SU1418468A1 - Способ заканчивани скважины - Google Patents

Abstract

Изобретение относитс  к нефтега- зодобьшающей пром-сти и позвол ет предотвратить загр знени  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 газообразовател . В качестве последнего используют водный раствор карбоната или бикарбоната аммони , 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 производ т прог стрел эксплуатационной колонны. В процессе вызова притока происходит плавное снижение репрессии на пласт идос- .тигаетс  необходима  депресси  дл  вытеснени  в ствол твердой фазы и бурового раствора. 1 з.п.ф-лы. i (Л

Description

00

4;

о:

00

Изобретение относитс  к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам закакчивани  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 изобретени  - предотвращение : загр знени  зумпфа при освоении сла I босцементированных продуктивных плас- ; тов.

I Способ осуществл ют следующим образом .

В законченную бурением и обсаженную колонной скважину через бурильную колонну, опущенную до искусственного забо , в зону зумпфа закачивают водный раствор ПАВ с добавкой газо- образовател . 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 производ т ; прострел эксплуатационной колонны, Затем в скважину опускают насосно- : компрессорные трубы до верхнего ин-. тервала перфорации и провод т опера- цию вызова притока. В процессе вызо- : ва притока происходит плавное снижение репрессии на пласт и достигаетс  необходима  депресси  дл  вытеснени  в ствол скважины фильтрата, твердой ; фазы и бурового раствора, К этому вре мени газообразователь, прогревшийс  вместе с раствором ПАВ до температу- . ры окружающих скважину горных пород, начинает разлагатьс  с выделением газа . Происходит вспенивание водного раствора ПАВ и в виде пены этот ра-- створ поднимаетс  в зону фильтра. Одновременно из призабойной зоны в ствол скважины поступают продукты, загр зн ющие пласт, которые, смешива сь с пеной, вынос тс  на поверхность В качестве инициаторов газообразо- вателей приемлемы реагенты, способные в услови х скважины разлагатьс  с выделением газа. Но более эффективны углекислые соли аммони , карбонат и бикарбонат аммони , мочевина и др. Преимуществом этих соединений  вл етс  то, что только после их прогрева до определенной температуры и снижемн  давлени  в процессе вызова притока ниже определенной величины будет выдел тьс  газ. Другим преимуществом этих газообразователей  вл етс  обра

5 0 5 О 5

0

тимость реакции их разложени  и по мере подьема образовавшейс  пены по НКТ она частично остьшает и газообразователь в виде водного раствора опускаетс  на забой и, прогревшись, вновь разлагаетс  с выделением газов.

Количество газообразовател  определ ют исход  из возможности получени  максимального количества газа, а это св зано с их растворимостью в воде в нормальных услови х. 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 получаема  пена в присутствии инициаторов газообразовани  имеет низкую устойчивость и крат- ность, увеличение же концентрации ПАВ не приводит к существенному повышению кратности и устойчивости пены и  вл етс  эконом гчески нецелесообразным .

Пример 1 , Глубина скважины, м 820 Диаметр эксплуатационной колонны, мм 163 Интервал перфорации , м 740-770 Пластовое давление, МПа1,6 Пластова  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. Дл  закачки в зону зумпфа водного раствора ПАВ (например, 2%-ный раствор сульфонола) с добавкой газообразовател  (углекислые соли аммони  20%) необходимо приготовить 18x50 900 л этого раствора (18 - объем одного погонного метра эксплуатационной колонны , 50 - интервал зумпфа).

Дл  этого к 800 л воды необходимо добавить 180 кг углекислых солей аммони  и 18 кг сульфонола, дополнив общий объем до 900 л. При спущенном открытом конце бурильнор колонны до искусственного забо  (820 м) закани- вают приготовленный раствор ПАВ с добавкой газообразовател  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 услови х скважины 500 кг/м , затем поднимают бурильную колонну. Провод т 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 разовател , наход щийс  в зоне зумпфа, 1,3 МПа. Газообразователь, уже нагретый до пластовой температуры , начинает разлагатьс  с выделением NH и СО2 При более высоком давлении газ будет находитьс  в растворенном состо нии , так как давление насыщени  в системе вода-углеаммонийные соли составл ет 1,4 МПа.

Образующа  пена поднимаетс  в зону фильтра и совместно с продуктами, засор ющими призабойную зону, и материалами разрушени  пласта выноситс  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 Пластова  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.

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

4

водыг нагретой до 60-80°С, раствор ют 6,3 кг ОП-10, а затем добавл ют 60 л воды.

