Способ заканчивания скважин

Способ заканчивания скважин

Реферат

 

Использование: при строительстве нефтяных скважин в период заканчивания. Цель - повышение качества работ за счет сохранения и улучшения коллекторных свойств неагрессивными технологическими жидкостями в процессе вторичного вскрытия продуктивных пластов. Сущность изобретения: бурением вскрывают продуктивный пласт, производят спуск и прямое цементирование через низ обсадной колонны путем закачки цементного раствора в колонное пространство с последующей его продавкой в заколонное пространство. В качестве первой порции продавочной жидкости закачивают гелеобразующий раствор из водоспиртового раствора метилсиликонтата натрия - ГКЖ-11, нейтрализованного соляной кислотой до водородного показателя рН 8-9. Эта двухкомпонентная жидкость в процессе перфорации пласта превышает его мощность и образует в призабойной зоне временный барьер объемному поглощению перфорационной жидкости в продуктивный пласт за счет забивки вновь образованных перфорационных каналов аморфным осадком. После перфорации в скважину закачивают 5-15%-ный раствор едкого натра и смешивают его с гелеобразующим раствором до водородного показателя трехкомпонентной смеси рН 12,3-13. Ожидают растворение осадка, тем самым удаляя временный барьер, после чего смесь продавливают в продуктивный пласт для восстановления фазовой проницаемости нефти и снижения фазовой проницаемости воды. Далее осуществляют вызов притока флюида. 5 табл.

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к способам строительства нефтяных скважин и обработок продуктивных горизонтов.

Известен способ заканчивания скважин, включающий первичное вскрытие продуктивного пласта, спуск обсадной колонны и ее прямое цементирование с закачкой двухсоставной продавочной жидкости, опрессовку колонны и перфорацию с использованием первой порции продавочной жидкости в качестве перфорационной жидкости, освоение скважины.

Недостатком этого способа является то, что в качестве первой порции продавочной жидкости применяют буровой раствор. Буровой раствор является фильтрующей жидкостью и при вторичном вскрытии продуктивного пласта перфорацией отрицательно влияет на его коллекторские свойства. Поскольку при наиболее широко применяемой кумулятивной перфорации возникают высокие давления, через вновь образованные перфорационные каналы дисперсная среда бурового раствора мгновенно отфильтровывается в пласт, а порой и вместе с дисперсной фазой (глиной) поглощается в трещины гидроразрыва. Для восстановления проницаемости закольматированной призабойной зоны пласта потребуется проведение многочисленных дополнительных технологических мероприятий (закачка глинокислоты, виброобработка и др.), которые все же не могут полностью ликвидировать негативные последствия перфорации, что скажется на сроках освоения, продолжительности вывода скважины на режим и дебитах.

Наиболее близким к предлагаемому является способ заканчивания скважин, включающий первичное вскрытие продуктивного пласта бурением, образование временного барьера в призабойной зоне скважины, превышающего мощность пласта путем закачки кислотного и щелочного растворов, спуск обсадной колонны в ствол скважины, ее цементирование путем закачки цементного раствора в обсадную колонну с последующей его продавкой в заколонное пространство, перфорацию обсадной колонны и вызов притока флюида из пласта.

Недостатком этого способа является то, что временный барьер из кислотного и щелочного ПАВ растворов, созданный в призабойной зоне до спуска обсадной колонны, недостаточно эффективно предупредит отрицательные последствия перфорации, а возможно и ухудшит обстановку, так как до вторичного вскрытия пласта перфорацией кислота уже прореагирует и увеличит размеры пор, а в случае использования в качестве перфорационных жидкостей неструктурированных водных жидкостей, уже обладающих поглощающей способностью продуктивными пластами, то через очищенные каналы и поры поглотитcя еще больше жидкоcти. Kроме того, поcледовательная закачка кислотного и затем сразу же щелочного раствора все же не может не привести к частичному выпадению солей, а меры по удалению осадка не предусмотрены. Эти процессы вместе повлекут за собой снижение проницаемости призабойной зоны пласта, а в последующем к существенным недоборам в добыче нефти.

Сущность изобретения заключается в том, что в способе заканчивания скважин временный барьер образуют после цементирования обсадной колонны и внутри последней, при этом временный барьер образуют путем закачки гелеобразующего раствора из водоспиртового раствора этилсиликоната натрия ГКЖ-10 или водоспиртового раствора метилсиликоната натрия ГКЖ-11, нейтрализованного соляной кислотой до водородного показателя pH 8-9, а после перфорации временный барьер удаляют путем закачки 5-15%-ного раствора едкого натра в количестве, обеспечивающем для смеси водородный показатель pH 12,3-13, ожидания растворения осадка смеси и продавки последней в продуктивный пласт.

