RU2304698C1 - Способ обработки призабойной зоны пласта - Google Patents
Способ обработки призабойной зоны пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2304698C1 RU2304698C1 RU2006127119/03A RU2006127119A RU2304698C1 RU 2304698 C1 RU2304698 C1 RU 2304698C1 RU 2006127119/03 A RU2006127119/03 A RU 2006127119/03A RU 2006127119 A RU2006127119 A RU 2006127119A RU 2304698 C1 RU2304698 C1 RU 2304698C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- chalk
- polymer
- acid
- solution
- formation
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при заканчивании скважин. Технический результат - повышение продуктивности пласта в результате предотвращения отрицательного воздействия буровых растворов и образования разуплотненной призабойной зоны. По способу обработки призабойной зоны пласта проводят первичное вскрытие скважины на полимермеловом растворе, перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта под слоем полимермелового раствора, создают в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемый защитный экран нагнетанием полимермелового раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования. Спускают обсадную колонну, цементируют затрубное пространство, ведут повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через обсадную колонну и разрушают защитный экран кислотной обработкой. Используют полимер-меловые растворы плотностью 1040÷1060 кг/м3 следующего состава, мас.%: кальцинированная сода - 1-6, карбоксиметилцеллюлоза - 1-6, полиакриламид - 2-3, глина - 48-52, мел - 46-50, вода - остальное.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при заканчивании скважин для повышения продуктивности пласта в результате предотвращения отрицательного воздействия буровых растворов и образования разуплотненной призабойной зоны.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта за счет гидрофобизаций поверхности пор. В скважину после вторичного вскрытия продуктивного пласта перфорацией опускают насосно-компрессорные трубы с таким расчетом, чтобы они были ниже интервала перфорации на 3-4 м. Заменяют буровой раствор на безводную нефть и закачивают в интервал продуктивного пласта углеводородный раствор. Он содержит водорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), маслорастворимое ПАВ и углеводородную жидкость в следующих соотношениях соответственно, об.%: 0,5-0,9; 1-2; остальное. Раствор закачивают в объеме, равном объему скважины в интервале пласта. Смесь масло- и водорастворимых ПАВ позволяет полностью удалить глину из призабойной зоны пласта, связать ее в виде обратной эмульсии за счет снижения величины поверхностного натяжения на границе нефть-вода-порода и уменьшения величины капиллярного давления (Патент РФ №1327594, опубл. 01.04.1987).
Недостатком этого метода является то, что при первичном вскрытии пласта не исключается проникновение бурового раствора со шламом и цементного раствора в продуктивный пласт.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ заканчивания нефтяных и газовых скважин, включающий создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана после предварительного образования в нем сети трещин и каналов с помощью перфоратора взрывного действия перед креплением скважины. Нагнетание кислоторазрушаемого раствора ведут давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования. После крепления скважины кислоторазрушаемый защитный экран разрушают. Удаляют его путем кислотной обработки пласта. Кислотную обработку пласта ведут в гидроимпульсном режиме. Темп снижения давления периодически контролируют(Патент РФ №2225503, опубл. 2004.03.10 - прототип).
Известный способ обеспечивает сохранение фильтрационных свойств продуктивного пласта, увеличение дебита скважины. Однако способ недостаточно эффективен вследствие применения цемента для создания кислоторазрушаемого экрана.
В изобретении решается задача понижения отрицательного влияния цементного раствора на коллекторские свойства продуктивного пласта, повышение дебита скважин на месторождениях с низкими коллекторскими свойствами.
Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны пласта, включающем первичное вскрытие скважины, перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта, создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну и разрушение кислоторазрушаемого защитного экрана кислотной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта, первичное вскрытие скважины ведут на полимермеловом растворе, указанное перфорирование ведут под слоем полимермелового раствора, в качестве кислоторазрушаемого раствора используют полимермеловой раствор, при этом используют полимермеловые растворы плотностью 1040÷1060 кг/м3 следующего состава, мас.%:
Кальцинированная сода | - 1-6 |
Карбоксиметилцеллюлоза | - 1-6 |
Полиакриламид | - 2-3 |
Глина | - 48-52 |
Мел | - 46-50 |
Вода | - остальное |
Признаками изобретения являются:
1) первичное вскрытие скважины;
2) перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта;
3) создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования;
4) спуск обсадной колонны;
5) цементирование затрубного пространства;
6) повторная перфорация призабойной зоны продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну;
7) разрушение кислоторазрушаемого защитного экрана кислотной обработкой призабойной зоны пласта;
8) первичное вскрытие скважины на полимермеловом растворе;
9) перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта под слоем полимер- мелового раствора;
10) использование в качестве кислоторазрушаемого раствора полимермелового раствора;
11) плотность полимермеловых растворов в пределах 1040-1060 кг/м3.
