Способ изоляции поглощающих и водонасыщенных пластов Советский патент 1986 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к бурению скважин, в частности,к способам изоляции призабойной зоны поглощающих и водонасыщенных пластов в процессе крепления скважин.

Цель изобретения - повышение эф-- фективности изоляции за счет увеличения интервалов плотного сцепления цементного камня с колонной и породой и обеспечение требуемой высоты подъема цемента за колонной.

Сущность способа заключается в следующем.

Полимерный раствор с концентрацией полиакриламида (ПАА) 0,2-0,5 вес. адсорбируется и коагулирует с материалом глинистой корки, образуя при этом вязкоупругий разделитель (ВУР), который в свою очередь снимает глинистую корку механическим способом. Последующая закачка ПАА с концентрацией 0,001-0,05 вес.% имеет параметры по вязкости, близкие к воде, и свободно проникает в призабрйную зону проницаемых пластов через поры и каналы очищенной от. глинистой корки стенки сквс1жины. Сюда же проникает разбавленный до удельного веса 1,1-1,20 г/см тампонажный раствор, при встрече которого с ПАА происходит коагуляция в порах призабойной части пласта и ее надежная изоляция от водопритоков и поглощений тампонажного раствора в процессе цементирования обсадной колонны.

В промысловых условиях способ осуществляют следующим образом.

Перед цементированием колонны на скважину бойлером завозится 5 м ПАА 0,2%-ной концентрации. В емкость цементировочного агрегата ЦА-320М, набирают 2,5 м технической воды и смешивают ее с 0,5 м ПАА 0,2% концентрации путем перекачивания из бойлера с последующей круговой цирку- пяцией. После перемешивания в течение 10-15 мин в цементировочном аг- регатё образуется полимерный раствор с концентрацией ПАА 0,04 вес.%. В скважину закачивают из бойлера 4,5 м ПАА с концентрацией 0,2 вес,%, затем 3 м ПАА после

с концентрацией 0,04 вес.%, чего 3-5 м та мпонажного раствора с удельным весом 1,1-1,2 гс/сй В качестве тампонажного материала использовался цемент ОЦГ.

Эффективность изоляции поглощающи и водонасыщенных пластов в процессе

2408682

крепления скважины определена коэффициентами К и Кц.

Коэффициент поглощения К представляет собой отношение объема цемента, израсходованного в кольцевом пространстве необсаженного интервала скважины к объему затрубного пространства в этом же интервале.

Меньший коэффициент К характери

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

зует более высокую степень изоляции поглощающих пластов в процессе крепления скважины, что позволяет снизить расход тампонажного материала и улучшить качество цементирования за счет снижения обезвоживания тампонажного раствора и ожидания затвердевания цемента.

Коэффициент качества цементирования Kjj представляет собой отношение длины с плотным сцеплением цементного камня на исследуемом- участке к длине этого участка.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. На скважине № 7193 коэффициент кавернообразования составил 1,49 при бурении под кондуктор. Диаметр кондуктора 245 мм, толщина стенки 9 мм, глубина спуска кондуктора 305 м. Длина эксплуатационной колонны 1250м, диаметр 139,7 мм., диаметр долота D.215,9 мм. Было введено 51 м тампонажного раствора. Перед закачкой тампонажного раствора в качестве буферной жидкости было введено 4,5 м частично гидролизован- ного полиакриламида 0,2% концентрации

и 3 м ПАА 0,04% концентрации,и 3м

ОЦГ (облегченный цемент) последовательно. В процессе продавки цемента

Я

из скважины вьш1ло 3,7 м ОЦГ.

39,7/36,9 1,075 В интервале XIII продуктивного горизонта 1217-1230 м коэффициент качества цементирования (коэффициент сцепления цемента с колонной)

составил К.. 0,585.

- .

