Способ крепления призабойной зоны скважины - SU956750A1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при креплении рыхлых коллекторЬв нефти и газа.

Известен способ крепления призабойной .зоны нефтяных скважин, заключающийся в Нагнетании в нее феноль ной смолы 13.

Однако этот способ недостаточно эффективен из-за невозмокности сохранения проницаемости призабойной зоны. .

Известен способ крепления призабойной зоны скважины путем закачки в нее цементного раствора 2.

Однако такой способ не позволяет достаточно эффективно закрепить призабойную зону и сохранить ее проницаемость .

Цель изобретения - повышение эффективности процесса крепления с сохранением проницаемости призабойной зоны.

Указанная цель достигается тем, что в способе крепления призабойной зоны скважины путем закачки в нее цементного раствора, перёд закачкой цементного раствора закачивают раствор щелочи, выдер5кивают во времени, а после закачки цементного раствора

последовательно закачивают раствор щелочи и соляро-солянокислотный раствор , продавливаемый водой, при этом в качестве щелочи используют водный раствор смеси каустической и кальцинированной соды, а закачиваемый объем соляро-солянокислотного раствора определяют из следующего соотношения

Y-.jrr4n, (-.),

10

г - радиус крепления,

где

м; m - пористость; h - толщина пласта, м; д m - величина снижения пористос15 ти за счет остаточного цемента .

Способ осуществляют следующим образом .

После очистки забоя скважины от

20 грязи и песка в скважину спускают насосно-компрессорные трубы до нижних перфорированных отверстий фильтра и межтрубнье пространство пакеруют. В скважину, закачивают смесь 3-5%-го

25 раствора каустической и кальциниро ванной соды для очистки поверхности зеоен песка от парафина и смол и для обеспечения лучшего контакта зе-- реи песка с цементом. Необходимый

объем раствора щелочи ( - NaOH) на 1 n.M. Мощности пласта определяю па формуле .m,. где г - радиус обработки , m - пористость пласта. Вслед за содой через насосные тр ба закачивают заранее .приготовленны коллоидный раствор цемента с водоце ментным фактором 0,6-0,7. Объем цементного раствора определяют из соо ношения V p -j/r-hffl где г - радиус, обработки; h - мощность пласта m - пористость пласта, Коллоидный цементный раствор при тавливают из тампонажного цемента путём осаждения крупных фракций цемента в мерниках. Скважину выдер живают во времени. При этом цемент ный раствор загустевает. При пос .ледуквдей закачке буферной жидкости (соды) полностью вымыть цемент из пор невозможно, так как образуется остаточный цемент в порах. Соду пр давливают соляро-солянокислотным раствором, объем которого определяют из соотношениям V-4JFr1hm{ -1), где г - радиус крепления; т - пористость пласта; Н - толщинапласта; дт - величина снижения пористости за счет остаточного цемента . Соляро-солянокислотный раствор в свою очередь продавливают водой. При закачке соляро-солянокисло ного раствора в пласт соляная кислота вступает в реакцию с остаточной содой, находящейся в порах, в результате образуется углекислота в виде пены. Наличие углеродной жид кости (солярки) в пласте, образование пены предотвращает полную цемен taцию пор, сохраняя фильтрационную способность пласта. Предлагаемый способ позволяет .прочно закрепить призабойную зону и сохранить при этом ее проницае мость.. Формула изобретения 1.Способ крепления призабойной зоны скважины путем закачки в нее цементного раствора, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности процесса крепления с сохранением проницаемости призабойной зоны, перед закачкой цементного раствора закачивают раствор щелочи, выдерживают во времени, а после закачки цементного раствора последойательно закачивают раствор щелочи и соляро-солянокислотный раствор, продавливаемой водой. 2.Способ по п.1, о т л и ч а ющ и и с я тем, что в качестве щелочи используют водный раствор смеси каустической и кальцинированной соды. 3.Способ по ПП.1 и 2; отличающийся тем, что закачиваемый объем соляро-солянокислотного раствора определяют из следующего соотношения: V Jfrihm(,-1), где г - радиус крепления, м; m - пористость} h - толщина пласта, м; йш - величина снижения пористости за счет остаточного цемента . Источники информации, принятые во внимание при экспертизе 1.Авторское свидетельство СССР 111101, кл. Е 21 В 33/138, 29.06.57. 2.Патент США № 3421584,кл.166-33, опублик.1969.