворяющихся включений.

В способе крепления призабойной зоны скважины, включающем приготовление тампонажного раствора с кислоторастворяющимся наполнителем, закачку его и отверждение, разбуривание, промывку образовавшегося камня от соли, в качестве кислоторастворяющегося наполнителя используют ракушечник фракции 0,7-1,5 мм в количестве 10-15 вес.% и дополнительно в тампонажный раствор вводят поверхностно-активное вещество в количестве 0,5-1,0 вес.%.

Однако данный способ не обеспечивает образование качественной проницаемости призабойной зоны после проведения операции из-за изменения структуры получаемого цементного камня, а именно в результате изменения реологических свойств в процессе прокачки цементного раствора в пласт.

Согласно прототипу тампонажный раствор представляет собой водную дисперсную систему на основе цемента с наполнителем - ракушечником фракции 0,7-1,5. В статических условиях цементный раствор с наполнителем - седименитационно устойчивая система. Статическое напряжение сдвига в процессе начала структурирования, обеспечивающее способность раствора удерживать взвешенные частицы, составляет 1000-1800 дПа. После обработки пористость полученного цементного камня сотавляет 35-40% после обработки кислотосодержащим раствором.

Однако кривая течения этого раствора (фиг.1) - зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига, снятая в обратном направлении с максимальной скорости к минимальной во время закачки и, наоборот, с минимальной к максимальной в процессе структурирования, определенные с помощью реовискометра «Реотест-2» при температуре 28,5°С (температура пласта ПК-1) - показывает, что стабильный и пластичный тампонажный цементный раствор является неньютоновской жидкостью, то есть вязкость не является постоянной величиной и зависит от скорости сдвига. Раствор цемента с наполнителем - ракушечником фракции 0,7-1,5 является псевдопластичной жидкостью, которая характеризуется наличием статического напряжения сдвига и отсутствием предельного динамического напряжения сдвига, то есть при приложении напряжения сдвига выше СНС происходит разрушение структурной сетки, за счет которой удерживаются частицы ракушечника во взвешенном состоянии, композиция уже не обладает прочностными характеристиками и ведет себя как ньютоновская жидкость. Таким образом, при напряжениях сдвига выше 125 дПа происходит изменение распределения наполнителя в цементном растворе с наполнителем в связи с седиментацией взвешенных частиц. Выделившийся из раствора наполнитель оседает при продвижении композиции по стволу скважины с высокой скоростью сдвига, раствор теряет однородность. В результате этого не образуется пористый цементный камень во всем объеме и в призабойной зоне пласта закупориваются протоки и пластовые флюиды не поступают на устье скважины.

Кроме того, выделившийся из тампонажного раствора ракушечник со скважинной жидностью попадает на насосы, выводя из строя внутреннее оборудование скважины.

Целью предлагаемого изобретения является получение пористого материала во всем объеме для предотвращения закупоривания призабойной зоны за счет двойного крепления призабойной зоны пласта путем последовательного закачивания вспененного полимерного раствора, затем пористого тампонажного цементного раствора.

В способе крепления призабойной зоны скважины, включающем закачку в прискважинную зону пласта пористого тампонажного раствора, предварительно закачивают вспененный полимерный раствор, содержащий, мас.%: водорастворимый полимер 1,5-2,5, вспениватель 1-3, сшиватель-стабилизатор пены 0,2-0,6, водная фаза - остальное, а пористый тампонажный раствор содержит, мас.%: цементный раствор с водоцементным отношением 0,3-0,5 - 60-80, указанный вспененный полимерный раствор 20-40, при этом каждый из растворов, предварительно закачиваемый указанный полимерный и пористый тампонажный, характеризуются изменением вязкости- η и предельного динамического напряжения сдвига - τ в процессе закачки и структурирования в пределах η_макс/η_мин - 2,4-3,9 и τ_стр/τ_зак - 1,3-2,7, где η_макс - максимальная вязкость в процессе структурирования, мПа·с, η_мин - минимальная вязкость в процессе закачки, мПа·с, τ_стр - предельное динамическое напряжение сдвига в процессе структурирования, дПа, τ_зак - предельное динамическое напряжение сдвига в процессе закачки, дПа.

В качестве вспенивателя может быть применен азот, воздух, природный газ для получения пены с кратностью 0,2-0,6. В качестве водорастворимого полимера может быть применен полиакриламид и/или карбоксиметилцеллюлоза, и/или стиромалеат натрия, и/или полисахариды. В качестве вспенивателя может быть применен алкилбензолсульфонат натрия, и/или сульфанол, и/или нефтенол ВВД, и/или неонол.

