RU2409737C1

RU2409737C1 - Способ глушения скважины

Info

Publication number: RU2409737C1
Application number: RU2010108972/03A
Authority: RU
Inventors: Михаил Евгеньевич Ламосов (RU); Михаил Евгеньевич Ламосов; Евгений Николаевич Штахов (RU); Евгений Николаевич Штахов; Алексей Александрович Бояркин (RU); Алексей Александрович Бояркин
Original assignee: Михаил Евгеньевич Ламосов; Евгений Николаевич Штахов; Алексей Александрович Бояркин
Priority date: 2010-03-11
Filing date: 2010-03-11
Publication date: 2011-01-20

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к улучшенному способу глушения нефтяных и газовых скважин при их капитальном ремонте. В способе глушения скважины, включающем закачку инвертно-эмульсионного раствора - ИЭР, буферной жидкости, блокирующей жидкости, продавочной жидкости, используют в качестве буферной жидкости вязкоупругую жидкость состава, кг/м³: оксиэтилцеллюлоза 5-10, гидроксид натрия 1-3, ацетат хрома 2-4, вода остальное, блокирующую жидкость состава, мас.%: ациклическая кислота общей формулы C_nH_2n-mO₂, где m - 2 или 4, или 6, 18,0-24,0, полиметилметакрилат 2,0-3,0, гранулированный минеральный наполнитель в смеси с волокнистым и пластинчатым наполнителями 30,0-50,0, 30%-ный раствор каустической соды 13,1-15,0, углеводородная основа остальное, и ИЭР состава, мас.%: стабильный газовый конденсат 40-50, хлорид кальция 8-12, эмульгатор 5-10, вода остальное, закачку ИЭР проводят перед закачкой буферной и продавочной жидкостей. Причем приготовление и закачку буферной жидкости проводят таким образом, чтобы приобретение ею вязкоупругих свойств проходило непосредственно на устье скважины. Технический результат - повышение эффективности глушения. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению нефтяных и газовых скважин при их капитальном ремонте.

Известен способ глушения скважины путем блокирования поглощающих пластов в скважине, заключающийся в последовательном закачивании в скважину буферной, блокирующей и задавочной жидкости. При этом в качестве блокирующей жидкости используют не менее двух составов, образующих в процессе смешения вязкую структуру с высокими адгезивными и обратимыми свойствами:

состав №1, содержащий (мас.%):

сополимер стирола с малеиновым ангидридом,
обработанный гидроксидом натрия	15-20
вода	остальное

и состав №2 содержащий (мас.%):

уксусная кислота	4-5
вода	остальное

Причем составы готовят отдельно и закачивают в скважину последовательно (патент РФ №2144608).

Недостатком данного способа является использование многокомпонентного состава для получения структурированной блокирующей жидкости, Кроме того, применение жидкости на водной основе снижает фазовую проницаемость пласта по нефти.

Наиболее близким к предлагаемому способу является известный способ глушения скважины, описанный в патенте РФ №2255209. В этом известном способе в скважину последовательно закачивают буферную, блокирующую и продавочную жидкости, а затем также инвертно-мицелярную дисперсию. При этом буферная жидкость - раствор хлористого кальция плотностью 1,02 г/см³, блокирующая жидкость содержит углеводородную основу, ациклическую кислоту, каустическую соду и минеральный наполнитель при следующем соотношении компонентов (об.%): углеводородная основа 41,0-72,0, ациклическая кислота 6,1-14,4, каустическая сода 4,9-13, минеральный наполнитель - остальное. Углеводородная основа блокирующей жидкости представляет собой нефть или продукты переработки нефти. В качестве минерального наполнителя блокирующая жидкость содержит карбонат кальция с диаметром частиц не менее 2 мкм.

Недостатком данного способа является недостаточно высокая эффективность его применения на месторождениях с высокопроницаемыми продуктивными пластами. Наблюдаются значительные поглощения блокирующей жидкости и появляется необходимость в дополнительных глушениях. Кроме того, в скважинах с насосно-компрессорными трубами диаметром 146 мм и более возможно образование «языков» буферной жидкости, смешивание ее с блокирующей, что ведет к ухудшению технологических свойств последней.

Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности глушения за счет применения в способе глушения новой блокирующей пачки - т.е. технологической блокирующей жидкости с повышенной кольматирующей (наполняющей) способностью по отношению к высокопроницаемым продуктивным пластам, за счет улучшения доставки жидкости глушения к забою скважины при использовании буферной жидкости, что позволяет исключить смешивание блокирующей пачки с буферной.

Согласно настоящему изобретению способ глушения скважин, включающий закачку инвертно-эмульсионного раствора - ИЭР, буферной жидкости, блокирующей жидкости, продавочной жидкости, предусматривает что используют в качестве буферной жидкости вязкоупругую жидкость состава, кг/м³: водорастворимый полимер 5-10, гидроксид натрия 1-3, ацетат хрома 2-4, вода остальное, блокирующую жидкость состава, мас.%: ациклическая кислота общей формулы C_nH_2n-mО₂, где m - 2 или 4, или 6, 18,0-24,0; полиметилметакрилат 2,0-3,0; гранулированный минеральный наполнитель в смеси с волокнистым и пластинчатым наполнителями 30,0-50,0; 30%-ный раствор каустической соды 13,1-15,0; углеводородная основа остальное, и ИЭР состава, мас.%:

стабильный газовый конденсат 40-50, хлорид кальция 8-12, эмульгатор 5-10, вода остальное, закачку ИЭР проводят перед закачкой буферной и продавочной жидкостей.

Причем приготовление и закачку буферной жидкости проводят таким образом, чтобы приобретение ею вязкоупругих свойств проходило непосредственно на устье скважины.

В качестве наполнителя (кольматанта) используют смесь гранулированных, волокнистых и пластинчатых наполнителей.

В качестве углеводородной основы в блокирующей жидкости используют нефть, продукты ее переработки или стабильный газовый конденсат.

Буферная жидкость (буферная пачка) представляет собой вязкоупругую жидкость полимера и предназначается для предотвращения смешивания блокирующей пачки с содержимым насосно-компрессорных труб скважины (НКТ).

Такая буферная пачка содержит водорастворимый полимер, такой как оксиэтилцеллюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза и другие эфиры целлюлозы, полиакриламид, другие водорастворимые полимеры, гидроксид натрия, ацетат хрома и воду.

Приготовление и закачку буферной жидкости проводят таким образом, чтобы приобретение ею вязкоупругих свойств проходило непосредственно на устье скважины, для этого в расчетном количестве воды растворяют необходимое количество полимера. Отбирают половину полученного раствора и растворяют в нем расчетное количество ацетата хрома, в другой половине полученного раствора полимера растворяют гидроксид натрия. Закачку обеих частей раствора ведут одновременно двумя насосами через тройник - смеситель. При смешении обеих частей раствора на устье (при выходе из смесителя) сразу происходит приобретение вязкоупругих свойств.

Используемый согласно настоящему изобретению кольматант представляет собой специальный материал, обратимо закупоривающий поры продуктивного пласта. В качестве гранулированного наполнителя используют молотый мел или мраморную крошку размером 10-800 мкм, в качестве волокнистого - любую синтетическую микрофибру, например, полипропиленовую, размером 5-15 мм, пластинчатого - любой пластинчатый природный материал, например, слюду, или пластинки пластиков, размером 0,3-2,5 мм. В случае высоких проницаемостей пласта использование предлагаемого кольматанта позволяет быстро сформировать тонкую корку, выдерживающую высокие перепады давления и легкоудаляемую при вызове притока из скважины. Известный ранее кольматант в блокирующей пачке по прототипу, представляющий собой мел или мраморную крошку, пригоден в основном для условий низкой проницаемости пласта. При повышении проницаемости пласта известный блокирующий состав с минеральным гранулированным кольматантом глубоко проникает в пласт и вызывает его необратимую кольматацию (закупоривание).

Используемая в заявленном способе ациклическая кислота общей формулы C_nH_2n-mО₂, где m - 2 или 4, или 6 представляет собой: при m - 2-циклогексилуксусную кислоту С₇Н₁₂О₂, m - 4-декалин-2-карбоновую кислоту - С₁₁Н₁₈О₂, m - 6-симм-пергидроиндацен-2-уксусную кислоту - С₁₃Н₂₀О₂.

Продавочный раствор идентичен основной жидкости глушения и представляет собой водный раствор хлорида натрия плотностью 1,02 г/см³.

