Способ заканчивания скважин с низкими коллекторскими свойствами продуктивных пластов Советский патент 1983 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к области заканчивания нефтяных и газовых скважин с низкими коллекторскими свойствами продуктивных горизонтов, например пород, представленных трещиноватыми коллекторами и пластами с низкой пористостью и проницаемостью.

Известен широко распространенный метод заканчивания скважин, заключающийся в спуске обсадной колонны до забоя и ее цементирование fl J.

Для сообщения внутренней полости обсадной колонны с продуктивной залежью ее. перфорируют-. При использовании промывочной жидкости на водной основе велика вероятность дополнительного снижения лррницаемости призабойной зоны, что требует увеличения площади фильтрации.

Известен также способ заканчивания скважин, включающий последовательную закачку твердеющего тампонажного материала с нетвердеющим с расположением последнего против продуктивных пластов. При качестве нетвердеющего тампонажного материала используют глинистый раствор С2 J.

Известен также способ заканчивания скважин, по которому в качестве нетвердеющего тампонажного материала используют кислоту или нефть fsj

Однако при использовании известных способов возникает ряд технологических трудностей, связанных с возникновением значительных зон смешения, что сокращает зону фильтрации и не обеспечивает качественного разобщения пластов.

Известно применение вязкоупругих составов, например сокраСцающих или даике исключающих вовсе зоны смещения. Однако наличие упругих сил препятствует удалению этих составов из зоны фильтрации в процессе освоения скважин, что исключает их использование для указанной цели.

Целью изобретения является увеличение площади фильтрации .скважины и сокращение сроков ее освоения.

Указанная цель достигается тем, согласно заканчивания скважин с низкими коллекторскимй свойствами продуктивных пластов, включающв му последовательную закачку твердеющего тампонажного материала с нетвердеющим и расположение последнего против продукт-ивного пласта, в качестве нетвердеющего там понажного материала закачивают термодинамически неустойчивый вязкоупругий состав, способный терять вязкоупругие свойства после получения тампонажного камня из твердеющего тампонажного материала.

Если в скважине продуктивных горизонтов несколько, то закачку

твердеющего и нетвердеющего составо производят так, чтобы против каждого продуктивного пласта расположить нетвердеющий состав.

Как известно, при движении в скважине вязкоупругие составы выравнивают профиль скоростей, что. создает возможность их расположения в заданном интервале. .

На чертеже изображена схема осуществления способа.

В скважине 1 имеются два продуктивных горизонта 2 и 3, представленных трещиноватыми коллекторами с низкими и близкими по величине пластовыми давлениями. Проектом предусмотрена одновременная эксплуатация пластов 2 и 3.

Для обеспечения высокого коэффициента при малых сроках освоения необходимо при цементировании колонны 4 обеспечить высокое качество изоляции между пластами обычным тампонажным раствором, для чего используют центраторы 5 и закачку в интервалы пластов 2 и 3 термодинамически неустойчивого вязкоупругого состава 6, а в другие интервалы цемента 7. По проекту продолжительность ОЗЦ не менее 24 ч, поэтому на практике можно использоват любую из рецептур, приведенных в таблице. По окончании ОЗЦ и разбуривании цементного стакана, обсадную колонну перфорируют против-продуктивных пластов 2 и 3. Отсутствие цементного камня за колонной в этих участках позволяет увеличить глубину проникновения пуль перфоратора в пласт, а свободный кольцевой канал против пласта дает возможность получить максимальную поверхность фильтрации и сократить время освоения.

В качестве термодинамически неустойчивого вязкоупругого состава

5 можно использовать водные растворы полиакрйламида (ПАА ) и соли поливалентного металла (например, азотнокислого и/или сернокислого хрома 7, смешанных в соотношениях от 1:0,5

Q до lilO и более.

Для получения состава 1 смеша-ли 1%-ный раствор ПАА и 1%-ный раствор азотнокислого хрома в соотношении 1:1. Через 3 мин смесь приобрела упругие свойства, которые оценивали через 0,5; 2; 12; 24 и 48 ч по показателю нормальных напряжений, определяемому .по известной методике на вискозиметре типа плоскость - плоскость. Согласно данHfciM,примерно через 10 ч состав начинает терять упругие свойства и через 24 ч лишается их полностью. Состав 2, имеющий соотношение ингредиентов 1:2,5, сохраняет упругие свойства 2 ч, состав 3 - около

4 ч и т.д. Таким образом, увеличение концентраций ПАА увеличивает ,срок наличия упругих свойств, а увеличение концентрации солей хрома и соотношения массы соли к массе ПАА приводят к ускорению потери упругих свойств. Т.е. время исчезновения упругости можно регулировать и подбирать рецептуру в. зависимости от конкретных условий и расчетного времени перфорации. В таблице приведены составы и свойства нетвердеющего термодинамически неусг тойчивого вязкоупругого материала.

СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН С НИЗКИМИ КОЛЛЕКТОРСКИМИ СВОЙСТВА- МИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ, включающий последовательную закачку твердеющего тампонажного материала с нетвердеющим и расположение последнего против продуктивного пласта, отлич.ающийся тем, что, с целью увеличения площади : фильтрации и сокращения сроков .освоения скважин, в качестве нетвердеющего материала закачивают термодинамически неустойчивый вязкоупругий состав, способный терять вязкоупругие свойства после получения тампонажного камня из твердеющего тампонажного материала. (Л

Использование термодинамически неустойчивого вязкоупругого состава в качестве нетвердеющего материала обеспечивает по сравнению с С1 ществунадими нетвердеющими материалами возможность потери упругих

свойств. Это позволяет его применять при заканчивании скважин с трещиноватыми коллекторами с низкими пластовы(ли давлениями что обеспечивает максимальную поверхность фильтрации и позволяет сократить .время освоения.