Способ изоляции поглощающих и водонасыщенных пластов

 

СОЮЗ СОВЕТСНИХ СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (19) (И) (5)) 4 Е 21 В 33/138

ОЛИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР пО делАм изОБРетений и oTKpblTV9 (21) 3800351/22-03 (22) 11.10.84 (46) 30.06 ° 86. Бюл. У 24 (71) Производственное объединение

"Иангышлакнефть" и Узенское управление буровых работ (72) Ю.Т. Калашников (53) 622 ° 245.42(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

У 825864, кл. Е 21 В 33/138, 1979.

Авторское свидетельство СССР . У 933963, кл. Е 21 В 43/32, 1980. (54)(57) СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПОГЛОЩАЮЩИХ И ВОДОНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ, включающий последовательную закачку вскважину буферной жидкости в виде низкоконцентрированного 0,001- .

0,05%-ного водного раствора полиак" риламида и раствора минерального вяжущего, отличающийся тем, что, с целью повьппения эффектив-ности изоляции за счет увеличения интервалов плотного сцепления цементного камня с колонной и породой, и обеспечения требуемои высоты подь. ема цемента за колонной, перед закачкой в скважину буферной жидкости и раствора минерального вяжущего закачивают .раствор полиакриламида с концентрацией 0,2-0,5%, а плотность раствора минерального вяжущего составляет 1,10-1,20 г/см .3

1240868

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

Цель изобретения — повьппение эффективности 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.Х имеет параметры по вязкости, близкие к. воде, и свободно проникает в призабрйную зону проницаемых пластов через поры и каналы очищенной от глинистой корки стенки скважины. 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

Э скважину бойлером завозится 5 м

ПАА 0,.2Х-ной концентрации. В емкость цементировочного агрегата ЦА-320М. набирают 2,5 м технической воды и смешивают ее с 0,5 м ПАА 0,2Х кон9 центрации путем перекачивания из бойлера с последующей круговой циркучяцией. После перемешивания в течение 10-15 мин в цементировочном агрегате образуется полимерный раствор с концентрацией ПАА 0,04 вес. . В

9 скважину закачивают из бойлера 4,5 м

ПАА с концентрацией 0,2 вес., затем

3 м1 ПАА с концентрацией 0,04 вес.Х, после чего 3-5 м тампонажного растэ

9 вора с удельным весом 1,1-1,2 гс/см

В качестве тампонажного материала использовался цемент ОЦГ.

Эффективность изоляции поглощающих и водонасыщенных пластов в процессе крепления скважины определена коэффициентами К „и К,, Коэффициент поглощения К„ представляет собой отношение объема це5 мента, израсходованного в кольцевом пространстве необсаженного интервала скважины к объему затрубного пространства в этом же интервале.

Меньший коэффициент .К характерии 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 К представляет собой отношение длины с плотным сцеплением цементного камня на исследуемом: участке к длине этого участка.

Примеры конкретного выполнения.

Пример l. На скважине Ф 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

30 колонны 1250 м, диаметр 139,7 мм, диаметр долота 0 215,9 мм. Было

9 введено 51 м тампонажного раствора.

Перед закачкой тампонажного раствора в качестве буферной жидкости было введено 4,5 м частично гидролизованЭ ного полиакриламида 0,2 концентрации и 3 м ПАА 0 04Х концентрации,и 3 мп

ОЦГ (облегченный цемент) последовательно. B процессе продавки цемента

40 из скважины вьппло 3 7 м ОЦГ.

К„=Ч„/Ч =39,7/36,9=1,075

В интервале XIII продуктивного горизонта 1217-1230 м коэффициент качества цементирования (коэффици45 ент сцепления цемента с колонной) составил К„=0,585. з

Пример 2. На скважине Р 843 коэффициент кавернообразования при бурении из-под кондуктора составил

1.,37 .Кондуктор 1п 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 спущеЫ на на глубину 1680 м. Было введено э

69 м тампонажного раствора. В качестве буферной жидкости был использован способ изоляции с составом з 1240 и в последовательности, указанной в примере 1. В процессе продавки иэ скважины вышло 12,5 м тампонажного раствора.

К„=Ч, /Ч =49/47,9=1,023

В интервале ЙЙ-а продуктивного горизонта 1570-1640 м К„=0,771.

Пример 3. На скважине 11 853 коэффициент кавернообраэования при бурении из-под кондуктора составил 10

1,326 ° Кондуктор 41245 мм с толщиной стенки 9 мм спущен на глубину 321 м.

