способ создания забойного фильтра

Формула изобретения

1. Способ создания забойного фильтра, включающий расширение скважины с определением границы прифильтровой зоны в интервале продуктивного пласта коллектора, отличающийся тем, что предварительно производят вымывку песчаной пробки из ствола скважины до искусственного забоя, вырезают технологическое окно в интервале продуктивного пласта коллектора в прифильтровой зоне с захватом 1-3 м мощности флюидоупорных непроницаемых пластов с полным разрушением тела эксплуатационной колонны и цементного кольца, затем в интервале технологического окна расширяют ствол скважины до диаметра, превышающего внутренний диаметр эксплуатационной колонны не менее чем в 4-5 раз, расширенный ствол скважины последовательно заполняют тампонажными растворами, при этом в нижнюю часть прокачивают водонепроницаемый цементный раствор, среднюю, основную, часть дополняют армированным проницаемым составом, а верхнюю часть заполняют облегченным цементным раствором, после твердения цементных растворов производят их разбуривание до искусственного забоя в зумпфе с расширением ствола скважины в интервале продуктивного пласта коллектора до диаметра, превышающего диаметр эксплуатационной колонны в 2-3 раза, но менее расширенного в интервале технологического окна диаметра скважины на 2-3 внутренних диаметра эксплуатационной колонны.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для последовательного заполнения расширенного ствола скважины используют комплексный тампонажный раствор, включающий портландцемент, при этом для каждой из частей забойного фильтра - нижней, средней и верхней, используют соответствующие составы комплекса, вес.%:

для нижней части каркаса:

Портландцемент класса "G"	58,0-63,3
Тонкодисперсное вяжущее
типа "Микродур-261К-Х"	6,55-3,53
Нитрилотриметиленфосфоновая кислота (НТФ)	0,1-0,07
Вода	35,43-33,13

для средней части каркаса - фильтра:

Портландцемент класса "С"	39,0-56,0
Асбест марки К-6-30	6,0-3,0
Пористый проницаемый наполнитель	5,0-2,0
Крошки известняка фракции 1-2 мм	15,0-8,0
НТФ	0,1-0,07
Вода	34,9-30,93

для верхней части каркаса:

Портландцемент класса "G"	47,0-56,0
Тонкодисперсное вяжущее
типа "Микродур-261К-Х"	6,0-3,0
Полые стеклянные микросферы (ПСМС)
насыпной плотностью 0,15 г/см3	6,0-3,0
НТФ	0,1-0,07
Вода	40,9-37,93

при этом отношение объемов тампонажных растворов для различных частей каркаса фильтра к общему объему комплексной смеси составляет, об.%, для нижней части каркаса - 3-20; средней части каркаса - фильтра - 94-65; верхней части каркаса - 3-15.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к технологии создания забойных фильтров в обсаженных колоннами глубоких скважинах, вскрывших неустойчивые слабосцементированные породы-коллектора. Область применения: газовые, нефтяные месторождения, подземные хранилища газа и полигоны захоронения промышленных стоков. Наибольшее применение найдет при проведении капитального ремонта на газовых нефтяных, водозаборных и нагнетательных скважинах, эксплуатация которых осложнена пескопроявлением.

Известен способ создания гравийно-щелевого фильтра по Ав. св. SU №1712590, включающий намыв гравийного материала в расширенную часть пласта за обсадную колонну с перфорированным участком, установку щелевого фильтра и размещение гравийного материала в кольцевом пространстве между последним и перфорированным участком, где размещение гравийного материала в кольцевом пространстве между щелевым фильтром и перфорированным участком осуществляют после установки щелевого фильтра, при этом в качестве гравийного материала, намываемого в расширенную часть пласта, используют кварцевый песок, а в качестве гравийного материала, размещаемого в кольцевом пространстве, используют смесь гранулированного кальция карбоната и стеклянных шариков или из кальция карбоната.

Недостатками этого способа являются:

- снижение производительности скважины из-за уменьшения ее диаметра при установке щелевого фильтра в интервал перфорированного участка обсадной колонны;

- непродолжительный межремонтный период работы скважины;

- затруднены ремонтные работы в призабойной зоне, в том числе по водоизоляции.

Наиболее близким по технической сути к предлагаемому способу является способ оборудования фильтровой скважины (Ав. св. SU №1470937, МПК Е 21 В 43/08), заключающийся в расширении скважины в прифильтровой зоне в интервале продуктивного пласта, установке каркаса фильтра, фильтровой и эксплуатационной колонн, где для обеспечения линейного притока в скважину определяют границу прифильтровой зоны с квадратичным законом фильтрации, расширяют скважину до этой границы, устанавливают каркас фильтра, скорость потока через который ниже критической, а гравийный фильтр между каркасом фильтра и стенками скважины в интервале расширения сооружают с проницаемостью не ниже проницаемости каркаса фильтра.

Основными недостатками этого способа являются:

- невозможность увеличения производительности скважины из-за установки в интервале продуктивного пласта каркасного фильтра диаметром меньше диаметра эксплуатационной колонны, имеющего малую площадь фильтрации и создающего дополнительное сопротивление потоку пластового флюида;

- большая трудоемкость ремонтных работ в призабойной зоне, например, при проведении водоизоляционных мероприятий и операций по очистке, извлечению и установке каркасного фильтра во время его замены. Это связано также с необходимостью вымыва гравийного фильтра и последующей его обратной засыпки из-за его несцементированности;

- возможен прихват каркасного фильтра из-за забивки, осмоления и уплотнения гравийного фильтра с последующей ликвидацией объекта продуктивного пласта или скважины в целом;

- неэффективность его использования в нефтяных и газовых скважинах ввиду преждевременного обводнения верхними и нижними пластовыми водами из-за отсутствия герметизации эксплуатационной колонны, верхней и нижней части каркаса фильтра;

- непродолжительный межремонтный период работы, особенно в нефтяных скважинах, обусловленный рабочей площадью каркасного фильтра, так как его наружный диаметр должен быть меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны.

Известен способ крепления призабойной зоны скважины по патенту RU №2172814, включающий приготовление тампонажного раствора с кислоторастворяющимся наполнителем, закачку его и отверждение, разбуривание, промывку образовавшегося камня от соли, где в качестве кислоторастворяющегося наполнителя используют ракушечник фракции 0,7-1,5 мм в количестве 10-15% и дополнительно в тампонажный раствор вводят поверхностно-активное вещество в количестве 0,5-1,0 вес.%.

Тампонажный раствор при этом имеет следующий состав, вес.%:

тампонажный цемент	50
песок (фракция 0,3-1,5 м)	10
ракушечник (фракция 0,7-1,5 мм)	10
соль (фракция 2-3 мм)	10
неоногенное ПАВ (диссолван 4411, ненол)	1,0
вода	остальное

(до растекаемости раствора 18-20 см по конусу АЗНИ).

Основным недостатком этого состава, помимо ухудшенных прочностных характеристик, является его быстрое разрушение (недолговечность) за счет растворения ракушечника при кислотных обработках и вымыва соли из его скелета пластовыми водами и отсутствия в нем армирующей добавки.