Цель изобретения улучшение коллекторских свойств продуктивного пласта при минимальном негативном воздействии на глубинное оборудование.

Жидкости ГКЖ-10, ГКЖ-11 выпускаются в соответствии с ТУ 6-02-696-76. Жидкость ГКЖ-10 представляет собой водоспиртовый раствор этилсиликоната натрия, жидкость ГКЖ-11 водоспиртовый раствор метилсиликоната натрия.

Физико-химические показатели жидкости ГКЖ-10 и ГКЖ-11 представлены в табл.1.

Соляная кислота HCl бесцветный водный раствор хлористого водорода с резким запахом, в присутствии железа или хлора слабо окрашена в желтовато-зеленый цвет. Для нужд нефтяной промышленности заводы-изготовители поставляют абгазовую соляную кислоту (ТУ 6-01-714-77) и синтетическую соляную кислоту техническую (ГОСТ 857-78). Массовая доля хлористого водорода в соляной кислоте должна составлять (не менее): ТУ 6-01-714-77 22% (марка А) и 20% (марка Б); ГОСТ 857-78 35% (марка А) и 31,5% (марка Б).

Гидроокись натрия (едкий натр, каустическая сода) NaOH представляет собой бесцветную, непрозрачную кристаллическую массу, хорошо растворимую в воде. Производится по ГОСТ 2263-79. Поставляется либо в твердом виде, либо в виде раствора 43-47%-ной концентрации.

Способ заканчивания скважин осуществляют следующим образом.

Производят первичное вскрытие продуктивного пласта бурением. Подготавливают ствол скважины к креплению и спускают обсадную колонну. Осуществляют прямое цементирование через низ колонны путем закачки цементного раствора в обсадную колонну с последующей его продавкой в заколонное пространство, при этом над продавочной пробкой закачивают двухсоставную жидкость. В качестве первой порции используют смесь жидкости ГКЖ-10 или ГКЖ-11 с соляной кислотой, что представляет собой гелеобразный раствор. Для получения композиции с разной плотностью и вязкостью необходимо смешивать товарный продукт (неразбавленный водой) жидкости ГКЖ-10/11/, так как высокая степень разведения ГКЖ-10/11/ препятствует конденсации силанолов (гелированию смеси) и приводит к стабилизации раствора. Соляную кислоту можно использовать различной концентрации, то ест от 6% и до концентрации товарного продукта. Однако обязательным условием является то, что количество добавляемой соляной кислоты для нейтрализации ГКЖ-10 или ГКЖ-11 было достаточным, чтобы достичь водородного показателя pH 8-9, поскольку только в этом случае происходит выпадение объемного осадка. При реакции жидкости ГКЖ-10/11/ с соляной кислотой происходит выделение газа и тепла, так, при действии 60 мл 24%-ной НСl на 100 мл ГКЖ-11 температура гелеобразного раствора повысилась от 18 до 60^оС, что также необходимо учитывать на практике. Примеры получения гелеобразного раствора представлены в табл.2. Исходя из показателей пластической вязкости и динамического напряжения сдвига, гелеобразный раствор легко прокачиваем. При пропускании гелеобразного раствора через стеклянный фильтр на последнем остается аморфный осадок с образованием уплотненной корки на фильтре. Осадок имеет довольно высокую плотность, поэтому не будет всплывать, и низкую вязкость, которая позволит при необходимости прокачивать даже обезвоженный осадок (табл.3). Осадок нерастворим в пластовой воде, солевых растворах, алифатических и ароматических углеводородах (опыт при 28-35^оС в течение 30 сут).

Объем закачиваемой первой порции продавочной жидкости гелеобразного раствора выбирают из расчета превышения в призабойной зоне мощности пласта, планируемого для эксплуатации, а плотность подбирают несколько выше (на 20-40 кг/м³) плотности второй порции продавочной жидкости (техводы, солевого раствора и др.) и с учетом превышения суммарного гидростатического давления в обсадной колонне над пластовым давлением.

После цементирования скважину оставляют на ожидание затвердения цемента (ОЗЦ). Поскольку период времени от цементирования до перфорации порой занимает от нескольких дней до нескольких месяцев (при кустовом бурении), важно знать коррозионную агрессивность гелеобразного раствора по отношению к обсадной колонне. Данные лабораторных испытаний, представленные в табл.4, свидетельствуют об инертности гелеобразного раствора с pH 8,8.

