Способ заканчивания скважины Советский патент 1988 года по МПК E21B43/00 

00

4;

о:

00

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам закакчивания скважин, и может быть использовано при перфо- рации газовых и газоконденсатных скважин с аномально низким пластовым дав- I лением и слабосцементированными кол I лекторами.

Цель изобретения - предотвращение : загрязнения зумпфа при освоении сла I босцементированных продуктивных плас- ; тов.

I Способ осуществляют следующим образом.

В законченную бурением и обсаженную колонной скважину через бурильную колонну, опущенную до искусственного забоя, в зону зумпфа закачивают водный раствор ПАВ с добавкой газо- образователя. Поднимают бурильную ко- : лонну до нижних дыр интервала перфо- I рации в зону перфорации и на 200 - i 500 м выше закачивают устойчивую пе- : ну. Спускают перфоратор и производят ; прострел эксплуатационной колонны, Затем в скважину опускают насосно- : компрессорные трубы до верхнего ин-. тервала перфорации и проводят опера- цию вызова притока. В процессе вызо- : ва притока происходит плавное снижение репрессии на пласт и достигается необходимая депрессия для вытеснения в ствол скважины фильтрата, твердой ; фазы и бурового раствора, К этому вре мени газообразователь, прогревшийся вместе с раствором ПАВ до температу- . ры окружающих скважину горных пород, начинает разлагаться с выделением газа. Происходит вспенивание водного раствора ПАВ и в виде пены этот ра-- створ поднимается в зону фильтра. Одновременно из призабойной зоны в ствол скважины поступают продукты, загрязняющие пласт, которые, смешиваясь с пеной, выносятся на поверхность В качестве инициаторов газообразо- вателей приемлемы реагенты, способные в условиях скважины разлагаться с выделением газа. Но более эффективны углекислые соли аммония, карбонат и бикарбонат аммония, мочевина и др. Преимуществом этих соединений является то, что только после их прогрева до определенной температуры и снижемня давления в процессе вызова притока ниже определенной величины будет выделяться газ. Другим преимуществом этих газообразователей является обра

5 0 5 О 5

0

тимость реакции их разложения и по мере подьема образовавшейся пены по НКТ она частично остьшает и газообразователь в виде водного раствора опускается на забой и, прогревшись, вновь разлагается с выделением газов.

Количество газообразователя определяют исходя из возможности получения максимального количества газа, а это связано с их растворимостью в воде в нормальных условиях. В качестве пенообразующих ПАВ используют сульфо- нол 1,5-2%, полиэтиленгликолевые эфи- ры алкилфенолов (ОП-7, ОП-10, прево- целл W - ОР - 100) 0,5-1,0%.

При меньшей концентрации пенообразующих ПАВ получаемая пена в присутствии инициаторов газообразования имеет низкую устойчивость и крат- ность, увеличение же концентрации ПАВ не приводит к существенному повышению кратности и устойчивости пены и является эконом гчески нецелесообразным.

Пример 1 , Глубина скважины, м 820 Диаметр эксплуатационной колонны, мм 163 Интервал перфорации, м 740-770 Пластовое давление, МПа1,6 Пластовая температура, °С 60 Плотность бурового раствора, кг/м 1050 Давление, создаваемое буровым раствором в кровле продуктивного пласта, МПа 7,77 Продуктивный пласт представлен слабосцементированным песчаником. Для закачки в зону зумпфа водного раствора ПАВ (например, 2%-ный раствор сульфонола) с добавкой газообразователя (углекислые соли аммония 20%) необходимо приготовить 18x50 900 л этого раствора (18 - объем одного погонного метра эксплуатационной колонны, 50 - интервал зумпфа).

Для этого к 800 л воды необходимо добавить 180 кг углекислых солей аммония и 18 кг сульфонола, дополнив общий объем до 900 л. При спущенном открытом конце бурильнор колонны до искусственного забоя (820 м) закани- вают приготовленный раствор ПАВ с добавкой газообразователя в зону з мп3 4

фа (интервал 770-820 м). Поднимают бурильную колонну до глубины 770 м и при помощи насосного агрегата одним из известных способов в интервал перфорации и на 200 м выше закачивают устойчивую пену со средней плотностью в условиях скважины 500 кг/м , затем поднимают бурильную колонну. Проводят перфорацию эксплуатационной ко.- лонны, опускают насосно-компрессорные трубы до верхних дьф интервала перфорации и осваивают скважину одним из известных способов, при давлении на водный раствор ПАВ с добавкой газооб разователя, находящийся в зоне зумпфа, 1,3 МПа. Газообразователь, уже нагретый до пластовой температуры , начинает разлагаться с выделением NH и СО2 При более высоком давлении газ будет находиться в растворенном состоянии, так как давление насыщения в системе вода-углеаммонийные соли составляет 1,4 МПа.

Образующая пена поднимается в зону фильтра и совместно с продуктами, засоряющими призабойную зону, и материалами разрушения пласта выносится на поверхность.

