способ глушения скважин

Формула изобретения

1. СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН, включающий последовательную закачку в призабойную зону блокирующей и задавочной жидкостей, отличающийся тем, что предварительно скважину глушат задавочной жидкостью в количестве 1 объем НКТ без продавки ее в пласт и проводят спуско-подъемные операции с установкой башмака НКТ на глубине продуктивного пласта, после чего при открытой затрубной задвижке закачивают блокирующую жидкость в количестве 1 объем НКТ со сбором задавочной жидкости в блок долива и последующую закачку блокирующей и задавочной жидкостей осуществляют при закрытой затрубной задвижке, а в качестве блокирующей жидкости используют углеводородную композицию и/или кислородсодержащий растворитель.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что углеводородную композицию используют из числа углеводородных фракций прямой гонки нефти: гексановой, бензольной, толуольной, ксилольной, нефрас С 50/170; химической переработки нефти: нефрас А 120/200, нефрас А 150/330, нефрас С₅ 150/330; отходов нефтехимических производств: абсорбенты А-1 и А-2, легкая смола пиролиза, бутиленбензольная фракция, а кислородсодержащий растворитель из числа низкомолекулярных спиртов С₁ С₃, кислот С₁ С₃ и кетонов С₃ С₄.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам глушения скважин.

Анализ результатов глушения скважин на месторождениях Западной Сибири, характеризующихся высокими температурами и низкой проницаемостью коллекторов (Шумилов В.А. и др. Предохранение и восстановление проницаемости призайбойной зоны при разработке месторождений Западной Сибири. М. ВНИИОЭНГ, 1980, с. 55), показал, что глушение скважин известной последовательностью операций и традиционными жидкостями на основе хлористого кальция, селитры и т.п. приводит к значительному уменьшению производительности добывающих скважин после глушения.

Известные способы глушения скважин с применением блокирующих жидкостей не эффективны, в частности, потому, что в условиях высокой температуры происходит разрушение исходных блокирующих жидкостей или они не пригодны по своим вязкостным характеристикам для низкопрони- цаемых коллекторов.

Известен способ глушения скважин с предварительной закачкой блокирующей жидкости перед задавочной жидкостью (авт. св. СССР N 691556, 1979), в котором в качестве блокирующей жидкости используются сжиженные газы СО₂, бутан, пропан. Недостатком способа является низкая эффективность при высоких пластовых температурах.

Известен способ глушения скважин с предварительной закачкой блокирующей жидкости перед задавочной жидкостью с использованием в качестве блокирующей жидкости полигликолей или ВПК-4,2 (авт. св. СССР N 1694868, 1988). Недостатком способа является низкая эффективность в низкопроницаемых коллекторах.

Известен способ глушения скважин с использованием в качестве блокирующих жидкостей водного раствора неионогенных ПАВ (типа ОП-10, АФ₉-12) и инвертной эмульсии с нулевой фильтрацией [1] Недостатком способа является низкая эффективность для низкопроницаемых и высокотемпературных коллекторов.

Наиболее близким к предлагаемому является способ глушения скважин с использованием в качестве блокирующей жидкостью мицеллярного раствора [2] Однако способ неэффективен на месторождениях с высокой пластовой температурой, так как при температуре выше 60^оС происходит расслоение мицеллярного раствора на исходные фазы. Способ также недостаточно эффективен для низкопроницаемых гидрофильных, глинизированных коллекторов вследствие резкого снижения продуктивности скважин после глушения.

Целью изобретения является сохранение и увеличение продуктивности скважин после глушения на месторождениях с высокими пластовыми температурами и гидрофильными глинизированными низкопрони- цаемыми коллеторами.

Цель достигается тем, что предварительно скважину глушат задавочной жидкостью в количестве 1 объект НКТ без продавки ее в пласт и проводят спуско-подъемные операции с установкой башмака НКТ на глубине продуктивного пласта, после чего при открытой затрубной задвижке закачивают блокирующую жидкость в количестве 1 объем НКТ со сбросом задавочной жидкости в блок долива, последующую закачку блокирующей и задавочной жидкостей осуществляют при закрытой затрубной задвижке, а в качестве блокирующей жидкости используют углеводородную композицию и/или кислородсодержащий растворитель.

В качестве углеводородной композиции используют углеводородные фракции прямой гонки нефти: гексановую, бензольную, толуольную, ксилольную, нефрас С 50/170; химической переработки нефти: нефрас А 120/200, нефрас А 150/220, нефрас С₅ 150/330; отходы нефтехимических производств: асборбенты А-1 и А-2, легкая смола пиролиза, бутилбензольная фракция, а кислородсодержащий растворитель из числа низкомлекулярных спиртов С₁-С₃, кислот С₁-С₃ и кетонов С₃-С₄.

Таким образом способ предусматривает проведение перед последовательной закачкой неводной блокирующей и задавочной жидкостей совмещенной операции глушения и блокировки скважин без продавки жидкости глушения в пласт и сбросом ее в блок долива, причем закачку блокирующей жидкости в пласт осуществляют практически на глубине продуктивного пласта. В качестве блокирующей жидкости предусматривается использовать углеводородную композицию и/или кислородсодержащий растворитель в зависимости от величины проницаемости призабойной зоны пласта.

Способ исключает обычное возрастание давления закачки до величин, близких к разрыву колонны, и сохраняет и увеличивает продуктивность скважин.

Анализ существенных признаков технического решения показывает его соответствие критерию "Новизна".

Для однослойного пласта потери давления при незагрязненной призабойной зоне пласта (ПЗП) можно представить в виде

P_пл-P_заб= ln , где P_пл, Р_заб давления пластовое и забойной, МПа;

Q_пл суммарный приток жидкости из пласта; м³/с;

_пл вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с;

R_пл, R_з, r_c соответственно радиусы контура питания, загрязненной зоны и скважины, м;

h эффективная мощность пласта, м;

К средневзвешенная по области фильтрации проницаемость пласта-коллектора при отсутствии дополнительного сопротивления в ПЗП, мкм²;

Фактически для адекватного математического описания реальных перепадов давлений требуется ввести в известное уравнение дополнительный член:

P_пл-P_заб= ln + Kln , где K безразмерный коэффициент, учитывающий дополнительное сопротивление фильтрации, который разделяется на две составляющие:

первая обусловлена присутствием водной фазы в ПЗП из-за глушения скважины жидкостями на водной основе при проведении текущих и капитальных ремонтов;

вторая (С) общим загрязнением ПЗП отложениями асфальто-смолопарафиновых веществ, образованием вязких эмульсий, твердыми частицами и др.

(S_*) относительная фазовая проницаемость для нефти при предельной неподвижной водонасыщенности S_*.

Проводят количественную оценку применительно к условиям Усть-Балыкского месторождения (пласт БС₁₀).

Превышение перепада давления при загрязненной ПЗП (первой составляющей) относительно незагрязненной выражается



R_пл=350 м

R_з=5 м

r_с=0,15 м

S_*=0,44

К_н (S_*)=0,279

Откуда P_з/ P= 217; таким образом, учитывая симметричность приведенного примера, превышение энергии закачки на задавку скважины возрастает в 2,17 раза.

Проведение глушения по предложенному техническому решению позволяет сохранить или увеличить продуктивность скважины. Аналогичная приведенной выше оценка показывает, что увеличение дебита скважины после глушения можно выразить

=

Для низкопроницаемого гидрофильного коллектора Усть-Балыкского месторождения, при условии наличия только первой составляющей снижения коллекторских свойств ПЗП, увеличение притока нефти к скважине составляет порядка 2-2,5 раза в зависимости от радиуса зоны загрязнения, который определяется частотой и продолжительностью предыдущих ремонтов скважин, составом, плотностью и качеством жидкости глушения и др.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

Глушение скважины по стандартной методике РД 39-0147009-6.030-86 задавочной жидкостью, взятой в количестве 1 объем НКТ, т.е. без продавки ее в пласт.

Подъем колонны НКТ с глубинным насосом и спуск колонны НКТ с установкой башмака НКТ на уровне 1-2 м выше кровли продуктивного пласта.

