RU2139410C1 - Способ изоляции зон поглощения в скважинах - Google Patents
Способ изоляции зон поглощения в скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2139410C1 RU2139410C1 RU98109093A RU98109093A RU2139410C1 RU 2139410 C1 RU2139410 C1 RU 2139410C1 RU 98109093 A RU98109093 A RU 98109093A RU 98109093 A RU98109093 A RU 98109093A RU 2139410 C1 RU2139410 C1 RU 2139410C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- compound
- blocking
- composition
- additives
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Способ относится к газодобывающей промышленности, в частности к изоляции зон поглощения в скважинах на период проведения капитального и подземного ремонта, а также при вводе скважин в эксплуатацию после бурения. Техническим результатом является повышение эффективности блокировки 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 аномально-низкими пластовыми давлениями (АНПД). В способе изоляции зон поглощения в скважинах, включающем закачку блокирующего состава и продавочной жидкости, одновременно закачивают не менее двух составов, образующих в процессе смешения и продвижения в стволе скважины неньютоновскую высоковязкую дисперсную систему, например состав N 1, мас.%: шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам или присадки на его основе 45-48, синтетические жирные кислоты 1-1,5; стабильный конденсат 1-4; пересыщенный водный раствор хлористого кальция с плотностью 1300-1460 г/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 готовятся отдельно и закачиваются в соотношении 1:1. 1 ил, 2 табл.
Description
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).
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 Па•с) 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.
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 55oC 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 - 50oC 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.
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 Па•с). 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.
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.
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).
Claims (1)
- 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.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98109093A RU2139410C1 (ru) | 1998-05-18 | 1998-05-18 | Способ изоляции зон поглощения в скважинах |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98109093A RU2139410C1 (ru) | 1998-05-18 | 1998-05-18 | Способ изоляции зон поглощения в скважинах |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2139410C1 true RU2139410C1 (ru) | 1999-10-10 |
Family
ID=20205929
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU98109093A RU2139410C1 (ru) | 1998-05-18 | 1998-05-18 | Способ изоляции зон поглощения в скважинах |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2139410C1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2591866C1 (ru) * | 2015-06-25 | 2016-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ аварийного глушения фонтанирующей газовой скважины в условиях наличия многолетнемерзлых пород |
WO2019086864A1 (en) * | 2017-10-31 | 2019-05-09 | Mostafa Eslam A Salam | A method for reducing water flow in a subterranean formation |
WO2019093930A1 (ru) | 2017-11-13 | 2019-05-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин |
-
1998
- 1998-05-18 RU RU98109093A patent/RU2139410C1/ru active
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2591866C1 (ru) * | 2015-06-25 | 2016-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ аварийного глушения фонтанирующей газовой скважины в условиях наличия многолетнемерзлых пород |
WO2019086864A1 (en) * | 2017-10-31 | 2019-05-09 | Mostafa Eslam A Salam | A method for reducing water flow in a subterranean formation |
GB2570637A (en) * | 2017-10-31 | 2019-08-07 | A Salam Mostafa Eslam | A method for reducing water flow in a subterranean formation |
WO2019093930A1 (ru) | 2017-11-13 | 2019-05-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин |
US11008499B2 (en) | 2017-11-13 | 2021-05-18 | Limited Liability Company “Gr Petroleum” | Method for eliminating fluid loss during construction of oil and gas wells |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2746567C (en) | In-situ solidification of invert emulsion fluids to form gas tight annular barrier | |
US3375872A (en) | Method of plugging or sealing formations with acidic silicic acid solution | |
WO1998027315A1 (de) | Verfahren zur stabilisierung des gasflusses in wasserführenden erdgaslagerstätten und erdgasspeichern | |
CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
EA017950B1 (ru) | Диспергирующие флюиды и способы применения таковых | |
BRPI0610645A2 (pt) | fluido de conclusão e de deslocamento baseado em emulsão invertida e método de uso | |
CA2286140A1 (en) | Acid surfactant composition | |
BRPI0610458A2 (pt) | método de limpeza de um furo de poço, método de produção de um hidrocarboneto a partir de uma formação e solução | |
US20200385626A1 (en) | Invert-emulsion oil based mud formulation using calcium salt of fatty acid as primary emulsifier | |
CA3090866A1 (en) | Polyamine polyethers as nonemulsifier components | |
CN107459979B (zh) | 一种钻井液用油基微乳封堵剂及其制备方法 | |
RU2139410C1 (ru) | Способ изоляции зон поглощения в скважинах | |
JP5235258B2 (ja) | 油井近くの構造の飽和率を制御する方法および装置 | |
RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
US11535786B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
US11339319B2 (en) | Reduction of breakdown pressure by filter cake removal using thermochemicals | |
EP0565042A2 (de) | Verfahren zur Verringerung oder vollständiger Einstellung des Wasserzuflusses bei Bohrungen zur Gewinnung von Öl und/oder Kohlenwasserstoffgas | |
US11472996B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
RU2445337C1 (ru) | Буровой раствор на углеводородной основе | |
RU2144130C1 (ru) | Способ ликвидации межколонных газопроявлений в скважине | |
JP7404549B2 (ja) | 坑井の坑底に侵入する層状水を防ぐ方法 | |
CN114656647B (zh) | 一种端氨基超支化聚合物接枝氧化石墨烯封堵剂及钻井液 | |
RU2204709C2 (ru) | Состав для ограничения притока пластовых вод в скважину | |
RU2256775C1 (ru) | Тампонажный состав для крепления пологих и горизонтальных скважин | |
RU2235871C2 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта |