RU2788935C1 - Способ временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений - Google Patents
Способ временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2788935C1 RU2788935C1 RU2022120406A RU2022120406A RU2788935C1 RU 2788935 C1 RU2788935 C1 RU 2788935C1 RU 2022120406 A RU2022120406 A RU 2022120406A RU 2022120406 A RU2022120406 A RU 2022120406A RU 2788935 C1 RU2788935 C1 RU 2788935C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- blocking
- formation
- reservoir
- killing
- Prior art date
Links
- 230000000903 blocking Effects 0.000 title claims abstract description 127
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 110
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 103
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 142
- 230000002147 killing Effects 0.000 claims abstract description 55
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 47
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 34
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims abstract description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 24
- PHFQLYPOURZARY-UHFFFAOYSA-N chromium trinitrate Chemical compound [Cr+3].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O PHFQLYPOURZARY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 13
- 235000003351 Brassica cretica Nutrition 0.000 claims abstract description 12
- 235000003343 Brassica rupestris Nutrition 0.000 claims abstract description 12
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims abstract description 12
- 235000010460 mustard Nutrition 0.000 claims abstract description 12
- DVARTQFDIMZBAA-UHFFFAOYSA-O Ammonium nitrate Chemical compound [NH4+].[O-][N+]([O-])=O DVARTQFDIMZBAA-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims abstract description 11
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000002706 hydrostatic Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims abstract description 5
- 240000000772 Brassica cretica Species 0.000 claims abstract 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 25
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims description 9
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 7
- 229910000604 Ferrochrome Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 7
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract description 3
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract description 3
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N sulfonic acid Chemical compound OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 40
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 20
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 13
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 13
- 101700028115 ANPD Proteins 0.000 description 12
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 11
- 241000219198 Brassica Species 0.000 description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 9
- 230000000754 repressing Effects 0.000 description 9
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 6
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 6
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 6
- -1 dioxane alcohols Chemical class 0.000 description 6
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 6
- 230000002209 hydrophobic Effects 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 4
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 206010018987 Haemorrhage Diseases 0.000 description 3
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 3
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 3
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminum Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000740 bleeding Effects 0.000 description 3
- 231100000319 bleeding Toxicity 0.000 description 3
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 3
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920001843 polymethylhydrosiloxane Polymers 0.000 description 3
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N Ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N Sodium nitrate Chemical compound [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N acetic acid Substances CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000996 additive Effects 0.000 description 2
- 230000001070 adhesive Effects 0.000 description 2
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L cacl2 Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N calcium Chemical class [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Chemical class 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000008139 complexing agent Substances 0.000 description 2
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 2
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 2
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 2
- 239000007888 film coating Substances 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 230000000737 periodic Effects 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 230000002195 synergetic Effects 0.000 description 2
- 230000005653 Brownian motion process Effects 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920002521 Macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 241000220261 Sinapis Species 0.000 description 1
- 102000007374 Smad Proteins Human genes 0.000 description 1
- 108010007945 Smad Proteins Proteins 0.000 description 1
- JBUKJLNBQDQXLI-UHFFFAOYSA-N Sodium perborate Chemical compound [Na+].[Na+].O[B-]1(O)OO[B-](O)(O)OO1 JBUKJLNBQDQXLI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-N Sulfamic acid Chemical compound NS(O)(=O)=O IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L Sulphite Chemical compound [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000003213 activating Effects 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 150000001447 alkali salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000010425 asbestos Substances 0.000 description 1
- 125000004429 atoms Chemical group 0.000 description 1
