способ обработки ствола скважины

Формула изобретения

Способ обработки ствола скважины, путем подачи гидромониторных струй промывочной жидкости на стенки скважины в процессе бурения, отличающийся тем, что в промывочную жидкость вводят портландцемент с концентрацией 7-50 вес. % для формирования в интервале обработки зацементированного приствольного экрана глубиной 20-30 мм, обеспечивающего герметичность ствола скважины при репрессии 15 МПа и депрессии 15 МПа.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно изоляции проницаемых пород при бурении скважин различного назначения.

Большинство осложнений и аварий при строительстве скважин происходит из-за вскрытия проницаемых пластов, что приводит к поглощению жидкости, нарушению технологии буровых работ, а также к газонефтепроявлениям и выбросам.

Известен способ интенсификации прогресса кольматации низкопористых проницаемых пород механическим способом (Курочкин Б.М. и др. Интенсификация процесса кольматации мелкопористых проницаемых пород механическим способом. - НТЖ Нефтяное хозяйство, 1973, 6, с. 11-13). Сущность способа заключается в обработке стенок скважины металлическими щетками при вращении колонны бурильных труб и перемещении в интервале обработки с помощью специального устройства, устанавливаемого над долотом. К недостаткам способа относятся низкая эффективность кольматационного процесса, длительность производства операции, которая несовместима с процессом бурения, необходимость применения специального громоздкой конструкции устройства, а также возможность его применения только в интервалах ствола с номинальным по долоту диаметром. При этом в приствольной зоне скважины формируется кольматационный слой толщиной не более 10-12 мм с низкими гидроизолирующими и прочностными характеристиками, которые полностью нарушаются при действии репрессий 4-5 МПа и депрессий 0,3-0,6 МПа.

Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности относится способ снижения проницаемости пластов (а.с. СССР 819306, кл. 3 Е 21 В 33/138, 1981) обработкой ствола скважины гидромониторными струями глинистого раствора в процессе бурения скважины через насадку, устанавливаемую в наддолотном переводнике при скорости истечения жидкости 60-120 м/с.

К существенным недостаткам способа относится ограниченная гидромеханическая прочность формируемого в приствольной зоне кольматационного слоя, нарушение которого происходит при действии депрессии, не превышающей 4-6 МПа.

Для повышения эффективности и качества гидроизоляции проницаемых пород от ствола скважины в процессе бурения производят обработку проницаемых стенок гидромониторными струями промывочной жидкости с введением в промывочную жидкость портландцемента с концентрацией 7-50 вес.%, при этом скорость гидромониторной струи меняют от 20 до 150 м/с.

Пример осуществления способа.

При вскрытии продуктивной толщи в скважине 3842 "3" Павловской площади НГДУ "Азнакаевскнефть" роторным способом в промывочную жидкость введено 50 вес. % портландцемента, 0,1 ПАА (полиакриламид) и 2,0 (мас. доли) КССБ, а параметры промывочной жидкости приводятся в соответствии с требованиями ГТН (геологотехнический наряд): плотность 1070-1090 кг/м, условная вязкость 30 с, водоотдача 15 см³/30 мин. В компоновку низа инструмента включили: долото Ш - 125 ТК3цв., наддолотный переводник с одной насадкой диаметром 10 мм, УБТ - 24 м далее колонна бурильных труб. Режим обработки стенок скважины гидромониторными струями промывочной жидкости: скорость истечения струи жидкости 90 м/с, частота вращения долота 1,0 с, скорость движения инструмента 6-12 м/ч.

Как показали гидромеханические испытания ствола скважины в интервале обработки, при глубине зацементированного приствольного экрана 20-30 мм (установлена по анализу керна отобранного из стенок скважины сверлящим керноотборником при вторичном вскрытии нефтенасыщенного пласта) герметичность ствола не была нарушена при создании репрессии 15 МПа и депрессии 15 МПа.

К основным преимуществам способа относятся:

высокие гидроизолирующие характеристики формируемого в прискважинной зоне защитного экрана, состоящего из цементного камня закольмотированного слоя и корки на поверхности ствола, обеспечивающего надежную изоляцию проницаемых и упрочнение неустойчивых, а также склонных к гидроразрыву горных пород;

широкие возможности способа по облегчению и упрощению конструкций скважин, неметаллического крепления ствола, заканчивания скважин открытым забоем, сохранению природных коллекторских свойств продуктивных пластов и потенциальной продуктивности скважин.

Реализация отмеченных преимуществ способа обеспечивает надежную долговременную герметичность крепи, сохраняет потенциальную продуктивность скважин, значительно увеличивает безводный период эксплуатации и создает оптимальные гидродинамические условия по обработке призабойных зон пластов (ОПЗП), применению методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) и производству ремонтно-изоляционных работ (РИР) в процессе эксплуатации скважин.

Как показали результаты промысловых испытаний предлагаемого способа, дебит скважин в сравнении с традиционными методами заканчивания скважин повысился в 1,5-3,0 раза, обводненность нефти снизилась на 75-100%, затраты средства и времени на проведение РИР сокращены в 3-10 раз.