способ изоляции водопроявляющего пласта

Формула изобретения

1. Способ изоляции водопроявляющего пласта, включающий спуск колонны бурильных труб с открытым концом в скважину до подошвы водопроявляющего пласта, закачивание через нее тампонажного раствора, содержащего цемент, двуокись марганца, ускоритель твердения тампонажного раствора и воду, с последующим образованием цементного моста напротив водопроявляющего пласта, отличающийся тем, что сначала определяют приемистость пласта и исследуют пластовую воду на наличие сероводорода и его количественное содержание и с учетом полученных данных приготавливают необходимый объем тампонажного раствора с добавлением дополнительно понизителя водоотдачи из расчета 0,1-0,3 мас.% от сухого цемента, при этом двуокись марганца добавляют из расчета не менее 2 кг на 1 т цемента, а после продавки тампонажного раствора в пласт в период его начала загустевания на него циклически воздействуют давлением, не превышающим давления гидроразрыва выше расположенного пласта, причем перед закачкой тампонажного раствора пластовую воду оттесняют в глубь пласта буферной жидкостью с добавлением двуокиси марганца из расчета не менее 1 кг на 1,0 м³ буферной жидкости и наполнителя с водоотталкивающим действием из расчета 0,5-1 кг на 1 м ³ буферной жидкости.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве наполнителя с водоотталкивающим действием используют тальк, или слюду, или мелкоизмельченную лузгу гречихи, или сажу, или модифицированный дисперсный кремнезем из расчета 0,1-0,3 мас.% с размером частиц 0,1-100 мкм.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве ускорителя твердения тампонажного раствора используют хлористый кальций, а в качестве понизителя водоотдачи тампонажного раствора - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) или «гипан», или полиакриламид (ПАА).

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к изоляции водопроявляющих или поглощающих пластов, преимущественно, когда в пластовой жидкости присутствует растворенный сероводород.

Известен способ изоляции кавернообразований, обвалов, а также поглощающих пластов (см. книгу «Совершенствование технологии бурения нефтяных скважин в Татарии». Тезисы докладов научно-технических конференций, г.Альметьевск, 1982 г., стр.88-92) с использованием тампонажного состава, содержащего цемент и воду.

Известен также тампонажный состав (см. книгу Т.Н.Бикчурина и др. «Технический прогресс в строительстве скважин», Казань, Татарское книжное издательство, 1982 г. стр.74-76), содержащий цемент, ускоритель схватывания, в качестве которого используют хлористый кальций, и воду, где описан и способ изоляции пласта, осложненного кавернами путем установки цементных мостов в интервале образования каверн, в том числе и при изоляции поглощающих пластов.

Общим недостатком известных способов является то, что перед осуществлением изоляционных работ не проводят исследовательские работы по определению состава пластовых вод на наличие растворенного в них сероводорода, без учета которого не обеспечивается высокое качество изоляционных работ. Объясняется это тем, что, несмотря на наличие в тампонажном составе ускорителя схватывания цемента - хлористого кальция, скорость процесса структурообразования при наличии сероводорода протекает медленно. При этом образованный цементный камень получается рыхлым, характеризуется недостаточной прочностью. Отсюда и недолговечность созданного изоляционного экрана, который подвергается быстрому разрушению в агрессивной среде и при воздействии на стенки скважины знакопеременными нагрузками, создаваемыми внутри скважины при осуществлении различных технологических операций. Известен также «Тампонажный состав для изоляции зон поглощения и водопроявлений пластов (см. Патент RU № 2161240, МПК 7 Е21В 33/138, опубл. в БИ № 36, 27.12.2000 г.), содержащий цемент, хлористый кальций, воду, кальцинированную соду и двуокись марганца при следующем соотношении ингредиентов, мас.д.:

Цемент	100
Хлористый кальций	2,0-2,5
Кальцинированная сода	1,5-2,0
Двуокись марганца	0,4-1,0
Вода	45-50

В описании к этому патенту приведен и способ изоляции водопроявляющих пластов. Он включает спуск в скважину колонны бурильных труб с открытым концом до подошвы водопроявляющего пласта, закачивание через них тампонажного раствора, приготовленного из вышеприведенного состава с последующим образованием цементного моста напротив интервала водопроявляющего пласта.

Этот способ по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.