Перед буферной пачкой закачивается инвертно-эмульсионный раствор. Используют инвертно-эмульсионный раствор, который соответствует следующей рецептуре (% мас.): стабильный газовый конденсат 40-50. хлорид кальция 8-12, эмульгатор 5-10, вода остальное. Эмульгаторы - Эмультал, Нефтенол, СЭТ-1, СЭТ-М и другие.

Закачка инвертно-эмульсионного раствора перед буферной пачкой облегчает скольжение последней, что снижает сопротивление при закачке и дополнительно повышает эффективность ее применения.

Предлагаемый способ глушения особенно эффективен при глушении скважин с аномально низкими пластовыми давлениями и высокой проницаемостью продуктивных пластов. Ввод в рецептуру блокирующей пачки карбоцепного полимера способствует созданию прочной пространственной структуры.

Добавление в блокирующую жидкость наполнителя из смеси гранулированных, волокнистых и пластинчатых частиц способствует формированию в пластах с высокой проницаемостью выдерживающей высокие перепады давления фильтрационной корки. Использование в качестве буферной пачки сшитого раствора полимера предотвращает закачки блокирующей пачки «языком» и перемешивание ее с содержимым насосно-компрессорных труб, особенно большого диаметра.

При осуществлении способа с помощью перемешивающего устройства на поверхности приготавливают блокирующую жидкость. Для этого в емкость перемешивающего устройства наливают расчетное количество углеводородной жидкости. Сюда же вводится расчетное количество ациклической кислоты и карбоцепного полимера и смесь перемешивается. В полученную смесь вводится расчетное количество каустической соды в виде водного раствора, а также наполнитель до достижения необходимой плотности блокирующей пачки. Примеры приготовления блокирующей пачки на основе заявляемой рецептуры.

Пример 1. В емкость с перемешиваюшим устройством последовательно вводят 1690 кг (16,9 мас.%) стабильного газового конденсата, 200 кг (2 мас.%) полимеметилматакрилата, 1800 кг (18 мас.%) ациклической кислоты -циклогексилуксусной и 310 кг (3,1 мас.%) 30%-ного раствора каустической соды. К полученному раствору добавляют 5000 кг (50 мас.%) кольматанта, представляющего собой смесь гранулированного - мела, пластинчатого - слюды и волокнистого наполнителей - полипропиленовой микрофибры, взятых по массе в соотношении 1:1:1. Полученную смесь смешивают с 1000 кг (10 мас.%) 30%-ного раствора каустической соды. Получают 10000 кг (100 мас.%) блокирующей смеси плотностью 1130 кг/м³.

Пример 2. В емкость с перемешивающим устройством последовательно вводят, мас.%: 20,5 дизельного топлива, 2,5 полиметилметакрилата, 21,0 ациклической кислоты - декалин-2-карбоновой и 4,0 30%-ного раствора каустической соды. К полученному раствору добавляют 42,0 кольматанта - смеси гранулированного - мраморной крошки, пластинчатого - слюды и волокнистого - полипропиленовой микрофибры, наполнителей, взятых по массе в соотношении 1:1:3. Полученную смесь смешивают с 10,0 30%-ного раствора каустической соды. Получают 100% блокирующей смеси плотностью 1300 кг/м³.

Пример 3. В емкость с перемешивающим устройством последовательно вводят, мас.%: 28,0 стабильного газового конденсата, 3,0 полиметилметакрилата, 24,0 ациклической кислоты - симм-пергидроиндацен-2-уксусной кислоты и 5,0 30%-ного раствора каустической соды. К полученному раствору добавляют 30,0 кольматанта. представляющего собой смесь указанных по пр. 1 гранулированного, пластинчатого и волокнистого наполнителей, взятых по массе в соотношении 1:1:8. Полученную смесь смешивают с 10,0 30%-ного раствора каустической соды. Получают 100% блокирующей смеси плотностью 1070 кг/м.

В процессе глушения в скважину последовательно закачивают 3-4 м³ ИЭР, 2-4 м³ буферной жидкости на основе раствора полимера, заданное количество блокирующей жидкости и продавливают в интервал продуктивного пласта продавочной жидкостью. После глушения проводятся ремонтные работы.

1. Конструкция скважины:

Колонна	Диаметр колонны, мм	Интервал спуска колонны, м	Подъем цемента за колонной, м
Направление	426	0-173	До устья
Кондуктор	324	0-599	До устья
Эксплуатационная	219	0-1250	До устья

1.2. Интервалы перфорации: 1175-1210 м.