При спущенном открытом конце бурильной колонны до искусственного за- бо  (930 м) закачивают приготовленный раствор ПАВ с добавкой газообразовател  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. Провод т перфора-1

5

0

5

цию эксплуатационной колонны, спускают НКТ до верхних дыр интервала перфорации и осваивают скважину одним из известных способов. Дл  вызова 0 притока из пласта необходимо создание депрессий, равной 0,3 МПа. При такой депрессии давление на водный раствор ПАВ с добавкой газообразовател  составл ет 1,8 МПа. Газообразователь, 5 нагретый до пластовой температуры 76°С, начинает разлагатьс  (давление насыщени  в системе вода - углеаммо- нийные соли при температуре 76°С составл ет 1,9 МПа). Образующа с  пена 0 поднимаетс  в зону фильтра и совмест- . но с продуктами, засор ющими призабойную зону, и материалами разрушени  пласта выноситс  на поверхность. Пример 3. Глубина скважины, м 2100 Диаметр эксплуатационной колонны, мм 168 Интервал перфорации , м. 2010-2050 Пластовое давление , МПа3,8 Пластова  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. Необходима  депресси  дп  вызова притока 0,4 МПа. В качестве газообразовател  использован 20%-ный водный раствор карбоната аммони , в качестве ПАВ сульфонол концентрации 1,5%. Дл  закачки в зону водного par створа газообразовател  с добавкой сульфонола необходимо приготовить

18x50 - 900 л раствора. Дл  этого в 700 л воды раствор ют 180 кг карбона- fa аммони . Добавл ют 18 кг сульфоно- Ла, перемешивают, добавл ют воду до 00 л и вновь перемешивают. При спу- ценном открытом конце бурильной колонны до искуственного забо  (2100 м) закачивают приготовленный раствор ПАВ с добавкой газообразовател  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. Провод т перфорацию, спускают НКТ до верхних Дыр интервала перфорации и осваивают

.14184686

бО-УО С, раствор ют 10 кг ПАВ. Затем

растворы смешивают. При опущенном открытом конце бурильной колонны до искусственного забо  (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 производ т подъем бурильной колонны. Провод т перфорацию, опускают НКТ до верхних дыр интервала перфорации и осваивают скважину. К это- 15 му времени водный раствор ПАВ с газо- образователем прогреваетс  до пластовой температуры 112°С. В процессе освоени  забойное давление начинает снижатьс  и при величине меньше 60 Мпа

растворы смешивают. При опущенном открытом конце бурильной колонны до искусственного забо  (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 производ т подъем бурильной колонны. Провод т перфорацию, опускают НКТ до верхних дыр интервала перфорации и осваивают скважину. К это- му времени водный раствор ПАВ с газо- образователем прогреваетс  до пластовой температуры 112°С. В процессе освоени  забойное давление начинает снижатьс  и при величине меньше 60 Мпа

с кважину. В процессе освоени  скважи- 20 (давление насьш5ени  в системе вода - tbi после снижени  забойного давлени  мочевина при 112°С) газообразователь 1|иже 34 МПа (давление насыщени  в сис- вода - карбонат аммони  тем-.

разлагаетс , образующа с  пена поднимаетс  в зону фильтра и совместно с продуктами, засор ющими призабойную

пературе 87 С) газообразователь на инает разлагатьс , образующа с  пена 25 зону, и материалами разрушени  плас- 1 однимаетс  в зону фильтра и совмест- та выходит на поверхность, с продуктами, засор ющими приза- б|Ойную зону, и материалами разрушени 

Пример 5. Глубина скважины, м Диаметр эксплуата820

праста выноситс  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

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

Продуктивный пласт представлен с абосцементированным песчаником, склонным к разрушению. Необходима  , депресси  дл  вызова притока 1,9МПа. В качестве газообразовател  использован 45%-ный водный раствор мочевины, а в качестве поверхностно-активного вещества - неионогенное ПАВ марки 01II-7. Готов т 1440 л (18x80) водного раствора газообразовател  с добавкой ОП-7. Дл  этого в 1000 л воды раствор ют 648 кг мочевины, а в 440 воды, предварительно подогретой до

34,16

(давление насьш5ени  в системе вода - мочевина при 112°С) газообразователь

разлагаетс , образующа с  пена поднимаетс  в зону фильтра и совместно с продуктами, засор ющими призабойную

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

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

Пластовое давление , МПа

g Пластова  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 газообразовател  использован 20%-ный водный раствор уг- леаммонийных солей, а в качестве ПАВ превоцелл W-OF-100. Дл  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. Дл  зтого в 700 л оды раствор ют 180 кг углеаммонийных солей, а в 200 л во- ды, предварительно подогретой до 60- , раствор ют 4,5 кг превоцелла W-OF-ldO, Затем оба раствора смешивают . При спущенном открытом конце бурильной колонны до искусственного

забо  (820 м) закачивают приготовленный раствор ПАВ с добавкой газообра- зовател  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 производ т подъем бурильной колонны. Провод т 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 прогреваетс  до пластовой температуры 60°С и после снижени  давлени  менее 1,4 МПа (давление насыщени  в систе- ме .вода - углеаммонийные соли) газо- образователь начинает разлагатьс . Образующа с  пена поднимаетс  в зону фильтра и совместно с продуктами, засор ющими призабойную зону, и матери- алами разрушени  пласта выноситс  на поверхность.

Claims (2)

1.Способ заканчивани  скважины с анома-пьно низкими пластовыми давлени ми , включающий закачку в зону перфорации устойчивой пены, прострел колонны и вызов притока газа, отличающийс  тем, что, с целью предотвращени  загр знени  зумпфа при освоении слабосцементированных продуктивных пластов, перед закачиванием устойчивой пены зону зумпфа заполн ют водным раствором пенообразующего по- верхностно-активного вещества с добавкой газообразовател .

2.Способ по П.1, отличающийс  тем, что в качестве газообразовател  используют водный раствор карбоната или бикарбоната аммони , 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%.