Способ заканчивания скважины Советский патент 1991 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к области заканчивания нефтяных и газовых скважин на месторождениях, представленных порово- трещинно-кавернозным типом коллектора.

Цель изобретения - повышение эффективности заканчивания за счет более полного удаления фильтрационной корки со стенок скважин.

Способ заканчивания скважины в поро- во-трещинно-кавернозном коллекторе включает бурение пласта с промывкой буровым раствором с высокой водоотдачей, спуск и цементирование обсадной колонны, перфорацию колонны и удаление фильтрационной корки путем продавливания водного раствора химического реагента в

заколонное пространство через нижние перфорационные отверстия с возвратом раствора внутрь колонны через верхние отверстия.

В отличие от известного способа фильтрационную корку удаляют после ОЗЦ и перфорации колонны, открывая тем самым для фильтрации пластового флюида большую поверхность, чем поверхность перфорационных каналов.

Блокирование пласта легкоразрушаемым материалом и создание проницаемой корки на стенках скважины в интервале пласта позволяет при циркуляции раствора в процессе обработки пласта предотвратить его уход вглубь пласта и направить его по

С

Ч)

&

2

высокопроницаемой корке в верхние перфорационные каналы, при этом корка размывается и вся поверхность пласта остается очищенной от корки и подвергается воздействию реагента.

На фиг.1 показана схема удаления фильтрационной корки; на фиг.2 - пример обработки продуктивного пласта после удаления фильтрационной корки.

Способ осуществляют в следующей последовательности .

Бурение скважины до .интервала продуктивного пласта осуществляют известными методами. Затем интервал продуктивного пласта вскрывают бурением, например на глиномеловой суспензии. При вскрытии пласт кольматиру- ется за счет естественного проникновения в поры пласта глиномеловой суспензии. При наличии трещин для полной кольмата- ции можно провести дополнительную циркуляцию раствора. При этом на стенках скважины в интервале продуктивного пласта формируется глиномеловая высокопроницаемая корка 1.

Затем пласт по обычной технологии цементируют, перфорируют. После перфорации спускают на насосно-компрес- сорных трубах 2 пакер 3, разобщая верхние и нижние перфорационные отверстия 4, После чего осуществляют циркуляцию химического раствора через перфорационные каналы.

Расстояние между интервалом перфорации должно быть 1 - 4 м, нижний предел регламентируется возможностью установки пакера, так как длина пакера 0,7 - 0,8 м, верхний предел - перепадом давления во время продавки раствора, при увеличении интервала перфорации потребуется повышать давление, что может привести к гидроразрыву пласта. Давление продавки окопа 0,5 - 1,0 МПа обусловлено тем, что при снижении давления увеличивается время закачки, так как снижается скорость фильтрации, при повышении давления свыше 1 МПа увеличивается вероятность гидроразрыва пласта.

При циркуляции раствор пойдет через нижние перфорационные каналы по глиномеловой корке в верхние. Это достигается за счет того, что скорость фильтрации по корке будет в кратное раз выше, чем по пласту, так как согласно закона Дарси скорость фильтрации пропорциональна градиенту давления

( Д| ). где ДР- перепад давления, Д1- длина пористой среды

Градиент давления по корке составляет - -:-2-:- 0,25МПэ/м а по пласту

(0,5-0,1)

0,025 - 0,05 МПа/м,

20

где 0,5 - 1,0 - перепад давления при про- давке, МПа;

4 - мощность продуктивного пласта, м;

20 - примерная глубина проникновения глиномеловой суспензии в карбонатных коллекторах.

Градиент давления по пласту в 5 раз меньше, чем по корке, следовательно

скорость фильтрации в пласт в 5 раз ниже, чем в корке.

Раствор химического реагента размывает корку Можно подобрать реагент и раствор так, что компоненты корки

вступают в реакцию с выносом продуктов реакции через перфорационные каналы В результате чего поверхность пласта очищается от корки. Очищенную поверхность можно в дальнейшем обработать

реагентом для повышения проницаемости.

П р и м е р 1 В скважине глубиной 728 м интервал перфорации находится в пределах 656 - 660 м Ожидаемый дебит

5 м3/сут.