Затем приступают к перфорации на той же жидкости, что находится в скважине. Необходимо отметить, что если в процессе цементирования над продавочной пробкой не был закачан гелеобразный раствор жидкости ГКЖ-10/11, нейтрализованной соляной кислотой до pH 8-9, то ее можно закачать в призабойную зону непосредственно перед перфорацией, для чего потребуется проведение дополнительной операции по спуску насосно-компрессорных труб (НКТ). В процессе прострела обсадной колонны, цементного кольца и горной породы гелеобразный раствор (ГКЖ + HCl) частично под действием превышения давления в скважине и в большей степени от аномально высоких давлений в период взрыва зарядов перфоратора вначале ускоренно отфильтруется через вновь образованные каналы, которые полностью заполняются уплотненным осадком, после чего фильтрация в продуктивный пласт существенно замедлится. Такой временный барьер предупредит поглощение перфорационной жидкости.

В табл. 4 представлены также результаты проверки влияния перфорационной среды гелеобразного раствора на алюминиевые детали перфоратора и геофизический кабель, в частности, металлическую оплетку и внутреннюю полиэтиленовую изоляцию. Исходя из данных гелеобразный раствор с pH 8,8 не оказывает ощутимого отрицательного воздействия на эти элементы.

После перфорации в скважину спускают НКТ до уровня гелеобразного раствора. Закачивают в НКТ 5-15%-ный раствор едкого натра и методом прямой промывки доводят до нижнего конца НКТ. Затем НКТ спускают ниже непосредственно в гелеобразный раствор и, продолжив закачку продавочной жидкости, смешивают раствор NaOH c гелеобразным раствором. Применяют именно 5-15%-ный водный раствор едкого натра для осуществления полного растворения осадка (табл.3) и тем самым полностью удаляют временный барьер. Количество закачанного раствора NaOH и в дальнейшем смешанного с композицией ГКЖ+НСl, имеющей pH 8-9, необходимо, чтобы водородный показатель трехкомпонентной смеси составил pH 12,3-13,0 для ускоренного (не более чем за 30 мин) растворения осадка (табл. 5), так как при pH меньше 12,3 процесс растворения осадка не только длителен, но и не достигает полного растворения осадка.

После вскрытия продуктивного пласта перфорацией происходит контакт как двухкомпонентного гелеобразного раствора, так и трехкомпонентной смеси с цементным кольцом. В процессе лабораторных исследований влияния этих систем на затвердевшие образцы цементного камня размером 1х1х3 см, приготовленного из портландцемента с В/Ц=0,5, корродирующего влияния не обнаружено (табл.4). Предварительно высушенные при 100-105^оС цементные образцы взвешивались до и после погружения в гелеобразный раствор и смесь. Поскольку вместо того, чтобы уменьшить свой вес, что происходит при коррозии, цементные образцы, наоборот, увеличили свой вес, причем без видимых следов растрескивания. Таким образом, гелеобразный раствор и трехкомпонентная смесь, применяемые в способе, не способствуют разрушению цементного камня, а значит не приводят к заколонным перетокам пластовых флюидов.

После смешения гелеобразного раствора с раствором NaOH НКТ сразу приподнимают до уровня этой трехкомпонентной смеси в обсадной колонне, а после ожидания растворения осадка (табл.3, 5) закрывают затрубное пространство НКТ и, закачивая в последние продавочную жидкость, с повышением давления продавливают часть призабойной трехкомпонентной пачки в продуктивный пласт для его обработки. С целью выяснения процессов, происходящих при этом, рассмотрим лабораторные опыты на моделях пласта.

П р и м е р 1. Продуктивный пласт моделировали кварцевым песком фракции 0,315-0,630. Песок предварительно промыли водой, обезжирили и удалили соединения железа раствором соляной кислоты, затем нейтрализовали раствором соды и вновь промыли дистиллированной водой. После этого песок высушили при 105-120^оС. Навеску песка в 330 г поместили в делительную воронку с внутренним диаметром 0,046 м. Высота песчаного керна составила 0,14 м. Залили в делительную воронку с песком керосин и замерили удерживаемый поровый объем, который составил 69 мл, коэффициент пористости К_пор=0,354. Затем через вертикальный столбик песка в определенной последовательности фильтровали под действием сил гравитации различные жидкости в количестве трех поровых объемов с поддержанием уровня жидкости на 0,04 м выше уровня песка с замером объемной скорости фильтрации в период установившегося течения между отметками после истечения первых 50 мл жидкости и заканчивая отсчет времени по окончании истечения 100 мл, в результате определяли коэффициент проницаемости.