П р и м е р 2. Глубина скважины, м 930 Диаметр эксплуатационной колонны,мм 168 Интервал перфорации, м830-860 Пластовое давление , МПа . 2,1 Пластовая температура, С76 Плотность бурового раствора, кг/м 1070 Давление, создаваемое буровым раствором в кровле продуктивного горизонта, МПа8,88 Продуктивный пласт представлен чередованием глин и песчаника.

Для закачки в зону, зумпфа водного раствора ПАВ (в качества ПАВ используется ОП-10 концентрации 0,5%) с до-.- бавкой гаэоЬбразователя (углеаммоний- ные соли концентрации 20%). Необходимо приготовить 18x70 1260 л этого раствора. Для этого необходимо добавить 252 кг углеаммонийных солей и .после их растворения добавить 260 л водного раствора ОП-10. Для приготовления водного раствора ОП-10 в 200 л

4

водыг нагретой до 60-80°С, растворяют 6,3 кг ОП-10, а затем добавляют 60 л воды.

При спущенном открытом конце бурильной колонны до искусственного за- боя (930 м) закачивают приготовленный раствор ПАВ с добавкой газообразователя в зону э мпфа (интервал 930-860 м).Поднимают бурильную колонну до глубины 860 м и при помощи насосного агрегата одним из известных способов в интервал перфорации и на 200 м выше закачивают устойчивую пену и поднимают

бурильную колонну. Проводят перфора-1

5

0

5

цию эксплуатационной колонны, спускают НКТ до верхних дыр интервала перфорации и осваивают скважину одним из известных способов. Для вызова 0 притока из пласта необходимо создание депрессий, равной 0,3 МПа. При такой депрессии давление на водный раствор ПАВ с добавкой газообразователя составляет 1,8 МПа. Газообразователь, 5 нагретый до пластовой температуры 76°С, начинает разлагаться (давление насыщения в системе вода - углеаммо- нийные соли при температуре 76°С составляет 1,9 МПа). Образующаяся пена 0 поднимается в зону фильтра и совмест- . но с продуктами, засоряющими призабойную зону, и материалами разрушения пласта выносится на поверхность. Пример 3. Глубина скважины, м 2100 Диаметр эксплуатационной колонны, мм 168 Интервал перфорации, м. 2010-2050 Пластовое давление, МПа3,8 Пластовая температура, °С87 Плотность бурового раствора, кг/м 1040 Давление, создавае- - мое буровым раствором в кровле продуктивного горизонта, МПа 20,9 Продуктивный пласт п{1едставлен чег. редованием слабосцементированного песчаника с глинами. Необходимая депрессия дпя вызова притока 0,4 МПа. В качестве газообразователя использован 20%-ный водный раствор карбоната аммония, в качестве ПАВ сульфонол концентрации 1,5%. Для закачки в зону водного par створа газообразователя с добавкой сульфонола необходимо приготовить

18x50 - 900 л раствора. Для этого в 700 л воды растворяют 180 кг карбона- fa аммония. Добавляют 18 кг сульфоно- Ла, перемешивают, добавляют воду до 00 л и вновь перемешивают. При спу- ценном открытом конце бурильной колонны до искуственного забоя (2100 м) закачивают приготовленный раствор ПАВ с добавкой газообразователя в зону ю умпфа (интервал 2050-2100 м). Подни- 1|1ают бзфильную колонну до глубины 050 м и при помощи насосного агрега- fa одним из известных способов в ин- фервале перфорации и на 200 м вьппе . факачивают устойчивую пену, затем 1|юднимают бурильную колонну. Проводят перфорацию, спускают НКТ до верхних Дыр интервала перфорации и осваивают

.14184686

бО-УО С, растворяют 10 кг ПАВ. Затем

растворы смешивают. При опущенном открытом конце бурильной колонны до искусственного забоя (3200 м) закачивают приготовленный раствор в зону зумпфа (интервал 3120-3200 м). Поднимают бурильную колонну до глубины 3120 м и в интервал перфорации и на 200 м выше закачивают устойчивую пену, затем производят подъем бурильной колонны. Проводят перфорацию, опускают НКТ до верхних дыр интервала перфорации и осваивают скважину. К это- 15 му времени водный раствор ПАВ с газо- образователем прогревается до пластовой температуры 112°С. В процессе освоения забойное давление начинает снижаться и при величине меньше 60 Мпа

растворы смешивают. При опущенном открытом конце бурильной колонны до искусственного забоя (3200 м) закачивают приготовленный раствор в зону зумпфа (интервал 3120-3200 м). Поднимают бурильную колонну до глубины 3120 м и в интервал перфорации и на 200 м выше закачивают устойчивую пену, затем производят подъем бурильной колонны. Проводят перфорацию, опускают НКТ до верхних дыр интервала перфорации и осваивают скважину. К это- му времени водный раствор ПАВ с газо- образователем прогревается до пластовой температуры 112°С. В процессе освоения забойное давление начинает снижаться и при величине меньше 60 Мпа