Его недостатком является, как показала практика его использования, низкое качество изоляции, недостаточная надежность, поскольку с истечением времени изоляционный экран разрушается и возникает необходимость проведения повторных изоляционных работ. Это связано с тем, что, несмотря на содержание большого количества в тампонажном растворе реагента для нейтрализации сероводорода - MnO₂ из-за разбавления пластовой водой сначала в скважине, а затем и в пласте тампонажный раствор теряет свое качество, повышается растекаемость, увеличивается водоотдача и, как следствие, тампонажный раствор не успевает проникать в глубь пласта. Созданный изоляционный экран небольшой толщины с истечением времени разрушается из-за наличия в скважине агрессивной среды и знакопеременных нагрузок, создаваемых в процессе дальнейшего продолжения углубления скважины бурением.

Технической задачей настоящего изобретения является повышение надежности создаваемого изоляционного экрана, следовательно, и повышение качества изоляции.

Поставленная техническая задача решается описываемым способом, включающим спуск колонны бурильных труб с открытым концом в скважину до подошвы водопроявляющего пласта, закачивание через нее тампонажного раствора, содержащего цемент, двуокись марганца, ускоритель твердения тампонажного раствора и воду, с последующим образованием цементного моста напротив водопроявляющего пласта.

Новым является то, что сначала определяют приемистость пласта и исследуют пластовую воду на наличие сероводорода и его количественное содержание, с учетом полученных данных приготавливают необходимый объем тампонажного раствора с добавлением дополнительно понизителя водоотдачи из расчета 0,1-0,3 мас.% от сухого цемента, при этом двуокись марганца добавляют из расчета не менее 2 кг на 1 тонну цемента, а после продавки тампонажного раствора в пласт в период его начала загустевания на него циклически воздействуют давлением, не превышающим давления гидроразрыва выше расположенного пласта, причем перед закачкой тампонажного раствора пластовую воду оттесняют в глубь пласта буферной жидкостью с добавлением двуокиси марганца из расчета не менее 1 кг на 1,0 м³ буферной жидкости и наполнителя с водоотталкивающим действием из расчета 0,5-1 кг на 1 м ³ буферной жидкости. При этом в качестве наполнителя с водоотталкивающим действием используют тальк, или слюду, или мелкоизмельченную лузгу гречихи, или сажу, или модифицированный дисперсный кремнезем из расчета 0,1-0,3 мас.% с размером частиц 0,1-100 мкм, а в качестве ускорителя твердения тампонажного раствора используют хлористый кальций, при этом в качестве понизителя водоотдачи тампонажного раствора - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), или «гипан» - гидролизованный полиакрилонитрил, или полиакриламид (ПАА).

Патентные исследования на новизну предложения проводились в патентной библиотеке института «ТатНИПИнефть» ретроспективностью 20 лет. Из уровня техники технические решения такой совокупностью отличительных признаков, как у заявляемого объекта, не обнаружены и на практике не встречались, следовательно, по мнению авторов, он обладает новизной.

Приведенные графические иллюстрации поясняют суть изобретения, где:

на фиг.1 схематически изображена скважина со спущенной колонной бурильных труб с открытым концом, процесс задавливания буферной жидкости в водопроявляющий пласт для оттеснения в глубь пластовой воды с растворенным в ней сероводородом (H₂S), в продольном разрезе;

на фиг.2 - то же, что на фиг.1, процесс продавливания тампонажного раствора в водопроявляющий пласт буферной жидкостью, где также видны в затрубном пространстве над тампонажным раствором излишки буферной жидкости;

на фиг.3 - то же, что на фиг.2, после продавливания в пласт запланированного объема тампонажного раствора, колонна бурильных труб поднята на высоту 200-300 м над водопроявляющим пластом, а излишки тампонажного раствора в интервале этого пласта оставлены для образования цементного моста, над которым видна продавочная буферная жидкость;

на фиг.4 - то же, что на фиг.3, после разбуривания цементного моста, процесс дальнейшего углубления скважины бурением, стрелками показаны циркуляция бурового раствора из трубного пространства в затрубное и вверх вместе с выбуренной породой.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

После спуска колонны бурильных труб 1 с открытым концом до подошвы водопроявляющего пласта 2 скважины 3 и проверки надежности соединений обвязки устья скважины затрубье закрывают и путем пробной подачи жидкости насосным агрегатом, например технической воды, сначала определяют коэффициент приемистости пласта при установившемся режиме закачивания по следующему математическому выражению:

где Ccp - коэффициент приемистости пласта, м³/МПа·ч;

Q_{1,2 n} - расход жидкости, закачиваемый в изолируемый пласт, м³/час;

Р^{1,2 n} - давление на устье скважины при соответствующих Q, МПа;

n=3÷4.

В зависимости от коэффициента приемистости пласта берут потребное количество сухого цемента для приготовления тампонажного раствора.

