RU2217464C1

RU2217464C1 - Способ блокирования продуктивного пласта

Info

Publication number: RU2217464C1
Application number: RU2002120650A
Authority: RU
Inventors: Х.И. Акчурин; О.Б. Сукманский; Г.С. Дубинский; А.А. Чезлов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Азимут"
Priority date: 2002-07-29
Filing date: 2002-07-29
Publication date: 2003-11-27

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению скважин и временному блокированию продуктивных пластов при проведении капитальных и подземных ремонтов, а также при вводе скважин в эксплуатацию после бурения. Техническим результатом изобретения является создание прочного экрана на поверхности пористой породы и эффективное деблокирование пласта - коллектора после завершения ремонтных работ или работ по пуску скважины из бурения. В способе блокирования продуктивного пласта, включающем последовательную закачку на забой скважины буфера, блокирующей жидкости - инвертной эмульсии, содержащей углеводородную фазу, водный раствор хлорида натрия или кальция, эмультал и мел, и жидкости глушения с плотностью, меньшей плотности блокирующей жидкости, в качестве буфера и указанной жидкости глушения используют инвертную эмульсию состава, вес.%: углеводородная фаза 40-60, водный раствор хлорида натрия или кальция 40-60, эмультал 4, СМАД 4, а блокирующая жидкость дополнительно содержит СМАД и асбест при следующем соотношении компонентов, вес.%: углеводородная фаза 40-60, указанный водный раствор 60-40, эмультал 4, СМАД 4, асбест 3-10, мел 3-5. 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению скважин и временному блокированию продуктивных пластов при проведении капитальных и подземных ремонтов, а также при вводе скважин в эксплуатацию после бурения.

Известен способ глушения скважин (1), включающий блокировку интервала перфорации путем замены скважинной жидкости блокирующей жидкостью и расположенной над ней задавочной жидкостью, причем часть блокирующей жидкости задавливают в прискважинную зону пласта.

Недостатком данного способа глушения является глубокая кольматация продуктивного пласта, сильное ухудшение коллекторских свойств призабойной зоны пласта после освоения скважины из ремонта, увеличение затрат на освоение.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к заявляемому способу является способ глушения скважины (2), включающий последовательную закачку в призабойную зону воды, блокирующей жидкости и жидкости глушения скважины, где в качестве блокирующей жидкости используют инвертную эмульсию с нулевой фильтрацией.

Недостатком известного способа является то, что вода, закачиваемая перед блокирующей жидкостью, фильтруется в пласт, кольматирует пристенный слой призабойной зоны пласта и блокирует пласт, что, в свою очередь, вызывает необходимость дополнительных материальных, трудовых и временных затрат на деблокирование пласта ацетонокислотными растворами при освоении скважины. В целом кольматация водой и мелкими частицами мела снижает возможный эффект по приросту дебита после капитального и текущего ремонта скважины.

Технической задачей заявляемого изобретения является разработка способа блокирования продуктивного пласта, направленного на создание прочного экрана на поверхности пористой породы и эффективного деблокирования пласта - коллектора после завершения ремонтных работ или работ по пуску скважины из бурения.

Поставленная задача решается тем, что в способе блокирования продуктивного пласта, включающем последовательную закачку на забой скважины буфера, блокирующей жидкости - инвертной эмульсии, содержащей углеводородную фазу, водный раствор хлорида натрия или кальция, эмультал и мел, и жидкости глушения с плотностью, меньшей плотности блокирующей жидкости, в качестве буфера и указанной жидкости глушения используют инвертную эмульсию состава, вес.%: углеводородная фаза 40-60, водный раствор хлорида натрия или кальция 40-60, эмультал 4, СМАД 4, а блокирующая жидкость дополнительно содержит СМАД и асбест при следующем соотношении компонентов, вес.%: углеводородная фаза 40-60, указанный водный раствор 60-40, эмультал 4, СМАД 4, асбест 3-10, мел 3-5.

Известно применение в качестве блокирующей жидкости инвертной эмульсии (2), содержащей в качестве наполнителя химически осажденный мел. Однако применение мела в качестве наполнителя без асбеста допускает его глубокое проникновение в пласт при создании репрессии, что отрицательно сказывается на коллекторских свойствах при вызове притока после окончания ремонтных работ в скважине. В источниках литературы не указано свойство асбеста создавать решетку из волокон на поверхности коллектора. Не указана также возможность использования данной решетки как основы для создания блокирующего экрана при совместном применении асбеста и мела. Важным положительным свойством от совместного применения асбеста и мела является то, что создаваемая на основе волокон асбеста решетка с ячейками, заполненными мелом, образует экран, который легко снимается при создании депрессии на пласт. Кроме того, при использовании в качестве буфера и жидкости глушения инвертной эмульсии, сохраняются емкостно-фильтрационные характеристики пласта, что ведет к повышению продуктивности скважин в послеремонтный период на 25-38%. Нет необходимости выполнять кислотную обработку для деблокирования продуктивного пласта (как это бывает, когда буферная жидкость и жидкость глушения - водные растворы, например, хлористого кальция), что существенно упрощает и удешевляет ремонтные работы, сокращается продолжительность ремонта.