Признаки 1-7 являются общими с прототипом, признаки 8-11 являются существенными, отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
Основной причиной снижения продуктивности скважин при их заканчивании является кольматация пор глинистыми или цементными составляющими растворов для бурения или обработки призабойной зоны пласта. В изобретении решается задача понижения отрицательного влияния цементных и глинистых растворов на коллекторские свойства продуктивного пласта, повышение дебита скважин на месторождениях с низкими коллекторскими свойствами. Задача решается следующим образом.
Бурят скважину до кровли продуктивного пласта по обычной технологии. Первичное вскрытие скважины в зоне продуктивного пласта проводят на полимермеловом растворе плотностью 1040-1060 кг/м3. До спуска обсадной колонны выполняют перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта под слоем этого же полимермелового раствора плотностью 1040-1060 кг/м3. Создают в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемый защитный экран нагнетанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования. В качестве кислоторазрушаемого раствора используют полимермеловой раствор плотностью 1040÷1060 кг/м3. Спускают обсадную колонну. Цементируют затрубное пространство. Повторно перфорируют призабойную зону продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну. Разрушают кислоторазрушаемый защитный экран кислотной обработкой призабойной зоны пласта.
Состав реагентов для приготовления полимермелового раствора плотностью 1040-1060 кг/м3 составляет, кг/м3:
Кальцинированная сода | 1-6 |
Карбоксиметилцеллюлоза | 1-6 |
Полиакриламид | 2-3 |
Глина | 48-52 |
Мел | 46-50 |
Вода | остальное |
Для первичного вскрытия заготавливают полимерный раствор на буровой плотностью 1040-1060 кг/м3. Водный раствор реагентов готовят на пресной технической воде с использованием цементировочного агрегата и технологической емкости. В технологическую емкость объемом 10 м3, наполненную водой, последовательно вводят кальцинированную соду (Na2CO3), карбоксиметилцеллюлозу и полиакриламид. Для перфорирования осуществляют приготовление полимермелового раствора необходимой плотности путем перемешивания с помощью цементировочного агрегата и бурового насоса утяжеленного глиномелового раствора плотностью 1300-1350 кг/м3 и полимермелового раствора плотностью 1020-1030 кг/м3. Глиномеловой раствор готовят централизованно и заблаговременно доставляют на скважину. Объем глиномелового раствора определяют исходя из требуемой плотности. Соотношение глины и мела подбирают исходя из требуемого удельного веса раствора, при этом объем глины не превышает 80 кг на 1 м3 раствора. Наличие мела в растворе обеспечивает надежное вскрытие продуктивного горизонта при кислотной обработке в процессе освоения.
Применение полимермелового раствора на этапе вскрытия продуктивного пласта приводит к сохранению коллекторских свойств пласта за счет снижения репрессионного давления на пласт. Это позволяет снизить глубину загрязнения призабойной зоны пласта фильтратом, а незначительное содержание в составе полимермелового раствора глинистой составляющей и наличие химически активной твердой фазы (мела) с акриловыми полимерами создает искусственный защитный экран, снижая, тем самым, степень отрицательного влияния бурового раствора.
На этапе перфорирования производят формирование разуплотненной зоны в интервале продуктивного пласта путем проведения прострелочно-взрывных работ в открытом стволе скважины до спуска эксплуатационной колонны. Перед проведением прострелочно-взрывных работ в интервал продуктивного пласта закачивают полимермеловой буровой раствор, содержащий в своем составе химически активный компонент - мел. При перфорации в открытом стволе в породах коллектора образуются более глубокие каналы и сеть трещин, так как сила заряда не расходуется на прожигание обсадной колонны.
Для предотвращения загрязнения продуктивного пласта при цементировании колонны проводят искусственную кольматацию сформированной призабойной зоны путем задавливания полимермелового раствора в пласт при давлении, превышающем 1,0-1,5 МПа расчетного давления, возникающего в процессе цементирования эксплуатационной колонны. Задавливание раствора в пласт производят в гидроимпульсном режиме. Устье скважины герметизируют. С помощью цементировочного агрегата в скважине создают нужное давление. Выдерживают это давление в течение 5-10 мин, затем давление сбрасывают. Это повторяют до 10-15 раз. В результате каналы и трещины сформированной призабойной зоны продуктивного пласта забиваются полимермеловым раствором, и образуется защитный слой, исключающий проникновение цементного раствора в продуктивный пласт при цементаже заколонного пространства.