Пример2. На скважине № 843 коэффициент кавернообразования при бурении из-под кондуктора составил 1.,37.Кондуктор 245 мм, толщиной стенки 9 мм спУщен на глубину 300 м. Диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну 215,9 мм, эксплуатационная колонна 139,7 спущена на глубину 1680 м. Было введено 69 м тампонажного раствора. В качестве буферной жидкости был использован способ изоляции с составом

и в последовательности, указанной в примере 1. В процессе продавки из скважины вьшшо 12,5 м тампонажного раствора.

K« V4/Vc 9/47,9 1,023

В интервале 5&1-а продуктивного горизонта 1570-1640 м ,771.

П р и м а р 3. На скважине № 853 коэффициент кавернообразованйя при бурении из-под кондуктора составил 1,326, Кондуктор 0245 мм с толщиной стенки 9 мм спущен на глубину 321 м Эксплуатационная колонна 139,7 спущена на глубину 1704 м. Диаметр используемого долота при бурении под зксплуатационную колонну 216 мм. Было введено 68 м тампонажного раствора. В качестве буферной жидкости был использован способ, аналогичный примеру I. В процессе продавки из скважины вьшшо 13,5 м тампонажного

30

цемента.

Кц Уц/Ус 46,5/45,,015

В интервале XXI продуктивного горизонта 1570-1654 м ,0.

В интервале XIX продуктивного горизонта 1430-1515 м К,1,0.

В табл. 1 представлены граничные параметры раствора полиакриламида и тампонажного цемента.

Из таёп. 1 видно, что с увеличением концентрации полиакриламида условная вязкост ь по стандартному полевому вискозиметру (СПВ-5) возрастает, причем наиболее интенсивно при концентрации выше 0,5%.

Практическими наблюдениями установлено, что при концентрации ПАА 1,0-2,0% происходит такое же снятие

20 эффициент кавернообразованйя соста- вил 1,097. В скважины закачали в качестве буферной жидкости 4 м ПАА 0,2% концентрации с условной вязкостью по СПВ-5 (стандартный полевой

25 вискозиметр) равным 50 с и 6 м тех- нической (морской) воды, после чего закачано 30 м ОЦГ с плотностью

ЛЧ

1,40 г/см и 11 м ПЦГ с плотностью 1,83 г/см . Из скважины в конце продавки вьшшо 4 м ПАА с вязкостью 250 с и с плотностью 1,15 г/см . Цементный раствор из скважины не вышел. По замеру геофизического прибора АКЦ-4 высота подъема цемента (ВПЦ) составила 240 м, плотное сцепление цементного камня с колонной и породой в продуктивной части (с 1160 м) составило 37,5%. Проницаемыми пластами бьшо поглощено 63,8%

глинистой корки со стенок скважины, ддцементного раствора от объема сквакак и при концентрации ПАА 0,2-0,5%,жины.

причем ПАА 1,0-2,0% концентрации соз- Таким образом ПАА 0,2% концентрадает с твердой фазой снимаемой гли- ;

иистой корки труднопрокачиваемую

смесь, способствующей увеличению 45глинистой коркой не создает непрокагидравлических сопротивлений и погло- .чиваемой смеси. ПАА 0,2% концентрации интенсивно снимает глинистую корку со стенок скважины. Смесь ПАА с

щению тампонажного раствора при цементировании.

С целью экономии дорогостоящего материала ПАА и снижения гидравлических сопротивлений, оптимальной для снятия глинистой корки является концентрация ПАА 0,2-0,5% с условно вязкостью по СПВ-5-50-75 с, на 10- 30% превьщ1ающей условную вязкость промывочного бурового раствора.