Наиболее близким к заявляемому составу является тампонажный материал по патенту RU №2161694, включающий портландцемент и кислоторастворимую добавку - молотый доломит, который имеет тонкость помола - остаток 15% на сите 0,08 при следующем соотношении компонентов в смеси, вес.%:

портландцемент	40-60
молотый доломит	60-40

Основными недостатками этого состава являются:

- низкие прочностные характеристики даже до проведения солянокислотных обработок (прочность на изгиб 1,5-2,5 МПа, на сжатие 4,5-9 МПа), не позволяющие использовать его для крепления обсадной колонны;

- быстрое разрушение (недолговечность) скелета тампонажного камня за счет растворения доломита в процессе солянокислотных обработок с полной потерей прочностных характеристик из-за большого содержания (40-60%) кислоторастворимой добавки - доломита и отсутствия в его составе армирующей добавки;

- длительность и трудоемкость вымыва;

- невозможность его использования в качестве герметизатора при изоляции пластовых (верхних или нижних) вод из-за изначальной проницаемости до 20 и более мкМ² (А.И.Булатов "Формирование и работа цементного камня в скважине". - Москва, Недра, 1990 г., стр.99-102) и растворимости его в кислых средах.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является предотвращение разрушения скелета слабосцементированной горной породы в процессе эксплуатации скважины.

Данный технический результат достигается решением технической задачи, направленной на снижение кольматации призабойной зоны фильтра за счет снижения скорости фильтрации.

Техническая задача решается за счет того, что в способе создания забойного фильтра путем расширения скважины с определением границы прифильтровой зоны в интервале продуктивного пласта коллектора, предварительно производят вымывку песчаной пробки из ствола скважины до искусственного забоя, вырезают технологическое окно в интервале продуктивного пласта коллектора в прифильтровой зоне с захватом 1-3 м мощности флюидоупорных непроницаемых пластов с полным разрушением тела эксплуатационной колонны и цементного кольца, затем в интервале технологического окна расширяют ствол скважины до диаметра, превышающего внутренний диаметр эксплуатационной колонны не менее чем в 4-5 раз, расширенный ствол скважины последовательно заполняют тампонажными растворами, при этом в нижнюю часть прокачивают водонепроницаемый цементный раствор, среднюю - основную часть - заполняют армированным проницаемым составом, а верхнюю часть заполняют облегченным цементным раствором, после твердения цементных растворов, производят их разбуривание до искусственного забоя в зумпфе, с расширением ствола скважины в интервале продуктивного пласта коллектора до диаметра, превышающего диаметр эксплуатационной колонны в 2-3 раза, но менее расширенного в интервале технологического окна диаметра скважины на 2-3 внутреннего диаметра эксплуатационной колонны. При этом в качестве тампонажного раствора для последовательного заполнения расширенного ствола скважины используют комплексный раствор, включающий три состава для нижней, средней и верхней частей забойного фильтра, соответственно:

для нижней части каркаса

портландцемент класса "G"	58,0-63,3
тонкодисперсное вяжущее типа "Микродур-261R-Х"	6,55-3,53
нитрилотриметиленфосфоновая кислота (НТФ)	0,1-0,07
вода	35,43-33,13

для средней части каркаса (фильтр)

портландцемент класса "С"	39,0-56,0
асбест марки К-6-30	6,0-3,0
пористый, проницаемый наполнитель	5,0-2,0
крошки известняка фракции 1-2 мм	15,0-8,0
нитрилотриметиленфосфоновая кислота (НТФ)	0,1-0,07
вода	34,9-30,93

для верхней части каркаса

портландцемент класса "G"	47,0-56,0
тонкодисперсное вяжущее типа "Микродур-261R-Х"	6,0-3,0
полые стеклянные микросферы (ПСМС) насыпной плотностью 0,15 г/см3	6,0-3,0
нитрилотриметиленфосфоновая кислота (НТФ)	0,1-0,07
вода	40,9-37,93

Отношение объемов тампонажных растворов для различных частей каркаса фильтра к общему объему комплексной смеси составляет, об.%, для:

нижней части каркаса	3-20
средней части каркаса (фильтр)	94-65
верхней части каркаса	3-15

Способ осуществляется следующим образом.

На фиг.1 - состояние забоя до проведения работ.

На фиг.2 - состояние забоя на промежуточном этапе работ.

На фиг.3 - состояние забоя после проведения работ.

