Способ крепления призабойной зоны пласта Советский патент 1987 года по МПК E21B33/138 

11

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к креплению призабойной зоны пласта нефтяных скважин,подверженных песко- и водопроявлениям.

Цель изобретения - повышение эффективности крепления.

Способ крепления призабойной зоны пласта включает закачку в скважину цементного раствора, продавливание его в пласт посредством вязкопластич- ной жидкости и перфорацию продуктивного интервала, которую производят до отверждения цементного (тампонажного) раствора,

Для ускорения сроков схватывания (отверждения) тампонажного (цементного) раствора в него вводят хлористый кальций в количестве 1-6 мас.%.

Наличие в качестве буферного элемента вязкопластичной жидкости предотвращает разжижение тампонажного раствора продавочной жидкостью (технической водой) и обеспечивает фиксирование перфорационных каналов в твердеющем тампонажном растворе. Давление от иницированной взрывной волны при перфорации незатвердевшего тампонажного раствора способствует лучшему проникновению его в трещины и каверны, увеличению контактного сцепления тампонажного материала с породой пласта, а направленный значительный перепад давления, образуемый при сгорании порохового заряда перфорационных снарядов, создает условия для уплотнения тампонажного раствора и отделения избыточной воды, что обеспечивает формирование тампонажного (цементного) камня с высокими прочностными и оптимальными фильтрационными показателями.

Взрывной характер нарастания давления значительно сокращает сроки схватывания (отверждения) тампонажного раствора, а при наличии в нем хлористого кальция в количестве 1-6 мас.% приводит к форсированному переходу - раствора в твердое состояние.

Предлагаемьм способ крепления призабойной зоны пласта осуществляется стандартным оборудованием и состоит в следующем.

Тампонажный раствор приготавливают в смесительной машине и закачивают заливочным агрегатом в обрабатываемую скважину. Вслед за тампонажным раствором в скважину подают буферную вязкопластичную жидкость, а затем

12 2

техническую воду. После продавлива- ния тампонажного раствора вязкопластичной жидкостью в пласт в скважину опускают перфоратор и в период до от- верждения тампонажного раствора в призабойной зоне производят перфорацию продуктивного интервала.

Для обеспечения форсированного схватывания (отверждения) раствора при выполнении перфорации в раствор перед закачкой вводят хлористый кальций в количестве 1-6 мас.%.

Завершив перфорацию и подняв перфоратор из скважины, ее вводят в эксплуатацию методом плавного запуска .

Массу закачиваемого тампонажного раствора, буферной жидкости и технической воды, а также параметры перфоратора определяют типовым расчетным путем в зависимости от состояния колонны и забоя скважины, мощности закрепляемого пласта и его поглотительной способности.

Содержание в растворе хлористого кальция (CaClji) регулируют в зависимости от глубины объекта и температуры среды.

Влияние температуры при граничных значениях содержания CaCl2 на время схватывания цементного раствора плотностью 1930 кг/м приведено в табл.1.

Из табл. 1 следует, что время начала схватывания цементного раствора при граничных значениях содержания хлористого кальция в диапазоне забойных температур 293-323 К изменяется в пределах 55-305 мин. Учитывая

эти интервалы времени схватывания раствора и соотнося его суммарному времени, затрачиваемому на все операции, связанные с проведением заключительных работ по креплению (вымывание излишков цементного раствора, подъем заливочных труб из скважины, проведение перфорационных-работ и заключительных операций), и подбирается необходимая концентрация CaCl.

Для определения содержания CaCl в растворе для конкретных скважинн1-гк условий разработана номограмма.

Основное назначение ВУС в предлагаемом способе - обеспечение фиксации перфорационных каналов в форсированно твердеющем тампонажном растворе .

В момент перфорации ВУС (не находящаяся в перфорационных каналах, которых еще нет) оттесняется давлением газов как от тампонажного раствора, так и в него. В момент взрыва пороховых зарядов происходит отделение ВУС (не теряющей свои вязкопластичные свойства) на границу с раствором и в каналы.

При возникновении каналов ВУС успевает занять полость каналов до того, как они начинают деформироваться под весом вышерасположенных пород и цемента,чему способствует то, что цемент форсированно переходит в твердое состояние, а вытеканию ВУС препятствует гидростатический столб скважинной жидкости.

Ускоритель сроков схватывания (CaClj) в предлагаемом способе применяется для регулирования сроков схватывания и позволяет точно определить момент, в который необходимо производить перфорацию.

