Спосіб запобігання виносу піску в горизонтальну свердловину

1. Спосіб запобігання виносу піску в горизонтальну свердловину, що включає нагнітання у свердловину зміцнювального агента, який відріз C2 2 84213 1 3 84213 Комплекс засобів запобігання виносу піску в горизонтальні свердловини доволі обмежений, окрім використання в необсаджених свердловинах гравійних набивок та свердловинних фільтрів [1]. Відомий спосіб запобігання виносу піску із свердловини, який включає нагнітання у привибійну зону свердловини^^шлюючи х розчинів на основі поліізоцианату, причому на першому етапі нагнітають поліізоцианат, який, реагуючи з пластовою водою, утворює полісечовину, на другому етапі нагнітають поліізоцианат і багатоатомний спирт [2]. Недоліком цього способу є його складність і багатоступеневість виконання. Крім того, збільшується фільтраційний опір породи, що може призвести до повної втрати продуктивності експлуатаційної свердловини. Проблематичним є також застосування цього способу в горизонтальних свердловинах. Відомий також спосіб запобігання виносу піску із свердловини, який включає нагнітання у свердловину укріплюючого агенту, при цьому як укріплюючий агент використовують бітумінозний піщаник, попередньо оброблений дизельними або масляними лужними відходами, і водний розчин хлористого кальцію [3]. Недоліком цього способу є недостатньо міцне кріплення пливучих пісків, зменшення проникності порід та підвищення фільтраційного опору породи, і як наслідок, зменшення продуктивності експлуатаційної свердловини. Крім того, спосіб застосовують в обсаджених вертикальних свердловинах і невідомо про ефективність його застосування у горизонтальних свердловинах. Відомий спосіб запобігання виносу піску із свердловини, вибраний як прототип, що включає нагнітання у привибійну зону продуктивного пласта укріплюючого агенту, який містить гравійну набивку і проникний тампонажний склад з розмірами частинок розчинних компонентів, що не перевищують розмір найбільших частинок гравію. При цьому гравійну набивку формують шляхом послідовного нагнітання гравію змінного фракційного складу, починаючи з малих фракцій і закінчуючи більш великими біля ствола свердловини. Як рідину-носій використовують нафту або загущену пластову воду. Об'єм гравійної набивки приймають приблизно рівним об'єму пластового піску, що виноситься із привибійної зони свердловини. Розмір частинок гравійної набивки вибирають з використанням методу, що базується на визначенні 50% точки кривої розподілу пластового піску за розмірами частинок [4]. Недоліком даного способу є те, що визначення оптимальних розмірів фракцій для гравійної набивки є досить складною і неточною процедурою, оскільки для цього необхідно провести аналіз якомога більшої кількості зернових зразків для конкретної свердловини, але малоймовірно, що при бурінні нафтових та газових свердловин керни будуть відбиратись з кожного погонного метра інтервалу пласта, оскільки це економічно невигідно. Крім того, виконати формування гравійної набивки кільцевого простору навколо горизонтальної свердловини набагато складніше, ніж у вертика 4 льній свердловині, а для горизонтальних свердловин з великою довжиною ствола труднощі збільшуються, оскільки виникає проблема з доставкою гравію у віддалені інтервали. В основу винаходу поставлено задачу удосконалення способу запобігання виносу піску в горизонтальну свердловину, в якому шляхом зміни укріплюючого агента, який нагнітають у свердловину, забезпечується укріплення стінок привибійної зони продуктивного пласта, а також за рахунок використання колтюбінгової установки досягається направленість впливу та доставка укріплюючого агента безпосередньо в інтервал продуктивної частини пласта, що забезпечує стійке укріплення слабозцементованих пісковиків у необхідному інтервалі. Поставлена задача вирішується тим, що у способі запобігання виносу піску в горизонтальну свердловину, що включає нагнітання у свердловину укріплюючого агенту, згідно з винаходом перед нагнітанням закріплюючого агенту проводять геофізичні дослідження необсадженого ствола свердловини, визначають інтервал для проведення перфораційних робіт, у визначений інтервал нагнітають укріплюючий агент з використанням колтюбінгової установки і проводять технологічну витримку до утворення захисного шару на стінках свердловини, а як укріплюючий агент використовують загущений водний розчин, до якого додають суміш металевого пилу та бентонітового порошку, при цьому об'єм суміші складає не більше 30%об'єму загущеного водного розчину. Як загущений водний розчин використовують воду, до якої додають, наприклад, водорозчинний полімер і аніоноактивну поверхнево-активну речовину у кількостях, що забезпечують нес і властивості розчину і зниження поверхневого натягу води на межі з колектором. Суміш металевого пилу та бентонітового порошку у конкретному випадку містить металевий пил та бентонітовий порошок при співвідношенні 1:1. Крім того, для ефективного застосування запропонованого способу укріплюючий агент нагнітають з використанням якомога нижчих швидкостей колтюбінгової установки, яка використовується для обробки свердловини. Введення у склад укріплюючого агент водонерозчинних домішок металевого пилу та бентонітового порошку надає йому досить високу межу міцності і механічну якість. Крім того, перевагою є простий спосіб приготування суміші і укріплюючого агенту. Співвідношення компонентів у суміші може змінюватися в залежності від параметрів