Условная вязкость тампонажного раствора (ОЦТ) и его растекаемость,

показанные в табл. 1, возрастают скачкообразно, начиная с плотности 1,40-10 кг/м , но в связи с тем, что промысловые испытания показали

неэффективность использования тампонажного раствора с плотностью менее 1,10-10 кг/м в процессе цементирования скважины затруднен, то оптимальной является плотность 1,101,20- 10 кг/м

Ниже приводятся примеры подтверждающие граничные значения параметров, приведенных -в формуле изобретения. Пример I. Скважина № 7218

месторождения Узень имеет конструкцию, кондуктор 245 мм-205 м. Скважина под эксплуатационную колонну 139,7мм 1,1250 м пробурена долотом с диамет- :ром 215,9 мм. По кавернометрин коэффициент кавернообразованйя соста- вил 1,097. В скважины закачали в качестве буферной жидкости 4 м ПАА 0,2% концентрации с условной вязкостью по СПВ-5 (стандартный полевой

вискозиметр) равным 50 с и 6 м тех- нической (морской) воды, после чего закачано 30 м ОЦГ с плотностью

ЛЧ

1,40 г/см и 11 м ПЦГ с плотностью 1,83 г/см . Из скважины в конце продавки вьшшо 4 м ПАА с вязкостью 250 с и с плотностью 1,15 г/см . Цементный раствор из скважины не вышел. По замеру геофизического прибора АКЦ-4 высота подъема цемента (ВПЦ) составила 240 м, плотное сцепление цементного камня с колонной и породой в продуктивной части (с 1160 м) составило 37,5%. Проницаемыми пластами бьшо поглощено 63,8%

Таким образом ПАА 0,2% концентрации интенсивно снимает глинистую корку со стенок скважины. Смесь ПАА с

ции не создает изолирующего экрана.

П р и м е р 2. Скважина № 3319 месторождения Узень имеет следующую конструкцию: кондуктор 245 мм 197м. Скважина под эксплуатационную колонну 146 м пробурена долотом D 215,9 мм. Коэффициент кавериооб- разования составил 1 ,189. В скважину закачали 5м технической воды и 3 м ПАА О,5% концентрации в качестве буферной жидкости, после чего закачано 35 м ОЦГ с плотностью

1,40 г/см и 9 м ПЦГ с плотностью 1,83 г/см . Из скважины в конце про- давки вьшел весь буфер и 0,5 м цементного раствора. Условная вязкость закачиваемого раствора ПАА 75 с, а выходящая из скважины смесь ПАА с глинистой коркой имела условную вязкость не течет , хотя по желобно системе визуально имела хорошую про- качиваемость. Плотность выходящей из скважины смеси ПАА с глинистой коркой составила 1,14 г/см . В процессе продавливания буферной жидкости и цементного раствора роста давления сверх ожидаемого не наблюдалось.

По замеру АКЦ-4 ВПЦ-гО (устье), плотное сцепление цементного камня с колонной и породой в продуктивной части (с 1112 м) составило 100%. Проницаемыми пластами было поглощено 32,4% от объема скважины цемент.- него раствора. ПАА 0,5% концентрации интенсивно снимает глинистую корку. Смесь ПАА с глинистой коркой не создает непрокачиваемой смеси и не приводит к росту давления прокачивания. ПАА 0,5% концентрации не создает изолирующего экрана в прискважинной зон проницаемых пластов.

П р и м е р 3. Скважина № 3227 месторождения Узень состоит из кондуктора 245 м. Скважина под . эксплуатационную колонну пробурена долотом с диаметром 215,Эмм. В скважину спущена эксплуатационная- колонна 146 мм 1335 м. Коэффициент кавернообразования скважины в интервале 1.84-1335 составил 1,116. В скважину закачали 5 м раствора по- лиакриламида 1,0% концентрации и 3 м технической воды в качестве буферной жидкости, после чего закачано 41 м ОЦГ с плотностью 1,40 г/см и ПЦГ 14,7 м с плотностью 1,83 г/см Из скважины вьшел 1,0 м ПАА в смеси с глинистой коркой в виде нетекучей массы после чего на последних .кубометрах продавочной жидкости циркуля- ция из скважины прекратилась, таким образом без выхода циркуляции было закачано 4,5 м продавочной жидкости до получения момента Стоп. В процессе продавливания буферной жидкое- ти наблюдался рост давления сверх ожидаемого на 20-30 кг/см . По замеру АКЦ-4 (устье), плотное сцеттр-