При открытой затрубной задвижке нагнетание блокирующей жидкости, взятой в количестве 1 объем НКТ, со сбросом задавочной жидкости в блок долива.

При закрытой затрубной задвижке последующая закачка блокирующей и задавочной жидкостей. Объем последней:

V₁= , где V₂ внутренний объем НКТ;

Р₁ и Р₂ начальное и текущее пластовые давления соответственно;

плотность задавочной жидкости.

На фиг. 1 представлена схема реализации предлагаемого способа и размещения оборудования для его осуществления. Здесь 1 пласт; 2 НКТ с пером-воронкой; 3 затрубная задвижка; 4 устьевая задвижка; 5 силовой агрегат; 6 манометр; 7 линия к блоку долива; 8 блок долива; 9, 10 автоцистерны с задавочной и блокирующей жидкостями. Сплошные и штриховые стрелки показывают направления движения задавочной и блокирующей жидкостей соответственно.

Для подтверждения предложенного технического решения были проведены эксперименты на керновом материале Усть-Балыкского (БС 10), Южно-Сургутского (БС 10) и Покамасовского (Ю 1) месторождений.

На фиг. 2 представлена схема предлагаемой лабораторной установке включающей: 11 датчик постоянного расхода; 12 кернодержатель; 13 вариатор напряжения с вольтметром; 14 напорная колонка для жидкости; 15 колонка для химреагентов; 16 дифференциальный манометр; 17 емкость определения объема извлекаемой жидкости; 18 колонка с азотом; 19 баллон с азотом; 20 блок терморегулирования; 21 термометр контактный; 22 лента нагревательная; 23 фильтр; 24 стойки, подключающие дифференциальные манометры.

В кернодержателе 12 упакована пористая среда, составленная из образцов кернового материала, отобранного из продуктивного пласта соответствующего месторождения. Процессы вытеснения производятся с постоянной скоростью с помощью датчика 11 постоянного расхода. Для поддержания пластовой температуры в пористой среде кернодержатель обматывают нагревательной лентой 22, которая подключается к блоку 20 терморегулирования, а блок подсоединяется к вариатору напряжения.

В процессе вытеснения нефти с помощью дифференциального манометра 16 определяют перепад давления.

Предлагаемые ниже примеры отражают 4 возможных на практике варианта состояния призабойной зоны скважины: когда продуктивность скважины снижена вплоть до нуля за счет проникновения жидкости глушения при ремонтных работах (примеры 1-2); когда призабойная зона скважины не загрязнена жидкостью глушения (пример 3); когда продуктивность скважины снижается вследствие прорыва нагнетаемых вод (пример 4); когда продуктивность скважины снижена вследствие набухания глинистого материала при увеличении обводненности продукции, а также отложением АСПО (пример 5).

Эксперименты в примерах 1-4 выполнены на установке постоянных расходов; контролируемым параметром является перепад давления. Эксперименты в примере 5 выполнен на установке постоянных перепадов давления; контролируемым параметром является расход.

П р и м е р 1.

Для моделирования глушения скважины по базовому варианту (глушение хлоркальциевой жидкостью, 1,21 г/см³) нагнетали жидкость глушения в модель пласта БС₁₀, составленную из кернов Усть-Балыкского месторождения. Проницаемость пористой среды по нефти 0,050 мкм² при содержании связанной воды 37,9% вязкость нефти 3,33 спз, пластовая температура 78^оС. Перепад давления при фильтрации нефти при указанном содержании связанной воды равен 180 мм рт.ст. Фактор сопро- тивления R : при этом перепаде давления принят за 1.

Фильтрация 1,0 V_п жидкости глушения приводила к возрастанию фактора сопротивления до 3,5. Дальнейшее нагнетание жидкости глушения не вело к увеличению фактора сопротивления.

Моделирование освоения скважины после глушения по базовому варианту заключалось в определении фактора сопротивления при фильтрации нефти после жидкости глушения. Начальный фактор сопротивления при фильтрации 0,1 V_п нефти составил 2,0. Стабилизация перепада давления достигалась при фильтрации 1,0 V_п нефти, при этом фактор остаточного сопротивления достиг 1,2.