Эксплуатационная колонна Р 139,7 спущена на глубину 1704 м. Диаметр используемого долота при бурении под 15 эксплуатационную колонну 216 мм.

Было введено 68 м тампонажного растэ вора. В качестве буферной жидкости бып использован способ, аналогичный примеру 1. В процессе продавки из 20 э скважины вышло 13,5 м тампонажного цемента.

Кц=Ч /V 46,5/45,8 1,015

В интервале XXI продуктивного горизонта 1570-1654 м К =1,O. 25

В интервале ХЕХ продуктивного горизонта 1430-1515 м K<=1,0.

В табл. 1 представлены граничные параметры раствора полиакрилаиида и тампонажного цемента. 30

Из табл. 1 видно, что с увеличением концентрации полиакриламида условная вязкость по стандартному полевому вискозиметру (СПВ-5) возрастает, причем наиболее интенсивно при концентрации выше 0,5Х.

Практическими наблюдениями установлено, что при концентрации ПАА

1,0-2,0Х происходит такое же снятие глинистой корки со стенок скважины, 40 как и при концентрации ПАА 0,2-0,5Х, причем ПАА 1,0-2,0Х концентрации создает с твердой фазой снимаемой гли- : нистой корки труднопрокачиваемую смесь, способствующей увеличению 45 гидравлических сопротивлений и поглощению тампонажного раствора при цементировании.

С целью экономии дорогостоящего материала ПАА и снижения гидравли- 50 ческих сопротивлений, оптимальной для снятия глинистой корки является концентрация ПАА 0,2-0,5Х с условной вязкостью по СПВ-5-50-75 с, на 1030Х превышающей условную вязкость 55 промывочного бурового раствора.

Условная вязкость тампонажного раствора (ОЦТ) и его растекаеиость, 868 4 показанные в табл. 1, возрастают скачкообразно, начиная с плотности

1,40 ° 10 кг/м, но в связи с тем, э что промысловые испытания показали неэффективность использования тампонажного раствора с плотностью меэ э нее 1,10 10 кг/м в процессе цементирования скважины затруднен, то оптимальной является плотность 1 10э

Е 20 10 кг/м .

Ниже приводятся примеры подтверждающие граничные значения параметров, приведенных .в формуле изобретения.

Пример 1. Скважина ЕЕ 7218 месторождения Узень имеет конструкцию, кондуктор 245 мм 205 м. Скважина под эксплуатационную колонну 139, 7 мм"

« 250 м пробурена долотом с диаметром 215,9 мм. По кавернометрии коэффициент кавернообразования соста- ° вил 1,097. В скважины закачали в качестве буферной жидкости 4 м ПАА

0,2Х концентрации с условной вязкостью по СПВ-5 (стандартный полевой вискозиметр) равным 50 с и 6 м техэ нической (морской) воды, после чего закачано 30 м ОЦГ с плотностью э

1,40 г/см и 11 м ПЦГ с плотностью э э

1,83 г/см . Из скважины в конце проэ давки .вышло 4 м ПАА с вязкостью э

250 с и с плотностью 1,15 г/см .

Э

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 37,5Х. Проницаемыми пластами было поглощено 63,8Х цементного раствора от объема скважины ..

Таким образом ПАА 0,2Х концентрации интенсивно снимает глинистую корку со стенок скважины. Смесь IIAA c глинистой коркой не создает непрокачиваемой смеси. ПАА 0,2Х концентрации не создает изолирующего экрана.

Пример 2. Скважина В 3319 месторождения Уэень имеет следующую конструкцию: кондуктор 245 мм 197 м.

Скважина под эксплуатационную колонну 146 ми 1352 и пробурена долотом

D 215,9 им. Коэффициент кавернообразования составил 1,189. В скважину закачали 5 м технической воды и

3 м ПАА 0,5Х концентрации в качестэ ве буферной жидкости, после чего закачано 35 м ОЦГ с плотностью

1240868

l,40 г/см и 9 м3 ПЦГ с плотностью

1 83 г/cM3. Из скважины в конце пров

3 давки вышел весь буфер и 0,5 м цементного раствора. Условная вязкость закачиваемого раствора ПАА 75 с, а выходящая иэ скважины смесь ПАА с глинистой коркой имела условную вязкость "не течет", хотя по желобной системе визуально имела хорошую прокачиваемость. Плотность выходящей из скважины смеси ПАЛ с глинистой коркой составила 1,14 г/см . В проЭ цессе продавливания буферной жидкости и цементного раствора роста давления сверх ожидаемого не наблюдалось.