конкретної свердловини і складу колектора, але на основі лабораторних та стендових досліджень виявлено, що при співвідношенні у суміші металевого пилу та бентонітового порошку 1:1 досягається необхідний агрегатний стан при змішуванні, який забезпечує утворення міцного захисного шару на стінках свердловини. Рідиною-носієм у даному способі може бути будь-який загущений водний розчин, який забезпечує несучі властивості розчину і зниження поверхневого натягу води на межі з колектором. Як загущений водний розчин може використовуватись вода, до якої додають водорозчинний полімер, 5 84213 наприклад поліакриламід, і аніоноактивну поверхнево-активну речовину, наприклад, сульфанол, який при взаємодії з солями кальцію та магнію утворює нерозчинний осад. Об'єм суміші металевого пилу та бентонітового порошку складає не більше 30% об'єму загущеного водного розчину, оскільки дослідження показали, що саме при такому співвідношенні складових частин укріплюючий агент має консистенцію, яка нагнітатиметься у свердловину без укладень і матиме при цьому достатні укріплюючі властивості. Введення до складу укріплюючого агенту поверхнево-активної речовини (ПАР) покращує дію способу, що пропонується, оскільки наявність ПАР навіть при незначній концентрації знижує поверхневий натяг води на межі з твердою поверхнею, що забезпечує зниження необхідного перепаду тиску для фільтрації рідини у пористому середовищі. Проведення геофізичних досліджень привибійної зони свердловини дає можливість визначити зони максимальної насиченості вуглеводнів на ділянці горизонтального ствола необсадженої свердловини для проведення передбачуваних перфораційних робіт. З ура хуванням одержаних даних визначають також необхідну кількість укріплюючого агентХ для обробки свердловини. Застосування колтюбінгової установки надає безумовні переваги щодо доставки укріплюючого агента у визначений інтервал горизонтального ствола необсадженої свердловини та забезпечує направлену дію агента цей інтервал, оскільки іншими відомими засобами забезпечити таку доставку у горизонтальні свердловини з великою довжиною ствола не має можливості. Для покращення ефективності застосування способу необхідно нагнітати укріплюючий агент з використанням невисоких, бажано мінімально можливих швидкостей, які визначаються типом колтюбінгової установки. Це дає можливість рівномірно розподілити укріплюючий агент по всій довжині інтервалу продуктивного горизонту та запобігти змиву агентазі стінок свердловини, оскільки при високих швидкостях нагнітання за рахунок турбулентності потоку буде відбуватися його вимивання. Час технологічної витримки, необхідний для утворення стійкого захисного шару на стінках горизонтальної свердловини, визначають з урахуванням умов конкретної горизонтальної свердловини, але в середньому він складає близько 24 годин. Під час технологічної витримки труба колтюбінгової установки залишається у стволі сверд Комп’ютерна в ерстка В. Клюкін 6 ловини, після завершення витримки її витягують на поверхню і розпочинають перфораційні роботи та виклик припливу вуглеводнів. Цикл робіт може повторюватись, в залежності від кількості визначених для перфорації інтервалів. Приклад виконання запропонованого способу. Необхідно пробурити горизонтальну свердловину з довжиною ствола 4500 м, діаметром ствола - 107-110мм. Породи - сипкі, слабозцементований пісковик. Буріння ствола необхідно проводити за звичайною та передбаченою проектом будівництва свердловини технологією. Після завершення буріння горизонтального ствола за допомогою геофізичних досліджень свердловини визначають каротажну характеристику пластової системи та інтервал у стволі з максимальним насиченням вуглеводнів, який у подальшому буде інтервалом перфорації. Розраховують з ура хуванням каротажних даних необхідну кількість загущеного водного розчину і додають до нього 30% суміші металевого пилу та бентонітового порошку при співвідношенні 1:1. Використовують для змішування відомі технічні засоби. За допомогою колтюбінгової установки у ствол свердловини в інтервал, передбачений для перфорації, нагнітають на мінімальній швидкості приготовлений укріплюючий агент і витримують його у стволі 24 години для утворення укріплюючого шару, після чого тр убу колтюбінгу витягують з горизонтального ствола та приступають до перфораційних робіт. Це дає можливість без ускладнень у процесі роботи здійснювати подальшу експлуатацію свердловини. Таким чином, запропонований спосіб дозволяє укріпити привибійну зону продуктивного пласта і створити захисний шар на стінках свердловини в інтервалі продуктивного пласта, зокрема з великою довжиною ствола, для запобігання виносу піску в свердловину, що підвищує продуктивність горизонтальних свердловин, пробурених у сипких та слабозцементованих гірських породах. Джерела інформації: 1. Предотвращение выноса песка в горизонтальные скважины / Спарлин Д.Д. // Нефтегазовые технологии. - 2005. - № 12, - С. 44-48. 2. Патент СРСР №1776321, E21D11/38, 1992, РСТ/ЕП 87/00176. 3. Борьба с выносом песка // Обзор зарубежной литературы. Серия "Добыча". - М. ЦНИИТЭнефтегаз. - 1965, - С. 10-11. 4. Патент Російської Федерації №2136853, МПК6 Е21В43/04, Е21В33/13, 1999. Підписне Тираж 28 прим. Міністерство осв іт и і науки України Держав ний департамент інтелектуальної в ласності, вул. Урицького, 45, м. Київ , МСП, 03680, Україна ДП “Український інститут промислов ої в ласності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601