- PPBAJDRXASKAGH-UHFFFAOYSA-O azanium;urea Chemical compound [NH4+].NC(N)=O PPBAJDRXASKAGH-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 238000005537 brownian motion Methods 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 1
- 238000001311 chemical methods and process Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 150000008280 chlorinated hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910001430 chromium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000009795 derivation Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Substances OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002349 favourable Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Polymers 0.000 description 1
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium(0) Chemical group [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxyl anion Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 230000001788 irregular Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 150000002632 lipids Chemical class 0.000 description 1
- 229910000000 metal hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004692 metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000010445 mica Substances 0.000 description 1
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 0.000 description 1
- 239000003415 peat Substances 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 150000004804 polysaccharides Polymers 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 230000001718 repressive Effects 0.000 description 1
- 229910052895 riebeckite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000010851 screening effect Methods 0.000 description 1
- 125000005373 siloxane group Chemical group [SiH2](O*)* 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Inorganic materials [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004317 sodium nitrate Substances 0.000 description 1
- 235000010344 sodium nitrate Nutrition 0.000 description 1
- 229960001922 sodium perborate Drugs 0.000 description 1
- MWNQXXOSWHCCOZ-UHFFFAOYSA-L sodium;oxido carbonate Chemical compound [Na+].[O-]OC([O-])=O MWNQXXOSWHCCOZ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static Effects 0.000 description 1
- 125000001273 sulfonato group Chemical group [O-]S(*)(=O)=O 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000002522 swelling Effects 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению газовых и газоконденсатных скважин с временным блокированием продуктивных пластов при проведении ремонтных работ в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) и сверх АНПД. Технический результат заключается в повышении эффективности временного блокирования продуктивного пласта, в образовании в призабойной зоне пласта экрана повышенной прочности и возможности его полной деструкции, а также возможности управления гидродинамическими процессами в призабойной зоне пласта, с предотвращением разрушения пласта-коллектора и обеспечением сохранения его фильтрационно-емкостных свойств. Способ включает последовательное закачивание в скважину, оборудованную колонной НКТ, жидкости глушения, блокирующей жидкости и продавочной жидкости. В колонну НКТ спускают гибкую трубу и через нее закачивают жидкость глушения в объеме заполнения ствола скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации, затем открывают затрубное пространство и закачивают в него жидкость глушения в объеме для создания противодавления на продуктивный пласт при выполнении условия полуторакратного превышения гидростатического давления над пластовым, после чего опускают гибкую трубу до кровли продуктивного пласта, закрывают затрубное пространство и через гибкую трубу закачивают блокирующую жидкость в продуктивный пласт с давлением, определяемым расчетным путем. При этом в качестве жидкости глушения и продавочной жидкости используют трехфазную пену, приготовленную на основе пенообразующей жидкости следующего состава, мас. %: биополимер Гаммаксан 0,2-0,5; сульфонол 0,5-1,2; горчичный порошок 0,1-0,5; вода остальное; а в качестве блокирующей жидкости используют композицию следующего состава, мас. %: биополимер Гаммаксан 0,30-0,60; ЛСТП 0,45-0,90; ФХЛС-М 0,15-0,30; хром азотнокислый 9-водный 0,50-1,30; аммоний азотнокислый 0,5-10,0; вода остальное, при массовом соотношении биополимер Гаммаксан : ЛСТП : ФХЛС, равном 1:1,5:0,5. Жидкость блокирования может дополнительно содержать органо-минеральный наполнитель «ОМ-2С» в количестве 5-10% от массы последней. 1 з.п. ф-лы, 5 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению газовых и газоконденсатных скважин с временным блокированием продуктивных пластов при проведении ремонтных работ в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) и сверх АНПД.
Известен способ глушения скважин и вязкоупругий состав (ВУС), в котором выполняют закачку буфера минерализованной воды, затем закачку ВУС, включающего, масс. %: эфир целлюлозы - ЭЦ 0,8-2,5, гидроксид щелочного металла 0,1-0,7, комплексообразователь - растворимую соль алюминия или меди 0,19-0,6, внутренний деструктор - капсулированный перкарбонат или перборат натрия 0,1-0,2, утяжелитель - хлорид натрия или хлорид калия, или хлорид кальция, или нитрат натрия, или реагент МНК 6,5-22,0, регулятор рН - уксусную или щавелевую кислоту или лимонную кислоту 0,02-0,3, водоудерживающую гидрофобизирующую добавку - этиленгликоль и/или глицерин, или высшие диоксановые спирты 2,0-6,6, воду остальное, путем одновременно-раздельной закачки состава 1, содержащего 50% от общего количества ЭЦ, около 50% от общего количества воды и гидроксид щелочного металла, и состава 2, содержащего остальное количество ЭЦ, остальное количество воды, утяжелитель, комплексообразователь, регулятор рН, внутренний деструктор и водоудерживающую гидрофобизирующую добавку, и затем активирующего состава - АС, содержащего, мас. %: лимонную или сульфаминовую кислоты 5-10, перекисное соединение - персульфат калия или персульфат аммония, или пероксигидрат мочевины 5-10, НПАВ - Неонол АФ9-12 или Синоксол марки В, или Реверсмол марки В 0,02 - 0,03, деэмульгатор - Диссолван 4411 или СНПХ- 4802 0,05-0,2, воду остальное, при соотношении АС: ВУС равном 1:3-4 (патент РФ №2575384 от 31.12.2014 г., кл. Е21В 43/22, С09К 8/42, опубл. 20.02.2016 г.)