Скважину 1 (см. фиг.1), эксплуатирующую слабосцементированный продуктивный коллектор 2, залегающий между двумя верхним 3 и нижним 4 флюидоупорными пластами, вначале глушат общеизвестными способами и извлекают лифтовые трубы 5 на поверхность. Глушение и дальнейшие работы производятся на известных составах, обеспечивающих минимальное отрицательное влияние на фильтрационные свойства (ФЕС) пласта-коллектора. Производят работы по вымову песчаной пробки 6 из ствола скважины до искусственного забоя в технологическом зумпфе 7. При отсутствии технологического зумпфа или его малой величины производят буровые работы по его углублению до требуемого объема.

При необходимости производят предварительное крепление слабосцементированного коллектора в границе 1,1-1,2 Д1 известными кислоторастворимыми или иными легкоудаляемыми из пласта составами для избежания осложнений при последующих технологических операциях.

Затем с использованием известных фрезерующих (вырезающих) устройств вырезают технологическое окно в интервале продуктивного коллектора 2 с захватом 1-3 метров мощности флюидоупорных непроницаемых пластов 3,4 с полным разрушением тела эксплуатационной колонны 8 и цементного кольца 9.

После этого, в интервале технологического окна, известными способами и устройствами расширяют ствол скважины до диаметра Д1, превышающего внутренний диаметр эксплуатационной колонны (d_c) не менее чем в 4-5 раз (0,9-1,5 м). Затем расширенный ствол скважины последовательно заполняют тампонажными растворами, при этом в нижнюю часть прокачивается водонепроницаемый цементный раствор 10, среднюю - основную часть - заполняют армированным проницаемым составом 11, а верхнюю часть - облегченным цементным раствором 12.

После твердения цементных растворов производят их разбуривание до искусственного забоя в зумпфе с расширением ствола скважины в интервале продуктивного пласта до диаметра d₂, превышающего диаметр эксплуатационной колонны (скважины) d_c в 2-3 раза (0,4-1,0 м) и более, но менее Д1 на 2-3 d_c. Тщательно промывают скважину до искусственного забоя и поднимают бурильные трубы на поверхность.

Далее спускают напорную лифтовую колонну (НКТ) в интервал нижнего чашеобразного цементного остова и ведут закачку 10-12% соляной кислоты расчетного объема для растворения наполнителей и получения сообщения между стволом скважины и пластом-коллектором. При этом из стенки цилиндрического стакана, образованного из армированного проницаемого цемента, создается забойный фильтр 13. Затем производят освоение. После тщательной отработки скважины на факел (или амбар) для очистки забоя от крупных кольматирующих частиц производят работы по интенсификации притока из пласта общеизвестными способами и составами. Затем опять производят отработку скважины и пускают ее в эксплуатацию.

Фрезерование с полным разрушением тела эксплуатационной колонны 8 и цементного кольца 9 необходимо для увеличения площади фильтрации, которое обеспечивается при неизменной мощности интервала пласта-коллектора расширением диаметра ствола скважины и выражается формулой:

,

где F - общая площадь фильтрации, м² ;

Д - диаметр скважины, м;

h - мощность дренируемого интервала пласта-коллектора, м;

=3,14.

Увеличение площади фильтрации необходимо для снижения скорости фильтрации пластового флюида (газа, нефти, воды) при неизменном расходе (дебите) или для увеличения дебита при неизменной скорости фильтрации (в том числе и депрессии на пласт), которые определяются из выражений:

где Q - дебит (расход), в м³/с;

W - скорость флюида, в м/с.

Расширение ствола скважины (до d₂) по предлагаемому способу способствует снижению скорости фильтрации до критических значений, при которых прекращается перенос частиц породы (суффозия) в пласте и кольматация ими призабойной зоны (фильтра) [Маскет М. "Течение однородных жидкостей в пористой среде". - Москва, Гостоптехиздат, 1949 г.]. Это позволяет резко в 3-5 раз и более увеличить межремонтный период эксплуатации скважины без дополнительных работ по интенсификации притока.