Так, при Ccp 1,7 необходимо провести работы по увеличению приемистости пласта.

при 1,7<Ccp 2,5 берется 4-8 т сухого цемента;

при 2,5<Сср<5,0 берется 8-12 т сухого цемента;

при Ccp 5,0 необходимо провести работы по снижению приемистости пласта намывом инертного наполнителя.

Затем по результатам лабораторных исследований состава пластовой воды на количественное содержание в ней сероводорода (H₂ S) приготавливают необходимый объем, примерно 3-4 м³ , буферной жидкости с добавлением марганца из расчета не менее 1 кг на 1,0 м³ буферной жидкости для нейтрализации H₂S и наполнителя с водоотталкивающим действием из расчета 0,5-1,0 на 1,0 м³ буферной жидкости. В качестве наполнителя с водоотталкивающим действием можно использовать тальк, или слюду, или сажу, или мелкоизмельченную лузгу гречихи, или модифицированный дисперсный кремнезем. При этом хорошие результаты были получены при использовании в качестве водоотталкивающего наполнителя модифицированного дисперсного кремнезема с добавлением его в буферную жидкость в пределах 0,01-0,03 мас.% с размером частиц 0,1-100 мкм.

Приготовленную таким образом буферную жидкость 4 расчетного объема по колонне бурильных труб 1 закачивают в пласт под давлением (см. фиг.1) при закрытом затрубье для оттеснения пластовой воды в глубь пласта. По мере проникновения буферной жидкости в пласт содержащийся в ней марганец нейтрализует H₂S, создавая тем самым благоприятные условия для образования надежного гидроизоляционного экрана из тампонажного раствора.

По окончании продавливания в пласт буферной жидкости 4 расчетного объема вслед за ней продолжают закачивание по колонне бурильных труб заранее приготовленный тампонажный раствор 5 на основе цемента в водоцементном соотношении 0,45-0,5 с использованием традиционного цементировочного агрегата типа ЦА-320М. При этом в процессе приготовления тампонажного раствора в него добавляют двуокись марганца (MnO₂) из расчета не менее 2 кг на 1,0 тонну сухого цемента для нейтрализации H ₂S, ускорителя твердения - хлористого кальция из расчета 2-4 мас.% от массы сухого цемента и понизителя водоотдачи из расчета 0,1-0,3 мас.% от массы сухого цемента, в качестве которого используют карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), или полиакриламид (ПАА), или гипан - гидролизованный полиакрилонитрил. Тампонажный раствор приготавливают с запасом так, чтобы после продавливания расчетного его объема в пласт напротив водопроявляющего пласта образовался цементный мост 6 (см. фиг.3). После закачивания тампонажного раствора 5 расчетного объема его продавливают буферной жидкостью 4, в качестве которой желательно использовать буферную жидкость аналогичного состава, что и для оттеснения пластовой воды. Затем колонну бурильных труб приподнимают на высоту примерно 200-300 м от пласта 2 и в период его начала загустевания на него сверху циклически воздействуют давлением, не превышающим давления выше расположенного пласта, оказываемым весом глинистого бурового раствора 7 (см. фиг.3), закачивая его порциями насосным агрегатом. Далее скважину оставляют в покое для ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ).

Цементный камень, полученный из тампонажного раствора с входящими в него ингредиентами, обладает достаточной прочностью, хорошей сцепляемостью с породой пласта, образует надежный гидроизоляционный экран. После ОЗЦ цементный мост (стакан) разбуривают и далее продолжают дальнейшее углубление скважины.

Заявляемый способ испытывался при бурении скважины № 40106 на Тумутукской площади нефтяного месторождения. На глубине 643 м Намюрского горизонта был вскрыт бурением водопроявляющий пласт с изливом до 120 м³/час с содержанием растворенного в пластовой воде сероводорода 200 мг/л. После проведения гидроизоляционных работ в соответствии с предлагаемым способом скважина была пробурена до проектной глубины без повторных изоляционных работ и без осложнений.

При бурении скважин на месторождениях нефти Республики Татарстан выявлена закономерность, чем ниже альтитуда пласта, тем больше содержание H₂S. При низких альтитудах всегда в пластовой воде присутствовал H₂S. При альтитуде пласта менее 90 м содержание H₂S в пластовой воде начинает возрастать от 200 до 310 мг/л.

Технико-экономическое преимущество заявляемого способа

Способ прост в осуществлении, не требует разработки дополнительной специальной техники, а используемые реагенты доступны и не дефицитны. Способ обеспечивает высокое качество изоляции и надежность гидроизоляционного экрана при меньших материальных затратах и времени.