По замеру АКЦ-4 ВПЦ=О (устье), плотное сцепление цементного камня с колоннои и породои В продуктивнои 20 части (с 1112 м) составило 100Х.

Проницаемыми пластами было поглощено 32,4 от объема скважины цемент-. ного раствора. ПАА 0,5Х концентрации интенсивно снимает глинистую корку. 25

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 зоне gp проницаемых пластов.

Пример 3. Скважина Р 3227 месторождения Узень состоит из кондуктора 245 мм 184 м. Скважина под эксплуатационную колонну пробурена

35 долотом с диаметром 215,9 мм. В скважину спущена эксплуатационная. колонна 146 мм 1335 м. Коэффициент кавернообразования скважины в интервале 184-1335 составил 1,116. В

40 скважину закачали 5 м раствора поэ лиакриламида 1,0Х концентрации и

3 м технической воды в качестве буферной жидкости, после чего закачано

41 м ОЦГ с плотностью 1,40 г/см. э 3 45 и ПЦГ 14,7 м с плотностью 1,83 r/см, Из скважины вышел 1,0 м ПАА в смеси

Э с глинистой коркой в виде нетекучей массы после чего на последних кубоJ

50 метрах продавочной жидкости циркуляция из скважины прекратилась, таким образом без выхода циркуляции было закачано 4,5 м продавочной жидкости

Э до получения момента "Стоп". В про- цессе продавливания буферной жидкос- 55 ти наблюдался рост давления сверх ожидаемого на 20-30 кг/см . По замеру

АКЦ-4 ВПЦ 0 (устье), плотное сцепл ние цементного камня с колонной и породой в продуктивной части (с

1170 м) составило 20Х. Проницаемыми пластами было поглощено 86,3Х цементного раствора от объема скважины.

ПАА l OX концентрации интенсивно снимает глинистую корку. Смесь ПАА

l,OX с глинистой коркой создает труднопрокачиваемую смесь, что приводит к росту давления и к гидроразрыву пластов. ПАА 1,0Х концентрации не создает изолирующего экрана в прискважинной зоне проницаемых пластов.

В виду высокой вязкости 1,0Х-ного раствора ПАА, равной (по СПВ-5)

T=2O0 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.

Э

Пример 4. Нагнетательная скважина В 5130 с конструкцией, содержащей кондуктор 245 582 м, пробурена долотом с Р=215,9 мм под спущенную в нее эксплуатационную колонну

168 мм 1150 м. Коэффициент каверно" образования скважины в интервале

582-1150 м равен 1,179. В качестве буферной жидкости в скважину закача3 ли 5 м суспензии ПЦГ с плотностью

1,20 г/смэ, после чего закачано

30 м ЦПГ с плотностью 1,83 г/см э э

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 ) Т=20 с при выходе

3 из скважины практически не изменилась, за исключением зоны смешения начальных 1-1,5 м . В процессе проЭ давливания буферной жидкости и цементного раствора роста давления сверх ожидаемого не наблюдалось.

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

Пример 5. Скважина М 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. Ко1240868

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

Таблица I олиакриламида и тампонажного (ОЦГ) Граничные параметры раствора п цемента

Параметры тампонажного раствора (ОЦГ) Концентрация полиакриламида (ПАА), вес.Х

Условная вязкость

Растекаемость, см

Условная

Плотность, гс/см

3 раствора полиакриламида, вес.Х. (по СПВ-5) вязкость по СПВ-5,с

0,001

0,05

16

16

1,05

1,10

Не замеряется эффициент кавернообразования скважины в интервале 315-1805 м составил

1,251. В качестве буферной жидкости закачали 3 м3 ПАА 0,2Х концентрации и 3 м ОЦГ с плотностью 1 10 г/см

3 3

3 затем закачано 35 м ОЦГ с плотностью 1,40 г/см и 26 м ПЦГ с плот3 3 ностью 1,83 г/см . Из скважины вьппел

3 весь буфер и 0,5 м ПЦГ. По замеру 10

АКЦ-4 ВПЦ-О, плотное сцепление цементного камня с колонной и породой в продуктивной части (с 1143,6 м) составило 38Х. Проницаемыми пластами было поглощено 21,4Х цементного раст- 15 вора от объема скважины в интервале

315-1805 м.