Вначале определили коэффициент проницаемости керосина К_к1=57,19 мкм² (это моделирует максимальный коэффициент проницаемости не вскрытого продуктивного пласта). Далее через столбик песка пропустили дистиллированную воду, для которой К_в1= 40,05 мкм² (это моделирует проникновение в продуктивный пласт фильтрата бурового раствора в процессе первичного вскрытия бурением). После этого вновь в делительную воронку залили керосин. Фильтрации практически не происходило, коэффициент фазовой проницаемости близок к нулю К_к2=0 (это характеризует негативное влияние процесса глубокого поступления в пласт воды дисперсной среды в процессе первичного и вторичного вскрытий без учета того, что еще происходит и кольматация дисперсной фазой). Затем сверху на песчаный керн поместили гелеобразующий раствор из 10,0 мл ГКЖ-11 и 13,2 мл 11,4% -ной НСl. После этого замерили проницаемость воды, которая составила К_в2= 33,79. Необходимо отметить, что даже без перепада давления, под действием которого уплотненный осадок гелеобразного раствора более эффективно закольматировал бы песчаный керн, фильтрация воды все же снизилась. Далее в воронку залили предварительно нагретый до 80^оС забойной температуры 50 мл 10% -ного раствора NaOH. Осадок полностью растворился за 14 мин, и смесь профильтровалась сквозь песчаный керн (это моделирует процесс обработки продуктивного пласта смесью после перфорации). После чего определили коэффициент проницаемости керосина К_к3=5,95 мкм². Трехкомпонентная смесь позволила восстановить фазовую проницаемость углеводородной жидкости. Затем вновь пропустили воду, для которой фазовая проницаемость составила К_в3=9,79 мкм². Существенное снижение проницаемости воды позволяет сделать вывод о высоких гидрофобизирующих свойствах трехкомпонентной смеси.

П р и м е р 2. В данном случае использовали навеску песка в 330 г фракции 0,125-0,315 мм, для которой поровый объем по керосину составил 80 мл, К_пор=0,374. Высота песчаного керна 0,14 м, уровень жидкости над песком 0,05. Через столбик песка в делительной воронке с внутренним диаметром 0,046 м в той же последовательности пропустили керосин и воду, соответственно коэффициенты фазовой проницаемости составили: К_к1=47,41 мкм²; К_в1=32,27 мкм²; К_к2= 0. Но в этом случае над песком поместили 100 мл гелеобразного раствора, поэтому К_в2= 19,43 мкм². Увеличение объема гелеобразного раствора во втором примере привело к большему снижению фазовой проницаемости воды сквозь осадок по сравнению с первым опытом примерно на 23% Затем в делительную воронку долили 200 мл 10%-ного раствора NаOH. Фазовые проницаемости жидкостей составили: К_к3= 6,61 мкм²; К_в3=7,02 мкм².

Результаты лабораторных исследований на моделях пласта свидетельствуют о закономерности в проявлении положительных свойств осадкообразующего раствора с pH 8-9 в плане предупреждения неконтролируемого поглощения воды, а трехкомпонентной смеси с pH 12,3-13,0 в плане частичного восстановления фазовой проницаемости углеводородной жидкости в прискважинной зоне и кратному снижению фазовой проницаемости воды.

После обработки призабойной зоны заменяют скважинную жидкость на жидкость меньшей плотности, компрессионированием снижают уровень и вызывают приток нефти из скважины.

Эффективность предлагаемого способа заключается в повышении качества вторичного вскрытия пласта путем применения неагрессивных технологических жидкостей по отношению к скважинному оборудованию, элементам перфоратора и цементному камню, вначале проявляющих изолирующие свойства и, в конечном итоге, способных проявить высокие гидрофобные свойства, не вызывающие кольматации продуктивного пласта-коллектора. В результате этого способ позволит исключить многие ремонтно-изоляционные работы, успешно освоить скважину, продлить безводный период ее эксплуатации и повысить добывные возможности скважины.

Формула изобретения

СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН, включающий первичное вскрытие продуктивного пласта бурением, образование временного барьера в призабойной зоне скважины, превышающего мощность пласта, путем закачки кислотного и щелочного раствором, спуск обсадной колонны в ствол скважины, ее цементирование путем закачки цементного раствора в обсадную колонну с последующей его продавкой в заколонное пространство, перфорацию обсадной колонны и вызыв притока флюида из пласта, отличающийся тем, что временной барьер образуют после цементирования обсадной колонны и внутри последней, при этом временный барьер образуют путем закачки гелеобразующего раствора из водоспиртового раствора этилсиликоната натрия ГКЖ-10 или водоспиртового раствора метилсиликоната натрия ГКЖ-11, нейтрализованного соляной кислотой до водородного показателя рН 8 9, а после перфорации временный барьер удаляют путем закачки 5 15%-ного раствора едкого натра в количестве, обеспечивающем для смеси водородный показатель рН 12,3 - 13,0, ожидания растворения осадка смеси и продавки последней в продуктивный пласт.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5