1.3. Глубина спуска НТК: 1174,18 M.d НТК 168,3 мм

1.4. Статистическое устьевое давление 27 атм

1.5. Пластовое давление 29,5 атм. 2. Завезли на скважину следующие растворы и хим. реагенты:

ациклическая кислота с формулой C_nH_2n-m0₂ где m=2, 4 или 6, карбоцепный полимер - полиметилметакрилат, каустическая сода, наполнитель, стабильный газовый конденсат. Приготовили раствор в следующей последовательности:

1) Цементировочный агрегат обвязали с емкостью для размешивания компонентов раствора;

2) в емкость слили 8,0 м³ стабильного газового конденсата;

3) ввели порционно ациклическую кислоту и полиметилметакрилат;

4) приготовили 2 м³ водного раствора NaOH 30% концентрации;

5) в конденсатный раствор ввели 0,5 м³ 30%-ного водного раствора NaOH и тщательно перемешали до повышения условной вязкости раствора до 80-100 с;

в полученный состав ввели наполнитель 3,1 т, перемешали до получения однородного раствора.

Глушение производилось по следующей технологической схеме:

1. Закачали последовательно в НКТ 3 м³ инвертно-эмульсионного раствора, содержащего, мас.%: стабильный газовый конденсат 40, хлорид кальция 12, эмульгатор - Эмультал 8, вода 40;

2. Одновременно двумя агрегатами закачали приготовленную буферную пачку в объеме 3 м³. Состав буферной пачки, кг на 1 м³:

оксиэтилцеллюлоза - 10, каустическая сода - 3, ацетат хрома - 3, вода 984 кг;

3. Затем закачали блокирующую пачку в объеме 11,5 м³ состава по примеру 3;

4. Произвели закачку 2 м³ инвертно-эмульсионного раствора, содержащего, мас.%: стабильный газовый конденсат 40, хлорид кальция 12, эмульгатор - Эмультал 8, вода - 40;

5. Произвели частичную продавку блокирующего состава в призабойную зону пласта закачкой 20 м³ жидкости глушения. Жидкость глушения представлена водным раствором хлорида натрия плотностью 1,02 г/см³. Параметры проведения технологической операции: Р_н=30 атм, Р_зак=10 атм, Р_к=35 атм, Q=6-7 л/сек;

6. Произвели долив затрубного пространства скважины закачкой 2 м³ жидкости глушения.

Закрыли скважину на технологический отстой в течение 12 часов. Через 12 ч Р_тр=0 атм, Р₃=0 атм. Выделение газа и перелив жидкости отсутствует. Скважина заглушена,

Аналогично использовали составы по примерам 1 и 2.

После проведения ремонта при освоении время выхода скважины на режим эксплуатации составило менее одних суток, в то время как с применением других составов оно составляло 3-7 суток.

Глушение скважин с применением вышеописанного способа позволит обеспечить надежное блокирование продуктивного пласта, что ведет к сокращению поглощения технологических жидкостей. Обеспечивается безопасный уровень жидкости в скважине на весь период ремонта, сохранение продуктивности скважины и сокращение времени ремонта скважин и последующий их выход на доремонтный режим.

Claims

1. Способ глушения скважины, включающий закачку инвертно-эмульсионного раствора - ИЭР, буферной жидкости, блокирующей жидкости, продавочной жидкости, отличающийся тем, что используют в качестве буферной жидкости вязкоупругую жидкость состава, кг/м³: оксиэтилцеллюлоза 5-10, гидроксид натрия 1-3, ацетат хрома 2-4, вода остальное, блокирующую жидкость состава, мас.%: ациклическая кислота общей формулы C_nH_2n-mO₂, где m - 2 или 4, или 6, 18,0-24,0, полиметилметакрилат 2,0-3,0, гранулированный минеральный наполнитель в смеси с волокнистым и пластинчатым наполнителями 30,0-50,0, 30%-ный раствор каустической соды 13,1-15,0, углеводородная основа остальное, и ИЭР состава, мас.%: стабильный газовый конденсат 40-50, хлорид кальция 8-12, эмульгатор 5-10, вода остальное, закачку ИЭР проводят перед закачкой буферной и продавочной жидкостей.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что приготовление и закачку буферной жидкости проводят таким образом, чтобы приобретение ею вязкоупругих свойств проходило непосредственно на устье скважины.