, ю 15

0 5 о

0

ние цементного камня с колонной и породой в продуктивной части (с .1170 м) составило 20%. Проницаемыми пластами было поглощено 86,3% цементного раствора от объема скважины. ПАА 1 ,0% концентра.ции интенсивно снимает глинистую корку. Смесь ПАА 1,0% с глинистой коркой создает труднопрокачиваемую смесь, что приводит к росту давления и к гидроразрыву пластов. ПАА 1,0% концентрации не создает изолирующего экрана в прискважинной зоне проницаемых пластов. В виду высокой вязкости 1 ,0%-ного раствора ПАА, равной (по СПВ-5) с, затрудняется приготовление и транспортировка полимерного раст.о ра от места приготовления к скважине.

Удельный вес цементной суспензии подбирался опытным путем на основе промыслового материала, причем цементная суспензия закачивалась после 4 м ПАА 0,2% концентрации.

П р и м е р 4. Нагнетательная скважина № 5130 с конструкцией, содержащей кондуктор 245v582 м, пробурена долотом с ,9 мм под спущенную в нее эксплуатационную колонну 168 мм-1150 м. Коэффициент кавернообразования скважины в интервале 582-1150 м равен 1,179. В качестве : буферной жидкости в скважину закачали 5 м суспензии ПЦГ с плотностью 1,20 г/см , после чего закачано 30 м ЦПГ с плотностью 1,83 г/см . Из скважины при продавке цементного раствора вышло 2,0 м буферной жидкости. Условная вязкость цементной суспензии, равная (для ПЦГ с плотностью 1,20 г/см ) с при выходе из.скважины практически не изменилась, за исключением зоны смешения начальных 1-1,5 м . В процессе продавливания буферной жидкости и цементного раствора роста давления сверх ожидаемого не наблюдалось.

По замеру АКЦ-4 , плотное сцепление цементного камня с колонной и породой в продуктивной части (с 1076 м составило 97,5%. Проницаемыми пластами было поглощено 90,4% цементного раствора от объема скважины в интервале 582-1150 м.

П р и м е р 5. Скважина 6564 с конструкцией кондуктора 245 мм 315 м пробурена долотом с диаметром 215,9 мм под спущенную в нее эксплуатационную колонну 140 мм«1805 м. Коэффициент кавернообразования скважин в интервале 315-1805 м составил 1,251. В качестве буферной жидкости закачали 3м ПАА 0,2% концентрации

и 3

,3

м ОЦГ с плотностью 1,10 г/см , затем закачано 35 м ОЦГ с плотностью 1,40 г/см и 26 м ПЦГ с плотностью 1 ,83 г/см . Из скважины вышел весь буфер и 0,5 м ПЦГ. По замеру АКЦ-4 ВПЦ-0, плотное сцепление цементного камня с колонной и породой в продуктивной части (с 1143,6 м) составило 38%. Проницаемыми пластами

было поглощено 21,4% цементного раст- 15 ние цементного камня с колонной и повора от объема скважины в интервале 315-1805 м.

П р и м е р .6. Скважина № 7043 с конструкцией, содержащей кондуктор 245 мм-198 м,пробурена далее доло- 20 том с диаметром 215,9 мм под спущенную в нее эксплуатационную колонну 140 мм-1150 м. Коэффициент кавернообразования скважины в интервале 198-1150 м составил 1,125. В качест- 25 ве буферной жидкости закачали 5 м технической (морской) воды и 3 м ОЦГ с плотностью 1,30 г/см , после чего закачано 35 м ОЦГ с плотностью 1,35-1,40 г/см и 10 м ПЦГ с.плот- зо ностью 1,80 г/см . При продавке буферный и цементный раствор из скважины не вышел. Анализ диаграммь АКЦ-4 показывает высоту подъема цемента до 210 м от устья, плотное jj сцепление цементного камня с колонной и породой в продуктивной части (с 1093 м) составило 92,2%. Проницаемыми пластами было поглощено 83,5% цементного раствора от объема дд скважины в интервале 198-1150 м.