Недостатком указанного способа является следующее. В способе применяют ВУС, содержащий одновременно гидроксид щелочного металла и соли алюминия, кальция или меди. Их взаимодействие происходит с образованием соответствующего гидроксида металла, таким образом в растворе образуются не растворимые в воде гидроксиды алюминия, кальция или меди, мелкодисперсные частицы которых способны глубоко проникать в поры пласта, что может привести к существенному загрязнению пласта и ухудшению его фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).
Кроме того, существенным недостатком является то, что вышеуказанный ВУС не имеет единой структуры, а представляет собой смесь из агломератов имеющих полимерную структуру, образованных благодаря адгезионному взаимодействию полимерных молекул с частицами конденсируемой гидроксидной твердой фазы, причем их форма и прочностные характеристики могут весьма отличаться в зависимости от очередности, агрегатного состояния и скорости введения и перехода в раствор осадкообразующих компонентов, а также интенсивности перемешивания и внешних условий. Таким образом, в растворе могут образовываться агломераты, состоящие из нитевидных, пластинчатых, гранулярных структур. Причем связь между отдельными агломератами ограничивается формированием немногочисленных низкоэнергетических водородных связей. Указанное определяет достаточно высокую подвижность ВУС после его структурирования и неспособность к формированию в порах пласта тампонирующего материала, обладающего однородными по площади сечения поровых каналов физико-химическими и механическими свойствами, что повышает вероятность протока жидкостей и их фильтратов из ствола скважины в пласт, при небольших репрессиях через пространство между агломератами. Кроме того, ввиду низкой структурированности состава молекулы его компонентов, не участвующие в формировании агломератов, адсорбируются на поверхности частиц породы, образуя двухмерные пленочные покрытия, а также мембраноподобные образования. Все это приводит к недостаточной эффективности блокирования пласта, загрязнению его компонентами жидкостей, используемых при ремонте скважин.
Известен способ глушения скважины, включающий последовательное закачивание в затрубное пространство скважины жидкости глушения в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) с одновременным стравливанием газа через трубное пространство на факельную линию и блокирующего раствора из расчета заполнения им всего интервала перфорации. Блокирующий раствор продавливают на забой скважины жидкостью глушения, в указанном объеме, спускают во внутреннюю полость лифтовой колонны, заполненную вытесненной из затрубного пространства жидкостью глушения, гибкую трубу до нижних отверстий интервала перфорации. Закачивают в гибкую трубу жидкость глушения и продавливают ею блокирующий раствор в пласт с одновременным подъемом гибкой трубы в интервале перфорации и с поддержанием противодавления в затрубном и кольцевом, между гибкой трубой и лифтовой колонной, пространствах. При этом объем закачиваемой жидкости глушения равен объему гибких труб плюс объем блокирующего раствора (см. патент РФ №2319828 от 26.06.2006 г., кл. Е21В 43/12, опубл. 20.03.2008 г.)
Недостатком известного способа является следующее.
Проведение закачки жидкости глушения и следующей за ней блокирующей жидкости через затрубное пространство при глушении скважин в условиях сверх АНПД приведет к значительным поглощениям указанных жидкостей продуктивным пластом, особенно его высокопроницаемыми пропластками и, соответственно, к существенному его загрязнению и ухудшению ФЕС. Это объясняется следующим. По мере закачивания жидкости глушения, происходит заполнение ею ствола скважины от забоя до башмака НКТ, с дальнейшим подъемом ее уровня в трубном пространстве. При этом с возрастанием столба жидкости глушения в скважине происходит увеличение гидростатического давления на забой, и возникают условия для поглощения указанной жидкости нижней частью продуктивного пласта, величина которого может достигать значительных величин ввиду того, что пластовое давление характерное для скважин со сверх АНПД не способно эффективно препятствовать этому.
Также закачка блокирующей жидкости через затрубное пространство с последующей продавкой ее жидкостью глушения, подача которой осуществляется через гибкую трубу, не обеспечивает возможности блокирования каждого отдельного пропластка с заданным давлением. Это приводит к формированию блокирующего экрана с различными характеристиками в различных пропластках продуктивного пласта, что в условиях сверх АНПД может явиться причиной загрязнения на значительную глубину пропластков с большей проницаемостью и малой эффективностью блокирования низкопроницаемых участков пласта.