Создание технологического зумпфа 7 заданного объема, помимо прочего (проведения ГИС, изоляционных и других работ), необходимо для увеличения срока (периода) стабильной добычи пластового флюида без выноса частиц породы (песок, глина и др.) и цементного камня на поверхность. Отсутствие технологического зумпфа 7, при нарушении технологического режима эксплуатации в сторону увеличения дебита (депрессии, скорости фильтрации), ускорит вынос частиц породы на поверхность уже в начальный период работы, образование на забое песчаной пробки, кольматацию скважинного фильтра и соответственно резкое снижение производительности скважины.

Объем технологического зумпфа 7 определяется из выражения:

где q - объем частиц породы, наступающий на забой, м³/сут;

t - заданный период эксплуатации без выноса частиц породы на поверхность, сут.

Длина технологического зумпфа от нижнего конца расширенного ствола скважины до искусственного забоя определяется:

где S - площадь внутреннего сечения ствола зумпфа (скважины), м².

Результатом закачки в расширенный до диаметра Д1 ствол скважины в интервале технологического окна тампонажных растворов 10, 11, 12 (см. фиг.2) и последующего их разбуривания (после ОЗЦ) с увеличением диаметра до d₂ является создание забойного фильтра на цементной основе в виде полого цилиндра с заданной толщиной стенки (см. фиг.3).

Закачка водонепроницаемого цементного раствора 10 необходима для создания чашеобразного остова, который укрепляет конструкцию фильтра за счет сцепления с ним и сцементированным флюидоупорным нижним пластом 4. Такая конструкция низа фильтра в газовых скважинах предотвращает преждевременное насыщение жидкостью (конденсационной водой, газоконденсатом, пластовой водой) и обводнение нижней части призабойной зоны пласта-коллектора, которая приводит к сокращению производительности скважины. Обводнение собственными водами имеет (распространение) место и на нефтяных скважинах. В водяных нагнетательных скважинах такая конструкция низа фильтра предотвращает его преждевременную кольматацию мехпримесями.

Помимо этого, водонепроницаемым составом достигается изоляция путей притока (микротрещин) нижезалегающей чужой пластовой воды, имеющей, как правило, большую величину давления, чем в пласте-коллекторе. Микротрещины всегда имеют место в околоствольной части скважины из-за необратимых деформаций, возникающих в горной породе в процессе бурения и имеющих протяженность до 2-3 d_c и более в глубь пласта. Поэтому при цементаже обсадных колонн известными способами и составами они не перекрываются из-за плохой фильтруемости известных цементных растворов и большой скорости их прокачки. Высота чашеобразного остова h для каждого конкретного случая определяется отдельно, но из теоретических предпосылок и практики эксплуатации изотропных пластов следует, что она не должна превышать 0,2Н (мощности продуктивного коллектора), так как иначе в коллекторах с ухудшенной проницаемостью это может привести к снижению производительности скважины. При высоте менее 0,1Н снижается его технологическая емкость и соответственно значимость.

В результате закачки облегченного тампонажного раствора 12, ОЗЦ и последующего его разбуривания, в верхней части технологического окна образуется цементный тампон в виде куполообразного остова.

Закачка облегченного тампонажного цементного раствора 12 необходима для укрепления верхней части конструкции фильтра за счет сцепления цементного камня с ним и сцементированным флюидоупорным верхним пластом 3. Этим также укрепляется и герметизируется низ (башмак) верхней части эксплуатационной колонны и околоствольное пространство после проведения фрезерных работ по созданию технологического окна. Предотвращается поступление чужой верхней воды при создании депрессии в пласте коллекторе при его эксплуатации и снижении пластового давления во времени.

В нагнетательных газовых и водяных скважинах это позволяет избежать перетоков закачиваемого флюида из пласта-коллектора в вышезалегающие.