Изобретение относится к нефтега- зодобьшающей пром-сти и позволяет предотвратить загрязнения зумпфа при освоении слабосцементированных продуктивных пластов. В законченную бурением и обсаженную колонкой скважину через бурильную колонну в зону зумпфа закачивают водный раствор пе- нообразующего поверхностно-активного вещества с добавкой газообразователя. В качестве последнего используют водный раствор карбоната или бикарбоната аммония, или водный раствор мочевины. В качестве поверхностно-активного вещества используют сульфанол 1,5-2,0% или полизтиленгликолевые эфиры алкил- фенолов в количестве 0,5-1,0%. Далее поджимают бурильную колонну до нижних дыр интервала перфорации, в зону перфорации закачивают устойчивую пену, спускают перфоратор и производят прог стрел эксплуатационной колонны. В процессе вызова притока происходит плавное снижение репрессии на пласт идос- .тигается необходимая депрессия для вытеснения в ствол твердой фазы и бурового раствора. 1 з.п.ф-лы. i (Л

с кважину. В процессе освоения скважи- 20 (давление насьш5ения в системе вода - tbi после снижения забойного давления мочевина при 112°С) газообразователь 1|иже 34 МПа (давление насыщения в сис- вода - карбонат аммония тем-.

разлагается, образующаяся пена поднимается в зону фильтра и совместно с продуктами, засоряющими призабойную

пературе 87 С) газообразователь на инает разлагаться, образующаяся пена 25 зону, и материалами разрушения плас- 1 однимается в зону фильтра и совмест- та выходит на поверхность, с продуктами, засоряющими приза- б|Ойную зону, и материалами разрушения

Пример 5. Глубина скважины, м Диаметр эксплуата820

праста выносится на поверхность. I Пример 4. .

3200

168

3050-3120

7,7

112

1120

I Глубина скважины, м ; Диаметр эксплуатационной колоннь, мм Интервал перфо- рации, м

Пластовое давление, МПа

Пластовая температура, °С Плотность бурового раствора, кг/м Давление, создаваемое буровым раствором в кровле продуктивного горизонта, : МПа

Продуктивный пласт представлен сяабосцементированным песчаником, склонным к разрушению. Необходимая , депрессия для вызова притока 1,9МПа. В качестве газообразователя использован 45%-ный водный раствор мочевины, а в качестве поверхностно-активного вещества - неионогенное ПАВ марки 01II-7. Готовят 1440 л (18x80) водного раствора газообразователя с добавкой ОП-7. Для этого в 1000 л воды растворяют 648 кг мочевины, а в 440 воды, предварительно подогретой до

34,16

(давление насьш5ения в системе вода - мочевина при 112°С) газообразователь

разлагается, образующаяся пена поднимается в зону фильтра и совместно с продуктами, засоряющими призабойную

5 зону, и материалами разрушения плас та выходит на поверхность,

Пример 5. Глубина скважины, м Диаметр эксплуата0 ционной колонны, мм Интервал перфорации , м

Пластовое давление, МПа

g Пластовая температура, °С

Плотность бурового раствора, кг/м .Давление, создавае0 мое буровым раствором в кровле продуктивного горизон- I та, МПа

820

168

740-770.

1,6

60

1050

7,77

В качестве газообразователя использован 20%-ный водный раствор уг- леаммонийных солей, а в качестве ПАВ превоцелл W-OF-100. Для закачки в зону зумпфа водного раствора углеаммо- нийных солей с добавкой 0,5% прево- целла W-OF-100 необходимо приготовить 900 л (18x5,0) этого раствора. Для зтого в 700 л оды растворяют 180 кг углеаммонийных солей, а в 200 л во- ды, предварительно подогретой до 60- , растворяют 4,5 кг превоцелла W-OF-ldO, Затем оба раствора смешивают. При спущенном открытом конце бурильной колонны до искусственного

забоя (820 м) закачивают приготовленный раствор ПАВ с добавкой газообра- зователя в зону зумпфа (интервал 770- 820 м). Поднимают бурильную колонну до глубины 770 м при помощи насосного агрегата и компрессора в интервал перфорации и на 200 м вьше закачивают устойчивую пену со средней плотностью 500 кг/м , затем производят подъем бурильной колонны. Проводят перфорацию эксплуатационной колонны, спускают насосно-компрессорные трубы до верхних дыр интервала перфорации и осваивают скважину одним из извест- ных способов. К этому времени водный раствор ПАВ с газообразователем прогревается до пластовой температуры 60°С и после снижения давления менее 1,4 МПа (давление насыщения в систе- ме .вода - углеаммонийные соли) газо- образователь начинает разлагаться. Образующаяся пена поднимается в зону фильтра и совместно с продуктами, засоряющими призабойную зону, и матери- алами разрушения пласта выносится на поверхность.

Формула изобретения

2.Способ по П.1, отличающийся тем, что в качестве газообразователя используют водный раствор карбоната или бикарбоната аммония, или водный раствор мочевины, а в качестве пенообразующего поверхностно-активного вещества используют сульфонол в количестве 1,5-2,0% или полиэтиленгликолевые эфиры алкилфено лов в количестве 0,5-1,0%.