способ изоляции зон поглощения в скважинах

Формула изобретения

Способ изоляции зон поглощения в скважинах, включающий закачку блокирующего состава и продавочной жидкости в зону поглощения скважины, отличающийся тем, что в зону поглощения одновременно закачивают не менее двух составов, образующих в процессе продвижения в стволе скважины неньютоновскую дисперсную систему, например:

состав N 1, мас.%:

Шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам или присадки на его основе - 45 - 48

Стабильный конденсат - 1 - 4

Синтетические жирные кислоты (СЖК) - 1 - 1,5

Пересыщенный раствор хлористого кальция с плотностью 1300 - 1460 кг/см³ - Остальное до 100

Состав N 2, мас.%:

Карбонат натрия - 6 - 9

Сульфат натрия - 3 - 5

Химически осажденный мел (ХОМ) - 2 - 8

Гидроксид натрия - 5 - 9

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - 0,7 - 1

Вода - Остальное до 100

причем составы готовят отдельно и закачивают в скважину в соотношении 1: 1.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к изоляции зон поглощения в скважинах на период проведения капитального и подземного ремонтов, а также при вводе скважин в эксплуатацию после бурения.

Широко известны способы изоляции зон поглощения в скважинах, при которых в зону поглощения закачивают различные блокирующие составы: солевые и полимерные высоковязкие растворы, всевозможные буровые растворы и специальные дисперсные системы на водной основе (1).

Однако указанные способы изоляции зон поглощения, особенно в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД) и продуктивных коллекторов с высокими фильтрационно-емкостными характеристиками, являются малоэффективными из-за недостаточной вязкости, низкой тиксотропности, стабильности и высокой фильтрации блокирующих растворов, приводящими к большим поглощениям промывочной жидкости, затрудняющими вызов притока и снижающими добывные возможности скважин.

Из известных способов изоляции зон поглощения в скважинах наиболее близким к заявляемому является способ по патенту N 1771507, в соответствии с которым в зону поглощения закачивают вязкий раствор - инвертно-мицеллярную дисперсию, включающую следующие компоненты при их соотношении, мас.%:

Шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам или присадки на его основе - 7,5 - 40

Стабильный конденсат - 1,7 - 15

Эмультал - 0,6-2

Карбонат кальция - 2,0-20

Водная фаза - Остальное до 100

Причем одновременно с инвертно-мицеллярной дисперсией дополнительно закачивают воду или раствор хлористого кальция при их соотношении 1:1,25 до 1: 1,5 (2).

К недостаткам прототипа следует отнести неспособность системы образовывать высоковязкую неньютоновскую жидкость (эффективная вязкость 1750 Пас) в насосно-компрессорных трубах в процессе ее закачки и продавки в зону поглощения, обладающую высокой эффективной вязкостью, структурно-механическими и тиксотропными свойствами и обеспечивающую качественное и безопасное глушение скважин для проведения ремонтно-восстановительных работ, особенно в условиях АНПД.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности изоляции зон поглощения путем увеличения эффективной вязкости, структурно-механических свойств, тиксотропной структуры и устойчивости закачиваемой смеси, особенно в скважинах с высокой степенью кавернозности продуктивного коллектора и АНПД.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе изоляции зон поглощения в скважинах, включающем закачку блокирующего состава и продавочной жидкости в зону поглощения скважины, одновременно закачивают не менее двух составов, образующих в процессе смешения и продвижения в стволе скважины неньютоновскую высоковязкую дисперсную систему, например состав N1 и N2.

Состав N 1, мас.%:

Шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам или присадки на его основе - 45 - 48

Синтетические жирные кислоты (СЖК) - 1-1,5

Стабильный конденсат - 1 - 4

Водный раствор хлористого кальция пересыщенный, плотность 1300 - 1460 кг/см³ - Остальное до 100

Состав N 2, мас.%:

Гидроксид натрия - 5-9

Сульфат натрия - 3-5

Карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ) - 0,7-1

Карбонат натрия - 6-9

Химически осажденный мел - 2-8

Вода - Остальное до 100

Причем составы готовят отдельно и закачивают в скважину в соотношении 1: 1.

Введение в раствор химически активной группы реагентов (гидроксида натрия, сульфата натрия, хлористого кальция, карбоната натрия) позволяет получить в углеводородной среде в результате активного химического взаимодействия легко растворимую в воде и кислотных растворах тонкодисперсную фазу. Получению дисперсной фазы способствуют процессы образования кристаллогидратов путем связывания молекул растворителя (воды). Эти два явления приводят к увеличению количества твердой фазы в блокирующем составе, а следовательно, и к изменению его технологических характеристик.

Необходимость изоляции зон поглощения двумя составами обусловлена технологическими и физическими основами глушения скважин, техническими характеристиками насосных агрегатов (типа ЦА-320), получением блокирующего состава на углеводородной основе с максимальными технологическими показателями, изменением их во времени и свойствами хим. реагентов, составляющих активную группу. Необходимо отметить, что предлагаемый способ изоляции дает возможность химическим путем вывести из раствора ионы кальция (образование дисперсной фазы) и нейтрализовать карбоксилметилцеллюлозу (образование белых хлопьев наполнителей) прежде, чем раствор попадет в интервал перфорации скважины.

Использование такой совокупности признаков для достижения поставленной цели ранее не известно. Оно позволяет получить в скважине блокирующие растворы с высоким показателем тиксотропной структуры, максимальной эффективной вязкостью, широким диапазоном изменения структурно-механических параметров во времени, морозостойкостью, низкой степенью загрязнения призабойной зоны пласта (ПЗП) за счет меньшей глубины проникновения, возможностью безопасного глушения скважин, особенно в условиях АНПД.