Захват (глубина внедрения в пласт по высоте) 1-3 м мощности флюидоупорных пластов 3, 4, при создании технологического окна и расширения ствола, необходим для обеспечения условий по качественному укреплению каркаса фильтра, креплению и тампонажу околоствольной зоны горной выработки.

Спуск напорной лифтовой колонны (НКТ) 5 в нижнюю часть чашеобразного остова из водонепроницаемого цементного тампонажного состава 10 необходим для предотвращения скопления жидкости (воды, конденсата) и образования песчаных пробок в интервале фильтра при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин. В нагнетательных газовых и водяных скважинах это позволит предотвратить преждевременную кольматацию фильтра, так как кольматирующие (наиболее тяжелые и крупные) частицы будут осаждаться в технологическом зумпфе.

Закачка армированного проницаемого тампонажного раствора (имеется ввиду армированный тампонажный состав на цементной основе с растворимыми наполнителями) 11 необходима для создания забойного фильтра, в интервале продуктивного пласта-коллектора, на цементной основе в виде полого цилиндра с заданной толщиной фильтрующей части (стенки). Толщина фильтрующей части определяется с учетом механической прочности армированного проницаемого тампонажного камня, бокового горного давления слабосцементированного пласта-коллектора и перепада давления (депрессии, репрессии), возникающего в процессе эксплуатации. Расчеты производят по общепринятым формулам.

Снижение отношения объемов нижней и верхней частей менее 3% технологически не позволит создать чашеобразный остов, укрепить эксплуатационную колонну, изолировать пути водопритоков и качественно укрепить всю конструкцию забойного фильтра. Превышение более 15-20% нецелесообразно, так как при этом снижается высота фильтра, рабочая поверхность и соответственно его эффективность.

Состав рецептуры для нижней части забойного фильтра с добавкой Микродура обеспечивает прочный практически непроницаемый камень, чем обеспечивается надежный экран от прорыва (подтягивания) подошвенных пластовых вод.

Состав рецептуры средней части фильтра наоборот должен обеспечивать удовлетворительную (хорошую) проницаемость камня, что достигается добавкой крошки известняка фракции 1-2 мм, которая в процессах освоения скважин может быть разрушена с помощью соляно-кислотных обработок. При этом устойчивость фильтра от полного разрушения достигается с помощью его армирования волокнами асбеста.

Состав рецептуры верхней части фильтра с добавкой полых стекломикросфер (ПСМС) и Микродура позволяет получить облегченный непроницаемый камень. Низкая плотность тампонажного раствора для верхней части необходима для того, чтобы при установке пачки этого раствора не происходило диффузного взаимодействия (перемешивания) с нижележащей средней частью.

Основные характеристики камня рекомендуемых составов приведены в таблице 1.

"Микродур" - это особо тонкодисперсное минеральное вяжущее вещество с гарантированно плавным изменением гранулометрического состава. "Микродур" производится посредством воздушной сепарации пыли при помоле цементного клинкера. Технология изготовления ОТДВ "Микродур" разработана и освоена специалистами фирмы "INTRA-BAVGmbH" совместно со специалистами концерна "Dyckerhoff" (г.Висбаден, Германия) и защищена Европейским патентом.

Благодаря малому размеру (диаметр зерен 6-24 мкм) частиц и плавно подобранному гранулометрическому составу, суспензия "Микродура" обладает текучестью, сравнимой с текучестью воды, даже при минимальном В/Ц. Время истечения (условная вязкость) суспензии в возрасте до 3 часов колеблется от 28 до 30 с.

Проникающая способность суспензии "Микродура" сопоставима с бездисперсными вяжущими. Суспензия "Микродура" проникает в лессовые грунты, плотный бетон с радиусом распространения аналогичным бездисперсным веществом.