Пример. Скважина № 5748 с конструкцией кондуктора 245 ммх 256 м пробурена долотом с диаметром 215,9 мм под спущенную в нее эксплуродой в продуктивной части (с 1111 м) составило 32,7%, Проницаемыми пластами было поглощено 17% цементного раствора от объема скважины в интервале 256-1335 м.

Из приведенных примеров видно, что. цементные суспензии не обладают закупоривающими (кольматирующими) свойствами по отношению к проницаемым породам. Как цементные суспензии с плотностью 1,10-1,30 г/см , так и цементный раствор с плотностью 1,40 г/см способны проникать в проницаемые коллектора призабойной зоны скважины. После последовательного прокачивания объемов концентрированного и низкоконцентрированного растворов ПАА цементные растворы с плотностью 1,30-1,40 г/см не соз- дают непроницаемого зкрана в при- скважинной зоне в районе проницаемых коллекторов. Цементные суспензии с плотностью 1,10-1,20 г/см без применения низкоконцентрированного ПАА неэффективны в отношении закупоривающих свойств.

Результаты сравнительных испытаний предлагаемого способа по сравнению с известным, приведены в табл. 2.

Таблица 1 Граничные- параметры раствора полиакриламида и тампонажного

цемента (ОЦГ)

16

25

1,05 1,10

атационную колонну м. Коэффициент кавернообразования скважины в интервале 256-1335 м составил 1,111. В .качестве буферной жидкости закачали 4 м ПАА 0,2%-ной концентрации, 6 м ПАА 0,04%-ной К9нцентра- ции, 4 м ОЦГ с плотностью 1,40 г/см , после чего закачано 30 м ОЦГ с плотностью 1,43 г/см и 10 м ПЦГ с плотностью 1,80 г/см . При продавке из скважины вьшел весь буфер и 1,5 м ОЦГ с плотностью 1,43 г/см. По диаграмме АКЦ-4 , плотное сцеплеродой в продуктивной части (с 1111 м составило 32,7%, Проницаемыми пластами было поглощено 17% цементного раствора от объема скважины в интервале 256-1335 м.

Из приведенных примеров видно, что. цементные суспензии не обладают закупоривающими (кольматирующими) свойствами по отношению к проницаемым породам. Как цементные суспензии с плотностью 1,10-1,30 г/см , так и цементный раствор с плотностью 1,40 г/см способны проникать в проницаемые коллектора призабойной зоны скважины. После последовательного прокачивания объемов концентрированного и низкоконцентрированного растворов ПАА цементные растворы с плотностью 1,30-1,40 г/см не соз- дают непроницаемого зкрана в при- скважинной зоне в районе проницаемых коллекторов. Цементные суспензии с плотностью 1,10-1,20 г/см без применения низкоконцентрированного ПАА неэффективны в отношении закупоривающих свойств.

16 18

Не замеряется fi

245-600

100

Э1.6

5546

88,5

1,в

245-311 140-1750

53,0

2.5

Продолжение табл.1

Таблица 2

Результаты цементирования

Поглоценный цемрнт, Z

245-543,5

146-1400

245-346

168-1280

245 612.5

245-583,5

140-136,0

245-570,5

139,7-«365

245- 554 140-1395

245-315 I401805

543 600

О О

61,5 51,0

100 5,7

36,7 95,0

1,0

100

1)4

121,8 47,3

32,0 36.0

48,0

Продолжение табл. 2