способ крепления призабойной зоны скважины

Формула изобретения

Способ крепления призабойной зоны скважины, включающий спуск насосно-компрессорных труб (НКТ), приготовление и закачку по НКТ под давлением фильтрующего материала в пласт через перфорацию обсадной эксплуатационной колонны, отличающийся тем, что в пласт через перфорацию обсадной эксплуатационной колонны с перекрытием в один слой перфорационной части обсадной эксплуатационной колонны закачивают песчаную смесь с частицами песка одного размера, а для последующих слоев, создаваемых в колонне, закачивают песок, размер фракции которого увеличивают последовательно для каждого последующего слоя, при этом количество слоев после первого и величину фракций песка в каждом слое определяют по результатам гранулометрического анализа кернового материала породы-пласта, причем размер фракции песка в первом слое должен быть равным не менее 5, а в последнем слое - не более 120 средних диаметров частиц, слагающих породу-пласт.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к технике и технологии капитального ремонта скважин, а именно к способам фильтрации флюида (газа) из продуктивного пласта газовых скважин.

Известен способ крепления призабойной зоны скважины, включающий спуск обсадной эксплуатационной колонны, приготовление и закачку тампонажного (цементного) раствора в затрубное пространство, его отверждение, разбуривание остатков цементного камня в колонне и перфорацию колонны [1].

Недостатком данного способа является то, что из продуктивного пласта со слабосцементированной породой через перфорационные каналы в скважину поступают алевролитовые суспензии, пески, а это приводит к закупориванию каналов и, как следствие, к прекращению эксплуатации скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ крепления призабойной зоны пласта скважины, включающий спуск насосно-компрессорных труб (НКТ), приготовление и закачку по НКТ под давлением через перфорацию обсадной эксплуатационной колонны тампонажного раствора в пласт и его отверждение. Затем ведут разбуривание цементного камня в колонне и перфорацию колонны. Тампонажный раствор состоит из цемента, песка, воды, соли и карбонатов кальция [2].

Однако известный способ имеет недостатки. Во-первых, этот способ требует значительных материальных и трудовых затрат на: приобретение материалов - цемент, соль, карбонаты; приготовление раствора; использование дополнительного оборудования; разбуривание остатков цементного камня в колонне; возможную дополнительную перфорацию; вымыв из цементного камня соли.

В скважинах с неглубоким залеганием (до 800 м) продуктивных пластов применение такого способа вообще нецелесообразно. Во-вторых, тампонажный раствор при закачке в пласт теряет свою стабильность, то есть цемент и песок при движении по стволу в пласт выпадают в осадок, в результате чего цементный камень получается неоднородным, рыхлым, непрочным, и, как следствие, поставленная цель не достигается - не создается фильтрующий тампонажный камень. В-третьих, солевой раствор благоприятно способствует образованию коррозии в трубах, что ускоряет их износ и уменьшает прочностные свойства. Перечисленные недостатки снижают качество крепления призабойной зоны пласта.

Целью предлагаемого изобретения является повышение качества крепления призабойной зоны пласта за счет повышения стабильности и улучшения фильтрационных свойств фильтрующего материала.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе крепления призабойной зоны скважины, включающем спуск насосно-компрессорных труб (НКТ), приготовление и закачку по НКТ под давлением фильтрующего материала в пласт через перфорацию обсадной эксплуатационной колонны, согласно изобретению в пласт с перекрытием в нем и в самой колонне в один слой перфорационной части обсадной эксплуатационной колонны закачивают песчаную смесь с частицами песка одного размера, а для последующих слоев, создаваемых в колонне, закачивают песок, размер фракции которого увеличивают последовательно для каждого последующего слоя, при этом количество слоев после первого и величину фракций песка в каждом слое определяют по результатам гранулометрического анализа кернового материала породы - пласта, причем размер фракции песка в первом слое должен быть равным не менее 5, а последний не более 120 средним диаметрам частиц, слагающих породу-пласт.

На чертеже представлена схема намыва песчаного фильтра в скважине, содержащая насосно-компрессорные трубы (НКТ) 1, обсадную эксплуатационную колонну 2 с перфорацией 3, первый слой 4 фильтра, продуктивный пласт 5, последующие слои 6 фильтра в колонне над перфорацией 3, искусственный забой-мост 7.

Способ осуществляют следующим образом:

На поверхности у устья скважины по известной технологии готовят необходимые объемы песчаной смеси для каждого слоя отдельно.

В первый слой 4 фильтра песчаную смесь размером фракции песка не менее 5 средних диаметров частиц, слагающих породу-пласт, закачивают под давлением в пласт с запасом в объеме так, чтобы перекрыть перфорационный участок обсадной эксплуатационной колонны.

Если размер фракции закачиваемого песка менее 5 средних диаметров частиц, то происходит засорение вышележащих слоев фильтра, качество фильтрации флюида снижается.

Последующие слои 6 фильтра, находящиеся над перфорацией в обсадной эксплуатационной колонне, создают последовательно один над другим.

По результатам проведенных экспериментов оптимальная высота верхней части песчаного фильтра (Н_ф), находящегося над перфорацией обсадной эксплуатационной колонны, не должна превышать высоту перфорации самой обсадной эксплуатационной колонны (Н_п) и ее регулируют в зависимости от пластового (Р_пл) и гидростатического (Р_гидр) давления в скважине коэффициентом:





где Нф - высота верхней части песчаного фильтра, м,

Нп - высота перфорации, м,

Рпл - пластовое давление, кГс/см²,

Ргидр - гидростатическое давление, кГс/см².

Количество слоев песка над первым слоем в обсадной эксплуатационной колонне и величину фракций песка в каждом слое определяют по результатам гранулометрического анализа кернового материала породы-пласта, при этом размеры фракций песка для каждого последующего слоя увеличивают пропорционально, но не более 120 средних диаметров частиц, слагаемых породу-пласт для последнего слоя (3).

Если размер фракций песка для последнего слоя выше 120 средних диаметров частиц, то качество фильтрации флюида не улучшается.

После проведения таких операций призабойная зона пласта закрепляется и скважина готова к вызову притока флюида (газа).

Пример:

На скважине давление пластовое (Р_пл) составляет 20 кГс/см², а гидростатическое (Р_гидр) - 28,6 кГс/см², отсюда коэффициент равен К=0,7.

Высота перфорации (Н_п) - 5 м.

Затем рассчитывают высоту верхней части песчаного фильтра по формуле:



которая составляет 3,5 м.

Отсюда видно, что высота верхней части песчаного фильтра не превышает высоту перфорации обсадной эксплуатационной колонны.

Сравнение предлагаемого технического решения с прототипом позволяет установить соответствие критерию "новизна".

Использование предлагаемого технического решения позволит повысить качество крепления призабойной зоны пласта за счет повышения стабильности и улучшения фильтрационных свойств фильтрующего материала.

Экономический эффект от использования данного технического решения ориентировочно составит в пределах 60-80% на одну скважину в сравнении с традиционными методами.

Источники информации

1. Патент РФ 20051656, опубликованный 30.12.1993.

2. Башкатов А. Д. Предупреждение пескования скважин, Москва, "Недра", 1991 г.