В качестве сшивателя-стабилизатора пены может быть применен калия бихромат, и/или натрия бихромат, и/или калийхромовые квасцы, и/или алюмокалиевые квасцы, и/или ацетат натрия. В качестве водной фазы может быть применена пресная вода, и/или подтоварная вода, и/или раствор CaCl₂, и/или раствор KCl, и/или раствор NaCl.

Пористый тампонажный раствор приготавливают последовательно: сначала цементный раствор, затем вспененный полимерный раствор, затем их перемешивают, а для обеспечения равномерного распределения вспененного полимерного раствора во время структурирования в кавернах пласта закачку растворов в скважину ведут с промежутком времени 30-40 минут.

В предложенном способе перед формированием пористого цементного фильтра закачивается вспененный полимерный раствор. Вспененный полимерный раствор представляет собой эластичную пенообразную систему частично сшитого полимерного раствора с заключенными внутри нее газовыми пузырьками. При движении его в стволе скважины при высоких скоростях сдвига полученный полимерный каркас не разрушается, а происходит растяжение макромолекул сшитого эластичного полимера, газовые пузырьки деформируются, но прочность структурной сетки достаточна для удерживания газовых пузырьков в растворе. После снятия напряжения закачки в статическом состоянии при температуре пласта газовые пузырьки расширяются, вспененный полимерный раствор увеличивается в объеме, заполняя пустоты и каверны, упрочняясь, сохраняя пористость. Кривые течения закачки вспененного сшитого полимерного раствора и восстановление структуры его при структурировании приведены на фиг.2.

Как видно из фиг.2, кривые течения сшитого вспененного полимерного раствора характеризуются наличием СНС и предельного динамического напряжения сдвига. Восстановление структуры после снятия нагрузки характеризуется мерой тиксотропности, которая определяется отношением максимальной вязкости начала структурирования к минимальной вязкости разрушенной структуры в процессе закачки η_макс/η_мин. Степень разрушения структурной сетки при прокачивании раствора и восстановление ее при структурировании определяется отношением предельного динамического напряжения сдвига при структурировании к предельному напряжению сдвига при закачке τ_стр/τ_зак.

В таблице 1 приведены реологические характеристики при закачке и структурировании композиций с различным соотношением компонентов, а также пористость образцов после проведения исследования.

В результате исследований предлагается состав дисперсной среды вспененного полимерного раствора, мас.%:

Водорастворимый полимер 1,5-2,5

Вспениватель 1-3

Сшиватель 0,2-0,6

Водная фаза - остальное

Как показывают результаты исследования реологических свойств и пористости предлагаемая технология позволяет доставлять вспененный полимерный раствор практически не разрушенным при прокачивании.

Кроме того, вспененный полимерный раствор при контакте с пластовой водой дополнительно расширяется, поглощая воду, создавая водонепроницаемый барьер. В тоже время нефть беспрепятственно фильтруется через пористый вспененный полимер. Вспененная полимерная композиция обладает хорошей адгезией к породе и пескоудерживающей способностью, сохраняя механические включения (песок, алевролитовые включения породы и т.д.) во взвешенном состоянии, не создавая плотных песчаных пробок (фиг.3).

Затем закачивается пористый тампонажный раствор, который после твердения образует пористый цементный камень. Пористый тампонажный раствор представляет собой композицию на основе цементного раствора с водоцементным соотношением 0,3-0,8 и вспененного полимерного раствора в соотношении, обеспечивающем необходимые реологические показатели закачки и начала структурирования и твердение фильтра с пористостью не менее 30-40 об.% в течение 48-36 часов. Кривые течения закачивания фильтра и начала структурирования приведены на фиг.4. Реологические показатели пористого тампонажного раствора, время твердения и пористость полученного фильтра приведены в таблице 4. На фиг.5 приведена фотография полученного фильтра с увеличением 90 раз.

В результате лабораторных исследований предлагается состав пористого фильтра, об.%:

Цементный раствор с водоцементным соотношением 0,35-0,40 - 60-80.

Вспененный полимерный раствор 20-40.

Пример конкретного выполнения

Способ осуществляется следующим образом.