"Микродур" является порошком со специально подобранным минеральным и гранулометрическим составом. Это обеспечивает высокую водоудерживающую способность (В/Ц до 6,0) и реологические характеристики, соизмеримые с реологией обычной воды. Водные суспензии на основе "Микродура" обладают высокой проникающей способностью в поровую структуру растворов, бетонов и грунта с последующим затвердеванием. Таким образом, "Микродур" можно рассматривать как альтернативу жидкому стеклу и полимерным композициям (эпоксидной, карбомидной, фенолформальдегидной и др.) со следующими преимуществами: долговечность, простая и удобная технология приготовления суспензии и инъектирования, экологическая чистота, однородность с обычными цементами по составу, совместимость с бетоном и железобетоном, возможность выполнения работ в условиях обводненных и водонасыщенных конструкций и пластов. Включение "Микродура" в тампонажный состав позволяет снизить проницаемость получаемого камня до нуля, так как размер его частиц в 5-10 и более раз меньше, чем у портландцементов.

Из таблицы 1 видно, что прочностные характеристики всех 3-х предлагаемых рецептур выше в 2 раза и более, чем у прототипа. При этом включение "Микродура" в рецептуру 1 и 2 позволило резко сократить проницаемость по сравнению с прототипом (менее 0,1 против 10-20 мкМ²). Однако увеличение содержания "Микродура" в составе рецептур 1, 3 более 6,0-6,5% ухудшает прочностные характеристики образующегося камня, а снижение менее 3-3,5% нецелесообразно, так как увеличивается его проницаемость.

Добавка НТФ во все рецептуры 1, 2, 3 позволяет обеспечить необходимые для технологии работ вязкость и сроки его схватывания. Содержание НТФ более 0,1% резко увеличит время схватывания до 10-15 часов и более, в чем нет технологической необходимости, а добавка менее 0,07% ускорит схватывание цементной смеси, что может привести к аварийной ситуации.

Включение в рецептуру 2 кислоторастворимой добавки, как и по прототипу, в виде крошки известняка, доломита и др. необходимо для получения требуемой проницаемости камня средней фильтровой части каркаса. Однако в отличие от прототипа, содержание кислоторастворимой добавки не превышает 15,0%, так как ее увеличение ведет к резкому снижению его прочностных характеристик, содержание ее менее 8,0% нецелесообразно, так как при этом невозможно достичь требуемой проницаемости фильтра.

Процесс вымыва кислоторастворимой добавки из сформировавшегося камня довольно длительный и сложный, так как ее частицы со всех сторон блокированы частицами портландцемента, обладающего плохой начальной проницаемостью (10-20 мкМ² через двое суток), которая еще и снижается во времени. Поэтому для ускорения и повышения эффективности процесса вымыва кислоторастворимой добавки в состав включен пористый проницаемый наполнитель, обеспечивающий начальную проницаемость сформированного каменного каркаса фильтра в средней части. При этом в качестве пористого проницаемого наполнителя используют керамзит, фильтротерлит, гранулированный фаянс, цеолит и др.

Содержание пористого проницаемого наполнителя более 5,0% ведет к снижению прочностных характеристик каркаса, а менее 2,0% снижает эффективность работ по вымыву кислоторастворимой добавки.

Преимущества

Использование предлагаемого способа дает следующие преимущества:

- увеличивается безводный и межремонтный период работы скважины;

- появляется возможность увеличения (добычи) дебита пластового флюида в 2-3 и более раз по сравнению с прототипом, при одних и тех же допустимых бессуффозных значениях депрессии на пласт;

- упрощается и удешевляется процесс проведения ремонтных работ по восстановлению проницаемости каркаса фильтра;

- расширяется область его эффективного использования, включая газовые, нефтяные и нагнетательные скважины.

Экономический эффект от использования предлагаемого способа в зависимости от глубины залегания, литологической характеристики коллектора, типа и объемов добычи (закачки) флюида составит от 0,5 до 2,5 млн. рублей и более.