Пример 6. Скважина Ф 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 кавернообраэования 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

3 чего закачано 35 м ОЦГ с плотностью

1,35-1,40 г/см3 и 10 м ПЦГ с.плот3 ностью 1,80 г/см . При продавке буферный и цементный раствор из скважины не вышел. Анализ диаграммы

АКЦ-4 показывает высоту подъема цемента до 210 м от устья, плотное сцепление цементного камня с колонной и породой в продуктивной части (с 1093 м) составило 92,2 . Проницаемыми пластами быпо поглощено

83,5Х цементного раствора от объема скважины в интервале 198-1150 м.

Пример 7. Скважина 9 5748 с конструкцией кондуктора 245 мм

«256 м пробурена долотом с диаметром

215,9 мм под спущенную в нее эксплуатационную колонну 140 1335 м. Коэффициент кавернообразования скважины в интервале 256-1335 м составил

l,ill. В качестве буферной жидкости э закачали 4 м ПАА 0,2Х-ной концентрации, 6 м ПАА 0,04Х-ной концентра3 ции, 4 м3 ОЦГ с плотностью 1,40 r/см после чего закачано 30 м ОЦГ с плотностью 1,43 г/см и 10 м ПЦГ с

Э плотностью 1,80 г/см3. При продавке из скважины вышел весь буфер и 1,5 м

ОЦГ с плотностью 1,43 г/cM . По диаграмме АКЦ-4 ВПЦ=О, плотное сцепление цементного камня с колонной и породой в продуктивной части (с 1111 м) составило 32,7Х. Проницаемыми пластами было поглощено 17Х цементного раствора от объема скважины в интервале 256-)335 м.

Иэ приведенных примеров видно, что цементные суспенэии 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

3 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 соз3 дают непроницаемого экрана в прискважинной зоне в районе проиицаемых коллекторов. Цементные суспенэии с плотностью 1,10-1,20 г/см без применения ниэкоконцентрированного ПАА неэффективны в отношении закупоривающих свойств.

1240868

Продолжение табл.1

Параметры тампонажного раствора (ОЦГ) Условная вязкость

Условная вязкость по CIIB-5,с раствора полиакриламида, вес.Х (по СПВ-5) .Растекаемость, см

Плотность, гс/см

0,10

1,20

20

0.,20

1,30

0 50

1,40

25

1,0

200

Таблица 2

Онытмые схваммны (c нснолъзованием разработанного сцособа изоляции) Контролъиые скэамнны (но нрототмну) замир р

Конструкция схвамины

Резулътаты цемем- тмроьания

Сквамина, р

Конструкция кваэины ение, Х

ВПП, и

Иогло ценный цена

543 @I М

5290

4145 245 543,5

245 ° 600

100

bI t5

0 100

31 6

146 !276

146 ° 1400

51,0

245 346

168 1280

I 14

121,8

3175 245 612,5

47,3

245 594

5,7

5546 146 ° 1260 0 88,5

140 136,0

245 570,5, 32,0

36,7

245 554

6087 140 ° 1395

95,0 .

36,0

245 ° 311

245 315

653! 140 1805

6548 14.0 ° 1750 0 53,0

2,5

1,0

48,0

Концентрация полиакриламида (ПАА), вес.Х

Плотное смел" ление цементного камня, 2 в про" духтивмой части

6083 245 ° 583,5 0

6078 139,7 ° 1365 0

Резулътаты цементирования

Плотное сцепление цементного камня °

Х э нродухтивиой части

1240868

Продолжение табл. 2

Контрольные сквавины (по прототипу) Опытныа скванины (с использованием разработаиното способа изоляции) Результаты цементированмя

Скваямна, р

Конструкция скважины

Результаты ценантнрования

Хонструк скваиины

Сквв" нийа, Ф

Лотлоценный цемент, Х

ВЛЛ» м

6554 245 321,5

l$3

20,0

90!

39,7 ° 1705

245 319

6522 139,7 ° 1666 20

2,6

25,3

В среднем!

41, S

11,7

0 80,5

60,0

В среднем. 139

Составитель Е. Тангалычев

Редактор Ю. Середа Техред О.Сопко Корректор А. Зимокосов

Производственно-полиграфическое предприятие, r. Ужгород, ул. Проектная, 4

Плотное сцепление ценентного камня °

2 в продуктивной час

Заказ 3462/25 Тираж 548 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Лнотoct цеп» анне ементото а»ФФ» в проуктивной части