Моделирование процесса глушения по предложенному способу заключалось в нагнетании блокирующей жидкости после жидкости глушения.

В качестве блокирующей жидкости использовался нефрас С 50/170. При этом снижался начальный фактор сопротивления от 2,0 до 1,6 по сравнению с нефтью при фильтрации 0,1 V_п. Стабилизация перепада давлений достигалась при фильтрации блокирующей жидкости 1,0 V_п, фактор остаточного сопротивления при этом составил 0,5. То есть по данным лабораторных опытов продуктивность скважины должна увеличиться в два раза.

П р и м е р 2. Моделирование глушения скважины по базовому варианту (глушение раствором нитрата кальция 1,20 г/см³) проводили на кернах пласта БС₁₀ Южно-Сургутского месторождения. Проницаемость пористой среды по нефти 0,054 мкм² при содержании связанной воды 35,4% вязкость нефти 3,21 спз, пластовая температура 69^оС. Перепад давления при фильтрации нефти при указанном содержании связанной воды равен 225 мм рт.ст. Фактор сопротивления при этом перепаде давления принят за 1.

Фильтрация 1,0 V_п жидкости глушения приводила к возрастанию фактора сопротивления до 3,2.

При моделировании освоения скважины после глушения по базовому варианту, заключающемся в нагнетании нефти после жидкости глушения, установлено следующее. Начальный фактор сопротивления при фильтрации 0,1 V_п нефти составил 3,1. Стабилизация перепада давления достигалась при фильтрации 1,0 V_п нефти, при этом фактор остаточного сопротивления достиг 2,1.

Моделирование процесса глушения по предложенному способу осуществлялось в двух вариантах.

В первом варианте моделирование заключалось в фильтрации блокирующей жидкости после жидкости глушения, т.е. в тех же условиях, что и в примере 1. В качестве блокирующей жидкости использовался нефрас С 50/170. Фильтрация 0,1 V_п блокирующей жидкости позволила уменьшить фактор сопротивления до 1,8. Стабилизация перепада давления достигалась при фильтрации 1,0 V_п блокирующей жидкости, фактор остаточного сопротивления при этом оказался равным 1,1. То есть использование нефраса С 50/170 в качеcтве блокирующей жидкоcти для уcловий Южно-Сургутcкого месторождения позволит восстановить продуктивность скважин.

Во втором варианте моделирование заключалось в фильтрации блокирующей жидкости сразу после фильтрации нефти (то есть призабойная зона скважины не содержит жидкости глушения). В качестве блокирующей жидкости использовался синтетический спирт. Фильтрация 0,1 V_пблокирующей жидкости привела к увеличению начального фактора сопротивления до 1,7. При фильтрации 1,0 V_п спирта фактор сопротивления составил уже 0,9. Стабилизация перепада давлений достигалась при нагнетании 3,0 V_п спирта. Фактор сопротивления при этом составил 0,15. Последующая фильтрация 1,0 V_п нефраcа С 50/170 позволила доcтичь фактора cопротивления 0,07. Таким образом применение спирта в качестве блокирующей жидкости позволит на порядок снизить фильтрационное сопротивление пористой среды.

П р и м е р 3. Моделирование глушения скважин по предложенному способу проводилось на кернах Покамасовского месторождения пласта Ю₁. Проницаемость по нефти при содержании связанной воды 28,9% составляет 0,025 мкм². Температура опыта 92^оС, вязкость нефти 0,9 спз.

Перепад давления при фильтрации нефти при содержании связанной воды 28,9% составляет 730 мм рт.ст. Фактор сопротивления при этом перепаде давлений принят за 1.

Блокирующая жидкость фильтровалась сразу же после нефти. В качестве блокирующей жидкости использовалась смесь нефраса С 50/170 и синтетического спирта в отношении 1: 1. Фильтрация 0,5 V_п блокирующей жидкости привела к начальному увеличению фактора сопротивления до 1,7. При фильтрации 3,0 V_п фактор сопротивления составил 0,8. Стабилизация перепада давлений достигалась при фильтрации 4,0 V_п блокирующей жидкости, фактор сопротивления при этом составил 0,4.