Способ осуществляется следующим образом. При проведении работ по вводу скважину в эксплуатацию после бурения и ремонта скважины в интервал перфорации продуктивного пласта через затрубное пространство, между насосно-компрессорными трубами (НКТ) и эксплуатационной колонной закачивают вязкий инвертно-эмульсионный раствор (ИЭР) и полностью заполняют скважину. ИЭР готовят с содержанием углеводородной фазы 40 - 60 вес.%, солевого раствора 60-40 вес.%, эмультал и СМАД по 4 вес.%. Далее в интервал закачивают блокирующую жидкость (ИЭР) с наполнителями (мел и асбест), приготовленную таким образом, чтобы его плотность была на 30-40 кг/м³ больше плотности жидкости глушения. Пластовое давление уравновешивают ИЭРом. После уравновешивания пластового давления приступают к ремонтным работам.

После окончания ремонта вызывают приток пластового флюида одним из известных способов, например заменой жидкости глушения жидкостью меньшей плотности на углеводородной основе, понижением уровня жидкости в скважине.

Блокирующая способность составов и коэффициент восстановления проницаемости оценивались на установке УИПК-1М. Исследования заключались в имитации глушения скважины блокирующей жидкостью с последующей имитацией вызова притока. В качестве пористых сред были использованы стандартные цилиндрические образцы кернового материала пластов БС-10, БС-11 Суторминского месторождения и искусственный керновый материал. Общая схема экспериментальных исследований состояла в следующем. Керновый материал насыщался керосином и определялась проницаемость кернов по керосину на установившемся режиме фильтрации. Затем имитировалось глушение скважины. На вход кернодержателя подавалась исследуемая блокирующая жидкость и создавалась репрессия на пласт величиной 8,0 МПа. Образец керна выдерживался в таком состоянии в течение суток. По истечении указанного времени оценивалось количество профильтровавшейся блокирующей жидкости. Следующим этапом определялась степень деблокирования керна. Для этого создавалась депрессия в 5,0 МПа (со стороны пласта), после чего снова определялась проницаемость и рассчитывался коэффициент восстановления проницаемости. Результаты исследований приведены в таблице.

Из приведенных в таблице результатов видно, что увеличение содержания асбеста выше 10% не имеет смысла, т.к. приводит к необоснованным затратам на его приобретение.

Полученные результаты удовлетворяют поставленной задаче:

- использование блокирующей жидкости позволяет сохранять фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов;

- блокирующая жидкость обладает хорошими блокирующими и деблокирующими свойствами и при этом не проникает глубоко в пласт.

Пример осуществления способа на скважине, характеризующийся следующими параметрами:

Эффективная мощность пласта, м 115

Интервал перфорации, м 1120-1280

Перфорированная мощность, м 115

Пластовая температура, °С 30

Оптимальный дебит, тыс. м³/сут 580

В качестве буферной и жидкости глушения использовали согласно предлагаемому способу блокирования инвертно-эмульсионный раствор следующего состава, вес.%: углеводородная фаза - 40, раствор NaCl (ρ=1,02 г/см³) - 60, эмультал - 4, СМАД - 4. Характеристики ИЭР: условная вязкость - 37 с, ρ=0,92 г/см³, φ=0, эс=320 В.

Для приготовления ИЭР использовали два цементировочных агрегата, гидроактиватор (диспергатор), емкости. В одну из емкостей закачивается конденсат, подогревается до 50-70°С. Создается круговая циркуляция через емкость, в которую постепенно вводится расчетное количество эмультала и СМАД, затем осуществляется круговая циркуляция в течение 30-60 мин для растворения эмультала и СМАД в конденсате.

В качестве блокирующей жидкости использовали инвертно-эмульсионный раствор с наполнителями следующего состава, вес.%: мел - 5, асбест - 8. Ввод наполнителя производится небольшими порциями для предотвращения засорения клапанов цементировочного агрегата частицами наполнителя.

Скважина находилась в ремонте 38 суток, газопроявлений и поглощения жидкости не было, дебит после ремонта достиг 725 тыс. м³/сут газа. После ремонта скважину ввели в эксплуатацию через 0,1 сут (2,5 часа).

Источники информации

1. Патент РФ №2104392, кл. Е 21 В 43/12, БИ №4, 1998 г.

2. Патент РФ №1629501, кл. Е 21 В 43/12, БИ №7, 1991 г. (прототип).

Claims

Способ блокирования продуктивного пласта, включающий последовательную закачку на забой скважины буфера, блокирующей жидкости - инвертной эмульсии, содержащей углеводородную фазу, водный раствор хлорида натрия или кальция, эмультал и мел, и жидкости глушения с плотностью, меньшей плотности блокирующей жидкости, отличающийся тем, что в качестве буфера и указанной жидкости глушения используют инвертную эмульсию состава, вес.%: углеводородная фаза 40-60, водный раствор хлорида натрия или кальция 40-60, эмультал 4, СМАД 4, а блокирующая жидкость дополнительно содержит СМАД и асбест при следующем соотношении компонентов, вес.%:

Углеводородная фаза 40-60

Указанный водный раствор 40-60

Эмультал 4

СМАД 4

Асбест 3-10

Мел 3-5