На основании вышеизложенного считаем, что предложенный способ изоляции зон поглощения в скважине удовлетворяет требованию критериям "новизны" и "изобретательский уровень".

Конкретно изобретение поясняется таблицами и графиками (см. чертеж). В табл. 1 представлены рецептуры исходных составов N1 и N2 для получения блокирующих растворов. В табл. 2 представлены технологические показатели блокирующих растворов после смешения составов N1 и N2, а на чертеже показано изменение эффективной вязкости блокирующего раствора и прототипа во времени.

Пример выполнения способа: для приготовления состава N 1 в подогретую до 55^oC воду засыпают кристаллический кальций для получения пересыщенного раствора плотностью 1300 - 1460 кг/м³, достаточный для получения расчетного количества дисперсной фазы в блокирующем растворе. Затем маленькими порциями вводят предварительно перемешанную углеводородную часть (шлам, конденсат, эмульгатор). После смешивания и эмульгирования всего объема жидкости на смесительной установке "Воронеж" полученную эмульсию перемешивают еще 5-10 минут до полной гомонизации. Условную вязкость состава N 1 определяют на визкозиметре СПВ-5, а плотность - ареометром АБР-1.

Для приготовления состава N2 необходимо подогреть воду до 40 - 50^oC и при постоянном перемешивании ввести хим. реагенты в следующей последовательности: NaOH; Na₂SO₄; КМЦ. Через 30 - 40 минут после перемешивания на смесительной установке (300-400 об/мин) до получения устойчивой суспензии.

Лабораторный контроль о готовности составов осуществляют замером следующих показателей:

Состав N1

Условная вязкость - 80 - 150 с

Плотность - 1,20 - 1,26 г/см²

Состав N2

Условная вязкость - 60 - 80 с

pH - 11-12

Плотность - 1,20 - 1,28 г/см³

Далее приготовленные составы (табл. 1) смешивают для получения блокирующего раствора и исследуют на фильтрацию, эффективную вязкость, термостабильность, условную вязкость и pH. Для замера эффективной вязкости используют прибор "Полимер РПЗ-1м". Результаты лабораторных исследований приведены в таблице N2 и на графике 1.

Для проверки промышленной применимости заявляемого способа проведены лабораторные исследования по изоляции образцов керна на установке по изучению проницаемости кернов (УИПК). В частности, при прокачке блокирующего раствора через образец керна с разрешающей пропускной способностью по воде 0,28 см³/с, нефти 0,31 см³/с, инвертно-мицеллярной дисперсии 0,11 см³/с фильтрация при перепаде давления 20; 40; 65 кгс/см² отсутствовала. При репрессии на керн 80кгс/см³ в течение одной минуты фильтрация составила 0,016 см³ (1 капля за 3 минуты). При исследовании проницаемости на обратном ходе с перепадом давления 20 кгс/см² фильтрация по нефти составила 0,29 см³/с, по воде 0,16 см³/с, а через 30 минут фильтрация по нефти восстановилась до первоначальной.

Предлагаемый способ изоляции зон поглощения скважин испытан на скважинах NN 10142; 762; 764 Уренгойского ГКМ, в результате чего они отремонтированы и находятся в работе. Успешность работ составила 100%.

Из приведенных в таблице 1 и на графике чертежа данных видно, что заявляемый способ блокировки зон поглощения является более эффективным по сравнению с известными аналогами, что позволяет использовать его для глушения скважин в сложных геолого-технических условиях месторождений Крайнего Севера.

Технологическая схема временной блокировки газовых и газоконденсатных скважин состоит из следующих операций: закачка некоторого количества водометанольного раствора для оттеснения газа из ствола скважины; закачка расчетного количества блокирующего раствора (5-10 м³) в зависимости от конструкции скважины. Такая технологическая операция осуществляется путем обвязки двух ЦА-320 через тройник к скважине и одновременного закачивания составов N1 и N2 в соотношении 1:1, смешивание которых начинается в тройнике и в дальнейшем продолжается непосредственно в насосно-компрессорных трубах (НКТ), а увеличение технологических параметров по мере продвижения от устья к забою скважины и интервалу перфорации; заполнение ствола скважины эмульсионным раствором, нефтью и т.д.

Наряду с легкостью реализации предлагаемый способ изоляции зон поглощения отличается малой глубиной проникновения блокирующего раствора и его фильтратов. Механизм блокировки зон поглощения раствором заключается в образовании непроницаемого слоя из несвязанных между собой разнодисперсных частиц на внутренней поверхности ствола скважины, который заполняет перфорационные отверстия, кавернозные каналы и останавливается на поверхности породы, предотвращая тем самым проникновение фильтрата в проницаемый коллектор. Таким образом, создается непроницаемый слой, предохраняющий загрязнение коллектора и создающий условия для качественного ремонта скважин при высоких репрессиях на пласт.

Необходимо отметить, что понижение концентрации компонентов (нижний предел) приводит к снижению технологических параметров раствора (фильтрация 3,5-4 см³/30 мин., условная вязкость 350-400 с, эффективная вязкость 0,07-0,08 Пас). При повышении концентрации компонентов вышеуказанных значений (верхний предел) блокирующий раствор становится технологически непригодным из-за трудностей, возникающих при продавке его в интервал перфорации.

Примечание:

Так как шлам имеет переменный состав и соответствует ТУ 38.302-03-3-90, то имеются допустимые отклонения технологических параметров от вышеназванных результатов, которые устраняют введением дополнительного количества (0,5-1%) химически осажденного мела.

Список использованной литературы:

1. Способ глушения скважин, авторское свидетельство N 1146308, C 09 K 7/06, 1992 г.

2. Способ ликвидации межколонных газопроявлений, патент N 1171507, E 21 B 33/138, 1992 г. (прототип).