Наиболее близким к заявленному изобретению является способ глушения продуктивного пласта газовой скважины, который включает последовательное закачивание в скважину жидкости глушения состава, мас. %: хлорированная углеводородная жидкость - трихлорэтилен или углеводородная тяжелая жидкость, или композиция АПК 10-60, полиметилгидросилоксан 0,3-0,4, углеводородная жидкость - конденсат или дизельное топливо - остальное, продавливание ее в пласт, закачивание жидкости блокирования состава, мас. %: 11%-ный водный раствор хлорида кальция 36-44, эмультал 2-3,5, СМАД 1-2, мел 1,8-2,0, асбест 2,8-3,0, 0,3%-ный водный раствор карбоксиметилцеллюлозы 5,8-6,2, углеводородная жидкость - конденсат или дизельное топливо - остальное, размещение жидкости блокирования в интервале заглушаемого пласта, закачивание продавочной жидкости, обеспечивающей доставку первых двух жидкостей на забой скважины и в пласт (патент РФ №2348799 от 23.07.2007 г., кл. Е21В 43/12, С09К 8/42, опубл. 10.03.2009 г.)
Одним из наиболее существенных недостатков известного способа глушения газовых скважин является применение гидрофобной жидкости в качестве жидкости глушения, содержащей полиметилгидросилоксан. При глушении скважин в условиях сверх АНПД задавка такой жидкости в пласт приводит к проникновению ее на значительную глубину с образованием устойчивых гидрофобных пленок, усложняющих геометрию поровых каналов и уменьшающих их эффективный диаметр. Высокая адгезионная активность предложенной жидкости глушения обусловлена адсорбционной активностью полиметилгидросилоксана в отношении многих горных пород. Кроме того, предлагаемая при реализации данного способа жидкость глушения имеет плотность 860-1200 кг/м3 (по данным таблицы приведенной в описании к патенту на изобретение), что также способствует увеличению интенсивности ее поглощения в процессе работ.
Также недостатком является то, что известный способ глушения базируется на использовании в качестве блокирующей жидкости эмульсионно-дисперсионного состава. Из-за низкой степени структурированности, а также отсутствия прочных связей между частицами твердой фазы, по мере формирования блокирующего экрана в пласте происходит загрязнение его поровых каналов твердофазными компонентами блокирующей жидкости. Особенно больших масштабов указанное явление может достигать при проведении работ в условиях сверх АНПД, приводя к существенному загрязнению продуктивного пласта и ухудшению его ФЕС.
Кроме того, в рамках описанного способа глушения не предполагается использование гибкой трубы, что не позволит реализовать при его применении прецизионное воздействие на отдельные пропластки (закачка и продавка с различным заданным давлением), обладающие различными проницаемостями и иными характеристиками. Указанное в условиях сверх АНПД приведет к неравномерному распределению блокирующего состава в различных пропластках и негативно повлияет на эффективность блокирования пласта и на его коллекторские свойства после проведения работ.
Согласно СТО Газпром 2-3.3-786-2014, определение «аномально низкое пластовое давление» - это пластовое давление с коэффициентом аномальности от 0,5 до 1,0, а определение согласно п. 3.12 «давление пластовое сверханомально низкое: пластовое давление с коэффициентом аномальности ниже 0,5» (СТО Газпром 2-3.3-786-2014, Капитальный ремонт скважин. Термины и определения, утв. Распоряжением ОАО "Газпром" от 02.12.2013 №342. - М.: Газпром экспо, 2015. 30 с.)
Задачей заявленного изобретения является разработка способа временного блокирования продуктивного пласта при проведении капитального ремонта газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД и сверх АНПД с коэффициентом аномальности ниже 0,2.
Технический результат, достигаемый при реализации заявленного изобретения, заключается в повышении эффективности временного блокирования продуктивного пласта скважины с обеспечением выравнивания профиля приемистости продуктивного пласта деструктурирующейся жидкостью глушения, в образовании в призабойной зоне пласта экрана повышенной прочности и возможности его полной деструкции за счет разработки рецептуры деструктурирующегося блокирующего состава с новой совокупностью компонентов и качественным составом регулирующих добавок, а также возможности управления гидродинамическими процессами в призабойной зоне пласта (ПЗП), с предотвращением разрушения пласта-коллектора и обеспечением сохранения его фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) за счет блокирования каждого отдельного пропластка продуктивного пласта с расчетными репрессиями.
