9.5.3. Цементно-карбонатная смесь

Используется технология крепления и состав на цементно-карбонатной основе (ЦКС), который образует в призабойной зоне прочный и проницаемый барьер. Эффек­тивность обработки зависит, главным образом, от качества и количества ЦКС и темпа его нагнетания в пласт, которые оп­ределяют условия формирования в призабойной зоне пласта относительно прочного и проницаемого экрана.

Количество компонентов, входящих в ЦКС на одну обра­ботку, зависит от объема твердой фазы, оседающей на забое и выносимой на поверхность восходящей струей, и определяет­ся по формуле:

где G, V — потребное количество компонентов состава, соот­ветственно, в т и м³;

γ_р, γ_п — объемные массы цементно-карбонатного бетона и песчаной пробки, т/м³;

d — диаметр эксплуатационной колонны, м;

ΣН — суммарная мощность пробки за период эксплуата­ции рассматриваемого объекта, м;

ΣQ — суммарная добыча флюида, м³;

q — количество выносимого песка в единице объема жид­кости, т/м³;

К — коэффициент возмещения; а — коэффициент, учитывающий изменение объемного | веса породы по отношению к пластовым условиям, может быть 5 принят равным 0,89.

Коэффициент возмещения представляет собой отношение объема закачиваемого материала к объему, извлеченному на поверхность песка, и должен составлять не менее 0,6.

Приближенная оценка размеров закрепленной зоны может быть определена по следующей формуле:

где

D₃, D_к — диаметр противопесочного экрана и каверны, м;

h— интервал фильтра, подлежащий закреплению, м.

Практика показывает, что в зависимости от степени дренированности объекта на один погонный метр фильтра требует­ся от 0,5 до 2 м³ЦКС. Учитывая возможность гравитационного разделения закачиваемых смесей в призабойную зону, мощ­ность обрабатываемого участка должна быть ограничена ин­тервалом фильтра до 10м. Объем жидкости для продавки ЦКС в пласт определяется по формуле:

где W_К — объем насосно-компрессорных труб, м³;

Wз — объем эксплуатационной колонны от башмака НКТ до нижних отверстий интервала обрабатываемого участка филь­тра или подпакерной зоны, м³.

Практикой обработки скважин составом ЦКС установле­но, что расчетный объем продавочной жидкости W_П необходи­мо увеличить на 1,5 - 2,0% от расчетного, но не менее чем на 0,1 м³ с целью гарантии от возможных прихватов насосно-ком­прессорных труб. Кроме того, при расчете объема продавоч­ной жидкости необходимо учитывать начало и конец схваты­вания состава. Это связано с тем, что этапы технологического процесса в зависимости от характера обрабатываемого пласта и принятой схемы крепления призабойной зоны могут менять­ся от времени начала схватывания.

Время, необходимое для продавки ЦКС в выбранный интервал фильтровой зоны, слагается из продолжительности за­качки состава в насосно-компрессорные трубы и продавки его в пласт. При определении времени, затрачиваемого для приготовления ЦКС, следует учитывать необходимость проведения вспомогательных работ в максимально короткие сроки. В ба­лансе времени всех операций по креплению необходимо учи­тывать время на возможные остановки (20 — 30 мин.). Кроме того, как показала практика, максимальный темп нагнетания смеси в пласт способствует повышению успешности крепле­ния.

В составе на цементно-карбонатной основе используются широкодоступные, недефицитные и не обладающие токсичны­ми свойствами вещества.

Исходными компонентами состава являются:

— портландцемент тампонажный;

• карбонатный песок (фракция 0,5—5,0), содержащий СаСО₃ не менее 90%;

• кислота соляная синтетическая, техническая — по ГОСТУ;

• нефть — по ГОСТУ 9965-76;

• вода техническая (пресная или морская);

— чистый и однородный кварцевый песок (фракция 0,5—0,85).

Состав на цементно-карбонатной основе изготавливается Управлением по повышению нефтеотдачи пластов и другими предприятиями, занимающимися воздействием на призабой­ную зону скважин.

Объемная масса цементно-карбонатного раствора должна составлять 1900 кг/м³. Растекаемость состава — 18 см по ко­нусу АзНИИ. Механическая прочность образца ЦКС не менее 2 МПа через трое суток твердения в скважинных условиях. Проницаемость ЦКС — 0,3 — 0,5 мкм².

Цемент тампонажный по отношению к твердой фазе соста­ва берется в массовых частях в соотношении от 1:1 до 2:1.