В пескопроявляющую добывающую нефтяную скважину, обсаженную колонной, вскрытую перфорацией в интервале продуктивного пласта, и оборудованной спущенной до интервала перфорации насосно-компрессорной трубой (НКТ) с помощью агрегата ЦА-320 и компрессора при перемешиванием компонентов готовится композиция вспененного полимерного раствора в объеме 2/3 закрепляемой зоны около 2 м³ и осуществляют закачку его в высокопроницаемые, слабосцементированные участки пласта. Композиция выдерживается в пласте в течение 10-30 мин для структурирования и обеспечения сцепления вспененного полимерного раствора с породой за счет температурного расширения газовых пузырьков.

В течение этого времени готовится комозиция пористого тампонажного раствора.

В отсеке агрегата ЦА-320 готовится расчетное количество 0,3 м³ вспененного полимерного раствора. В промежуточной емкости готовится цементный раствор водоцементным соотношением 0,35-0,40 в количестве 0,7 м³. В готовый раствор при перемешивании на небольшой скорости агрегата добавляется вспененный полимерный раствор.

Полученная смесь закачивается в зону перфорации, частично задавливается в пласт, перекрывая зону перфорации, оставляется на ОЗЦ на 48 часов. Затем разбуривают цементный стакан и вызывают приток жидкости обычным способом.

Технология была использована на Северо-Покурском месторождении к.30 скв.43 для проведения селективной водоизоляции пласта с высоким содержанием мехпримесей (0,2 мас.%). Обводненность продукции составляла 95%. В скважине наблюдалось поглощение раствора, приемистость 570/80.

В мернике агрегата ЦА-320 приготовили 2 м³ вспененного полимерного раствора. Закачали в пласт 1,5 м³ композиции на небольшой скорости цементировочного агрегата АЦ-320.

Приготовили 80 мас.% цементного раствора с водоцементным соотношением 0,36. В мернике агрегата тщательно перемешали с 20 мас.% композиции вспененного полимерного раствора. Полученный пористый тампонажный раствор задавили в пласт, перекрыв зону перфорации. Давление 180 атм. Через 48 часов разбурили «стакан», освоили скважину обычным способом.

Обводненность продукции снизилась и составила 82%, содержание мехпримесей 0,01 мас.%.

Источники информации

1. А.Б.Сулейманов и др. Техника и технология капитального ремонта скважин. М.: Недра, 1987, с.28-33.

2. Патент РФ № 2005165 по кл. Е21В 33/138, 1993, БИ № 47.

3. Патент РФ № 2172814 по кл. Е21В 33/138, Е21В 43/32, 2001.

Изобретение относится к технике и технологии подземного ремонта скважин, а именно к способам создания заколонного фильтра в продуктивном пласте нефтяных, водяных и газовых скважин. Технический результат - предотвращение закупоривания призабойной зоны пласта в слабосцементированных коллекторах. В способе крепления призабойной зоны скважины, включающем закачку в прискважинную зону пласта пористого тампонажного раствора, предварительно закачивают вспененный полимерный раствор, содержащий, мас.%: водорастворимый полимер 1,5-2,5, вспениватель 1-3, сшиватель-стабилизатор пены 0,2-0,6, водная фаза - остальное, а пористый тампонажный раствор содержит, мас.%: цементный раствор с водоцементным отношением 0,3-0,5 - 60-80, указанный вспененный полимерный раствор - 20-40, при этом каждый из растворов, предварительно закачиваемый указанный полимерный и пористый тампонажный, характеризуются изменением вязкости - η и предельного динамического напряжения сдвига - τ в процессе закачки и структурирования. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 7 з.п. ф-лы, 4 табл., 5 ил.

1. Способ крепления призабойной зоны скважины, включающий закачку в прискважинную зону пласта пористого тампонажного раствора, отличающийся тем, что предварительно закачивают вспененный полимерный раствор, содержащий, мас.%: водорастворимый полимер 1,5-2,5, вспениватель 1-3, сшиватель-стабилизатор пены 0,2-0,6, водная фаза остальное, а пористый тампонажный раствор содержит, мас.%: цементный раствор с водоцементным отношением 0,3-0,5:60-80, указанный вспененный полимерный раствор 20-40, при этом каждый из растворов - предварительно закачиваемый - указанный полимерный и пористый тампонажный характеризуются изменением вязкости η и предельного динамического напряжения сдвига τ в процессе закачки и структурирования в пределах η_макс/η_мин 2,4-3,9 и τ_стр/τ_зак 1,3-2,7, где η_макс - максимальная вязкость в процессе структурирования, мПа·с;

η_мин - минимальная вязкость в процессе закачки, мПа·с;

τ_стр - предельное динамическое напряжение сдвига в процессе структурирования, дПа;

τ_зак - предельное динамическое напряжение сдвига в процессе закачки, дПа.