П р и м е р . С целью сопоставительного анализа испытание предлагаемого способа крепления призабойной зоны пл:аста проведено в скважинах, характеризующихся частыми ремонтами и потерями добычи нефти из-за обильного пескопроявления, которые ранее подвергались креплению по из- вестной технологии.

Скважина оборудована эксплуатационной колонной (168 мм) при искусственном забое 1272 м. Существующий фильтр в интервале 1244-1250 м и зксплуатирует продуктивный горизонт. Скважина введена в эксплуатацию после возврата 01.07.84 г. с дебитом 0,7 т нефти и 5,0 т общей жидкости и наличии механических примесей в объеме 1,4%. Межремонтный период (работы скважины) составлял 10-15 сут.В целях борьбы с пескопроявлением в скважине проведена заливка забоя цементным раствором по стандартной технологии при избыточном давлении на устье 10 МПа с вымьшанием цемента до забоя (1272 м). Израсходовано 5,0 т портландцемента.

После обработки скважина вступила в эксплуатацию с дебитом 0,7 т нефти и 5,0 т общей жидкости с прежними показателями ремонтности и межремонтного периода работы. Таким образом, крепление по стандартной технологии не оказалось-эффективным.

22.01.85 г. проведена работа по креплению призабойной зоны скважины

предлагаемым способом крепления с перфорацией в неотвердевшем цементном растворе.

В цементносмесительной машине СМ- 20 приготовили 3,0 т цементного раствора с добавлением хлористого кальция (3% от веса раствора) и цементировочным агрегатом ЦА-320 закачали его (при избыточном давлении на устье 10 МПа) через насосно-компрес- сорные трубы и отверстия существующего фильтра скважины в призабойную зону с вымыванием остатков раствора до глубины 1272 м. Затем в скважину закачки 2,0 м буферной вязкопластич- ной жидкости - нефти (характеристики которой приведены в табл. 2) и через 5 ч произвели перестрел существующего фильтра куммулятивным перфоратором ПК-80.

После освоения . скважина введена в эксплуатацию механизированным способом (НСВ-1) методом плавного увеличения депрессии на пласт с дебитом до 2,7 т нефти и 3,9 т общей жидкости.

После осуществления процесса скважина более 2-х мес. работает без ремонтов, а объемное содержание механических примесей в добываемой жидкости снизилось до 0,04%.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет увеличить текущие и суммарные отборы нефти за счет совершенствования вскрытия пласта, значительно ограничть песко-и водопроявлени я за счет создания надежного цементного экрана и усиления контакта цементного камня с эксплуатационной колонной и продуктивной породой, а также значительно уменьшить деформации породы за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне пласта.

Формула изобретения

1. Способ крепления призабойной зоны пласта, включающий закачку в скважину цементного раствора, продав ливание его в пласт и перфорацию продуктивного интервала, отличающийся тем, что, с целью повышени эффективности крепления, продавлива- ние цементного раствора в пласт осуществляют вязкопластичной жидкостью, а перфорацию продуктивного интервала

производят до отверждения цементного раствора.

2. Способ по п. 1, о т л и ч а ю- щ и и с я тем, что, с целью ускоре293323

305 120

293 874 220,0 313 860 180,9

Редактор Е. Копча

Составитель И. Лопакова

Техред Л.Олейник Корректор Н. Король

Заказ 2189/33 Тираж 533Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР

по делам изобретений и открытий П3035, Москва, Ж-35, Раушская наб. , д. 4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгоро;д, ул. Проектная, 4

- 13140126

НИИ сроков схватьюания цементного раствора, в него вводят хлористый калы;1Ий в количестве 1 -6

мае.%,

Таблица 1

155

55

210

85

Таблица 2

Изобретение относится к нефтедобывающей промьшшенности и позволяет повысить эффективность крепления при- забойной зоны пласта.нефтяных скважин. Для этого в скважину закачивают цементньй раствор (ЦР) и продавливают его в пласт посредством вязкоплас- тичной жидкости. Затем осуществляют перфорацию продуктивного интервала, которую производят до отверждения ЦР. Для ускорения сроков схватывания (отверждения) ЦР в него вводят хлористый J aльций в кол-ве 1-6 мас.%. Наличие в качестве буферного элемента вязко- пластично.й жидкости предотвращает разжижение ЦР продавочной жидкостью и обеспечивает фиксирование перфорационных каналов в твердеющем ЦР. Наличие в ЦР хлористого кальция приводит к форсированному переводу ЦР в твердое состояние. 1 з.п. ф-лы, 2 табл. (Л