Фракционный карбонатный песок, являющийся активным наполнителем, берется в соотношении от двух до трех массо­вых частей по отношению к твердой фазе компонентов.

Нефть, входящая в состав жидкости затворения ЦКС и яв­ляющаяся замедлителем начала схватывания бетона, увеличи­вает продолжительность действия соляной кислоты на карбо­натное вещество, берется в количестве 2% по массе твердой фазы. Используемая нефть одновременно является песконосителем. По своим физико-механическим показателям она долж­на соответствовать нефти обрабатываемого горизонта. Нефть-песконоситель берется по массе песка в соотношении 3:1. Тех­ническая вода используется для затворения ЦКС и в качестве продавочной жидкости.

Водный раствор соляной технической кислоты, являющей­ся активным растворителем, берется в массовых соотношени­ях 3:1 к карбонатной составляющей тампонажного камня.

Максимальное пластовое давление не должно превышать 10 МПа, а забойная температура — 50°С. В каждом отдельном случае пластовое давление и температура пласта должны быть ниже критических значений, при которых СО₂ не находится в растворенном состоянии.

Для крепления ЦКС используются:

• цементировочные и насосные агрегаты — ЗЦА-400;

• цементно-смесительные агрегаты СМ-20;

• кислотный агрегат — АЗИНМАШ-ЗОА;

• автоцистерна — 4 ЦР.

Расположение агрегатов при креплении призабойной зоны пласта цементно-карбонатным составом показано на рис. 9.12.

Приготовление цементно-карбонатного состава согласно схеме рис. 9.12 осуществляется следующим образом.

Т ехническая вода по линии 6 и нефть из автоцистерны 9 подаются в замерную емкость агрегата 8 для приготовления водонефтяной эмульсии. Од­новременно цементно-смесительной машиной 5 приготав­ливается цементный раствор, откуда агрегатом 4 он подает­ся в смеситель машины 7 для обогащения карбонатным материалом. Нагнетание соляной кислоты осуществляется кис­лотным агрегатом 2, а подача ЦКС в скважину 1 — насосным агрегатом 3.

Перед обработкой ЦКС необходимо провести подготови­тельные и исследовательские работы на скважине:

1. определить процент мехпримесей и их вещественный фракционный состав;

Рис. 9.12. Схема расположения агрегатов.

2. замерить глубину забоя и при наличии песчаной проб­ки произвести очистку или промывку ее;

3.проверить статический уровень жидкости снятием кривых восстановления или снижения уровня. Обследовать состо­яние колонны, определить профиль поглощения;

4. после проведения подготовительных работ приступают к подготовке скважины и обработке ее ЦКС.

В скважине перед креплением определяют поглотительную способность пласта, которая должна составлять не менее 0,007 м³/с при избыточных давлениях, обеспечивающих со­хранность обсадной колонны и насосно-компрессорных труб. Закачивают в скважину буферную жидкость (нефть в количе­стве 0,1 — 0,2 м³). При наличии в пласте значительной выра­ботки производится стабилизация призабойной зоны кварце­вым песком при помощи нефти-песконосителя, одновременно выполняющей роль буферной жидкости. Вслед за нефтью на­гнетают в трубы солянокислотный раствор в объеме 3:1 от массы карбонатной составляющей компонентов состава, после чего опять подают буферную жидкость ОД — 0,2 м³.

Закачивают в скважину ЦКС согласно нижеприведенным рекомендациям. Когда поступление песка в скважину продол­жается без притока жидкости (Р_пл = Р_заб), устье скважины оборудуется манжетной головкой типа «ЦИСОН», башмак НКТ располагается на уровне нижних отверстий фильтра и закачка ЦКС ведется через шланг высокого давления при непрерыв­ном возвратно-поступательном перемещении колонны труб.

Продавочной жидкостью ЦКС продавливают в призабойную зону пласта. При продавке в пласт крепящего состава не­обходимо стремиться к максимальному темпу нагнетания как одного из факторов, определяющих успешность крепления.

После окончания процесса, при наличии давления, герме­тизируют устье скважины и в течение 72 ч ведут наблюдение за регистрирующим манометром. Через 3 — 5 суток после зат­вердения раствора проверяется забой и уровень, при наличии пробки производится ее чистка (промывка) или разбуривание.

Пуск скважины в эксплуатацию необходимо осуществ­лять методом постепенного увеличения депрессии с наблю­дением за показателем пескопроявления (отбор проб на мех-примеси).