После спуска обсадной колонны и цементажа заколонного пространства производят вторичное вскрытие продуктивного пласта перфорацией. В пласт закачивают соляную кислоту, которая легко растворяет и уничтожает защитный слой в трещинах и каналах, образованных при первичном вскрытии технологией формирования разуплотненной призабойной зоны в интервале продуктивных пород.
Пример конкретного выполнения:
Технология была применена на скважинах №313 и №314 Алексеевского нефтяного месторождения Татарстана. На скважине №314 применялась технология по прототипу. В скважине №313 применена заявленная технология.
Использовали полимермеловые растворы плотностью 1050 кг/м3 следующего состава, мас.%: кальцинированная сода - 1, карбоксиметилцеллюлоза - 1, полиакриламид - 2, глина - 48, мел - 46, вода - 4.
Анализ добывных показателей позволяет сделать следующие выводы:
По скважине №314: Кпор.=10.9%; Qнефти=2,6 т/сут, Qуд=0,17 т/сут·м.
Скважина №313: Кпор.=12.5%; Начальный дебит нефти по данной скважине составил 5,2 т/сут, а удельный - 0,658 т/сут·м, что в 2,9 раза превышает средний удельный дебит по скважине №314.
Применение предложенного способа позволит снизить отрицательное влияние цементного раствора на коллекторские свойства продуктивного пласта и повысить дебит скважины на месторождениях с низкими коллекторскими свойствами.
Claims (1)
- Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий первичное вскрытие скважины, перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта, создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну и разрушение кислоторазрушаемого защитного экрана кислотной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта, отличающийся тем, что первичное вскрытие скважины ведут на полимер-меловом растворе, указанное перфорирование ведут под слоем полимермелового раствора, в качестве кислоторазрушаемого раствора используют полимермеловой раствор, при этом используют полимермеловые растворы плотностью 1040÷1060 кг/м3 следующего состава, мас.%:
кальцинированная сода 1-6 карбоксиметилцеллюлоза 1-6 полиакриламид 2-3 глина 48-52 мел 46-50 вода остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006127119/03A RU2304698C1 (ru) | 2006-07-26 | 2006-07-26 | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006127119/03A RU2304698C1 (ru) | 2006-07-26 | 2006-07-26 | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2304698C1 true RU2304698C1 (ru) | 2007-08-20 |
Family
ID=38511959
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006127119/03A RU2304698C1 (ru) | 2006-07-26 | 2006-07-26 | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2304698C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2647136C1 (ru) * | 2017-05-10 | 2018-03-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
-
2006
- 2006-07-26 RU RU2006127119/03A patent/RU2304698C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2647136C1 (ru) * | 2017-05-10 | 2018-03-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR910003096B1 (ko) | 다단계 석탄층 파괴방법 | |
RU2358100C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
CA2181208C (en) | Method for vertically extending a well | |
EP1905946B1 (en) | Well productivity enhancement method | |
CA2908906A1 (en) | Method for hydraulic fracking of an underground formation | |
RU2527429C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
RU2304698C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
RU2183739C2 (ru) | Способ гидроразрыва пласта | |
RU2737455C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта в условиях высокорасчлененного высокопроводимого коллектора с низким контрастом напряжений перемычек | |
RU2055172C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
RU2061838C1 (ru) | Способ заканчивания горизонтальных скважин | |
RU2261981C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине | |
RU2242594C1 (ru) | Способ разработки литологически экранированной нефтенасыщенной линзы одной скважиной | |
RU2280762C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва угольного пласта | |
RU2191259C2 (ru) | Способ повышения продуктивности скважины | |
RU2757383C1 (ru) | Способ заканчивания скважин | |
RU2806639C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти доманиковых отложений | |
RU2347900C1 (ru) | Способ вскрытия продуктивных пластов | |
RU2134341C1 (ru) | Способ заканчивания строительства скважины | |
RU2734892C1 (ru) | Способ проведения гидравлического разрыва пласта | |
RU2124626C1 (ru) | Способ освоения скважины | |
SU1752750A1 (ru) | Способ упрочнени пород | |
RU2109935C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
SU1696674A1 (ru) | Способ заканчивани скважины | |
SU1719657A1 (ru) | Способ обработки продуктивной толщи |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080727 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20101210 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120727 |