П р и м е р 4. Моделирование глушения скважины по предложенному способу на кернах Покамасовского месторождения пласта Ю₁. Проницаемость по нефти 0,025 мкм² при содержании связанной воды 28,9% Условия опыта те же, что и в примере 3.

После фильтрации нефти в модель пласта нагнеталась пресная вода ( 1,02 г/см³) (вариант прорыва нагнетаемой воды в добывающие скважины), при этом происходил резкий скачок перепада давлений и затухание фильтрации, что связано с набуханием глинистых частиц. После фильтрации 4,0 V_п воды нагнетались блокирующая жидкость. В качестве блокирующей жидкости использовали две смеси нефраса А 150/330 и уксусной кислоты в отношении 60:40 и 40:60. Фильтрация 0,5 V_п блокирующей жидкости позволила значительно снизить перепад давления, при этом фактор сопротивления составил 1,1 и 1,4 соответственно. Фильтрация 1,0 V_пблокирующей жидкости позволила достичь снижения фактора сопротивления 0,8 и 1,1 соответственно.

П р и м е р 5. Моделирование глушения скважин по предложенному способу проводили с использованием насыпной пористой среды при постоянном перепаде давлений.

Моделировалась глинизированная, с отложениями АСПО призабойная зона пласта. Пористая среда была представлена кварцевым песком различного фракционного состава с добавлением 5 мас. бентонитовой глины.

Для формирования загрязнений, вызванных отложениями АСПО, через колонку пропускали 1,0 V_п 5%-ного раствора АСПО в бензоле. Затем бензол упаривали, подключив к колонке вакуумный насос, нагреванием до 80^оС. При достижении постоянного веса колонки в ней создавали связанную воду, равную 37,5% посредством пропускания паров воды под вакуумом.

Фильтрацию вели при 80^оС. Постоянный перепад давления поддерживался редуцированием от баллона.

В качестве контролируемого параметра был выбран удельный расход: , где Q расход нефти до обработки; Q" расход нефти после обработки.

В качестве нефти использовалась изовискозная модель ( 1,0 спз) нефти пласта Ю₁ Покамасовского месторождения. Объем оторочки блокирующей жидкости был взят равным 1,0 V_п. Контрольные замеры расходов проводились при достижении стационарной фильтрации. Результаты экспериментов помещены в табл. 1.

Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях.

Глушение скважины Усть-Балыкского месторождения N 1353

Характеристика скважины: объект эксплуатации пласт БС₁₀; искусственный забой 2499 м; интервал перфорации 2463,2-2473,2, 2488,4-2490,4; пластовое давление 24,0 МПа; проницаемость (средняя по интервалу) 0,011 мкм²; средний дебит 12-13 м³/сут; обводненность 78%

На первом этапе произведено глушение скважины растворов CaCl₂ (1,30) в один цикл (согласно РД-39-0147009-6.030-86) без продавки жидкости глушения в пласт.

На втором этапе производятся спуско-подъемные операции с подземным оборудованием, при этом спускается колонна НКТ до глубины 1-2 м выше верхних дыр интервала перфорации. Башмак НКТ оборудуется пером-воронкой.

На третьем этапе производится закачка блокирующей жидкости нефраса С 50/170 в количестве, равном 1 объему НКТ (7 м³) при открытой затрубной задвижке. Жидкость глушения при этом собирается в блок долива.

На четвертом этапе производится нагнетание жидкости глушения в одном объеме НКТ 7 м³ при закрытой затрубной задвижке, блокирующая жидкость при этом продавливается в пласт.

После освоения дебит скважины составил 23-33 м³/сут, обводненность 80% За 2,5 месяца добыто дополнительно 250 т нефти.

Аналогичная технология была применена на скважинах 1354, 1379, 1395. Результаты сведены в табл. 2.

Таким образом предлагаемый способ глушения скважин эффективен на месторождениях с высокотемпературными и низкопроницаемыми коллекторами, сложен- ными гидрофильными глинизированными породами. Способ обеспечивает сохранение и даже повышение продуктивности скважин после ремонтных работ. Применяется серийное оборудование, а также доступные крупнотоннажные продукты, полупродукты и отходы производств.