Бурение скважины до интервала продуктивного пласта осуществляют обычным способом. Для вскрытия продуктивного пласта приготовлена глиномеловая суспензия

Полученный раствор имеет параметры плотность 1350 кг/м . вязкость по ВП-5 26 с, водопроницаемость корки 43 см /за 30 мин, толщина корки 3 мм

При вскрытии продуктивного пласта наблюдается поглощение Для ликвидации поглощения проводят дополнительную циркуляцию раствора После циркуляции пласт закупоривается После этого производят по обычной технологии спуск эксплуатационной колонны, цементирование ее и перфорацию продуктивного пласта кумулятивным способом с диаметром отверстий 8 мм и количеством отверстий 20 шт. на 1 м. Перфорацию производят по кровле и подошве продуктивного пласта. Затем на насос- но-компрессорных трубах опускают пакер и устанавливают его в середине пласта. После чего при давлении 0,5 - 1,0 Мпа проводят продавку водного раствора ПАВ (неонол)состава: 99,5% воды и 0,5% ПАВ.

После смыва глиномеловой корки продавливают раствор соляной кислоты. Дебит скважины составляет 22 м3/сут, что свидетельствует о вовлечении в эксплуатацию большей толщи пласта.

П р и м е р 2. Продуктивный пласт вскрыт на глинистом растворе с параметрами: вязкость 22 с, плотность 1200 кг/м3, толщина корки 2,5 мм, проницаемость по воде 15 см3.

Скважина эксплуатируется в течение 3 мес -дебитом 6м3/сут. Перед проведением операции проведены исследования по оценке состояния контакта цементный камень - глинистая корка-порода методом АКЦ. Исследования показывают, что суммарная дли- на хорошего сцепления цементного камня с породой составляет 58%, что свидетельствует о наличии фильтрационной корки, в противном случае процент сцепления выше. После спуска пакера в интервал продук- тивного пласта и прокачки раствора через перфорационные отверстия при давлении 1,5 МПа получена циркуляция раствора.

Затем вновь проведено АКЦ, который показывает, что сцепление цементного кам- ня с породой отсутствует по всей толщине пласта, т.е. происходит удаление фильтрационной корки. При этом гидропрорыв происходит при давлении более высоком, чем в случае использования глиномелового рас- твора (1,0 МПа). Дебит скважины после проведенной операции составляет 18 м/сут .

Испытание показывает не только возможность использования любого бурового раствора на глинистой основе, но и под- тверждает заявление об удалении фильтрационной корки в зоне между стенкой скважины и цементным камнем, так как повышение дебита скважины объясняется уве

личением площади фильтрации за счет очистки призабойной зоны продуктивного пласта по всей его толщине.

Благодаря созданию высокопроницаемой корки и последующего удаления ее происходит вовлечение в эксплуатацию всей толщины пласта, в результате чего повышается продуктивность скважин. Это приводит к увеличению дебита скважины по нефти на 100 - 150% и позволяет сократить время освоения на 25 - 30%.

Формула изобретения Способ заканчивания скважины в поро- во-трещинно-кавернозном коллекторе, включающий бурение пласта с промывкой буровым раствором, удаление фильтрационной корки со стенок скважины, цементирование и перфорацию обсадной колонны, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет более полного удаления фильтрационной корки, в качестве бурового раствора используют раствор с высокой водоотдачей в который предварительно вводят химически разрушаемый наполнитель, а фильтрационную корку удаляют после перфорации обсадной колонны путем продавливания водного раствора химического реагента, химически разрушающего наполнитель буро- вбго раствора, в заколонное пространство через нижние перфорационные отверстия с возвратом раствора внутрь колонны через верхние отверстия.

Изобретение относится к заканчиванию нефтяных и газовых сквьжин на месторождениях, представленных порово-трещинно- кавернозным типом коллектора. Цель повышение эффективности заканчивания скважины за счет более полного удаления фильтрационной корки со стенок скважины. Для этого бурят пласте промывкой буровым раствором с высокой водоотдачей, спускают и цементируют обсадную колонну. Затем перфорируют колонну и удаляют фильтрационную корку путем продавливания водного раствора химического реагента в заколонное пространство через нижние перфорационные отверстия с возвратом раствора внутрь колонны через верхние отверстия. 8 качестве бурового растворч лучше использовать состав, дающий толстую и легкоудаляемую фильтрационную корку. Продавцу через перфорационное отверстия осуществляют например раствором ПАВ с последующей прокачкой раствора кислоты. Давление продавки 0,5 - 1 МПа должно быть ниже давления разрыва пласта 2 ил. 4W Ё

Ј&./

ям. г