Технический результат достигается с помощью предлагаемого способа временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений, согласно которому последовательно закачивают в скважину, оборудованную колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), жидкость глушения, блокирующую жидкость и продавочную жидкость. Причем в колонну НКТ спускают гибкую трубу и через нее закачивают обеспечивающую выравнивание профиля приемистости продуктивного пласта жидкость глушения в объеме заполнения ствола скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации, затем, продолжая закачку жидкости глушения через гибкую трубу в колонну НКТ, открывают затрубное пространство и закачивают в него жидкость глушения в объеме для создания противодавления на продуктивный пласт при выполнении условия полуторакратного превышения гидростатического давления над пластовым, после чего опускают гибкую трубу до кровли продуктивного пласта, закрывают затрубное пространство и через гибкую трубу закачивают блокирующую жидкость в продуктивный пласт с давлением, рассчитываемым по формуле:
где Р - давления закачки блокирующей жидкости, Па;
Рпл - пластовое давление, Па;
m - пористость пласта;
μ - пластическая вязкость блокирующей жидкости, Па⋅с;
Sв.ост - остаточная водонасыщенность пласта;
k - проницаемость пласта, м2;
t - время закачки блокирующей жидкости, с;
r - радиус проникновения блокирующей жидкости в пласт, м;
Rскв - радиус ствола скважины, м,
затем продавливают блокирующую жидкость в пласт продавочной жидкостью, при этом в качестве жидкости глушения и продавочной жидкости используют трехфазную пену, приготовленную на основе пенообразующей жидкости следующего состава, мас. %:
| Биополимер Гаммаксан | 0,2-0,5 |
| Сульфонол | 0,5-1,2 |
| Горчичный порошок | 0,1-0,5 |
| Вода | остальное, |
а в качестве блокирующей жидкости используют композицию следующего состава, мас. %:
| Биополимер Гаммаксан | 0,30-0,60 |
| Лигносульфонат технический порошкообразный (ЛСТП) | 0,45-0,90 |
| Феррохромлигносульфонат(ФХЛС-М) | 0,15-0,30 |
| Хром азотнокислый 9-водный | 0,50-1,30 |
| Аммоний азотнокислый | 0,5-10,0 |
| Вода | остальное, |
при массовом соотношении биополимер Гаммаксан : ЛСТП : ФХЛС-М равном 1:1,5:0,5. Блокирующая жидкость может дополнительно содержать органо-минеральный наполнитель «ОМ-2С» в количестве 5-10% от массы вышеуказанной жидкости.
Временное блокирование продуктивных пластов газовых скважин в условиях сверх АНПД с коэффициентом аномальности ниже 0,2 связано со значительными поглощениями используемых при этом технологических жидкостей. Результатом этого является существенное загрязнение пласта, ухудшение его ФЕС и значительное снижение производительности скважин в послеремонтный период. Это обусловлено низкими пластовыми давлениями и, следовательно, неспособностью к созданию достаточного сопротивления движению жидкостей в порах пласта, а также невозможностью освоения скважин после проведения ремонтных работ с необходимыми для полного очищения коллектора депрессиями. При этом наиболее существенное негативное влияние в условиях сверх АНПД могут оказывать следующие технологические факторы:
- применение жидкостей глушения с плотностью близкой к плотности воды или более высокой, что создает благоприятные условия для ее поглощения;
- использование в качестве жидкостей глушения и блокирующих жидкостей эмульсионных растворов или модифицированных химическими реагентами углеводородных жидкостей, способных к образованию на стенках поровых каналов с гидрофильным характером поверхности устойчивых гидрофобных пленок, что приводит к усложнению их геометрии и уменьшению эффективного диаметра;
- осуществление блокирования пластов блокирующими жидкостями, не подвергающимися деструкции, а также содержащими твердофазные кольматирующие частицы, не иммобилизированные по объему жидкости, что приводит к значительному загрязнению пласта в процессе создания блокирующего экрана в ПЗП;
- недостаточная эффективность блокирования пласта в целом или отдельных его интервалов в результате значительного поглощения блокирующей жидкости высокопроницаемыми пропластками в процессе проведения работ;
- закачка блокирующей жидкости с давлением, соответствующим усредненным данным по продуктивному пласту без учета индивидуальных характеристик отдельных его пропластков.
Для снижения влияния указанных факторов на эффективность временного блокирования пластов скважин в условиях АНПД и сверх АНПД, заявленный способ основывается на применении жидкости глушения, блокирующей и продавочной жидкостей, несодержащих гидрофобных компонентов, а также иных реагентов способных к формированию с породами пласта устойчивых пленочных покрытий, изменяющих тип смачиваемости их поверхности (например, катионных ПАВ или полимеров, силоксанов).
Способ временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений реализуют следующим образом.
В колонну НКТ спускают гибкую трубу, через нее закачивают обеспечивающую выравнивание профиля приемистости продуктивного пласта жидкость глушения в объеме заполнения ствола скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации.
Затем открывают затрубное пространство и закачивают в него жидкость глушения в объеме для создания противодавления на продуктивный пласт при выполнении условия полуторакратного превышения гидростатического давления над пластовым, и одновременно продолжают закачку жидкости глушения через гибкую трубу в колонну НКТ.
После чего опускают гибкую трубу до кровли продуктивного пласта, закрывают затрубное пространство и через гибкую трубу закачивают блокирующую жидкость в продуктивный пласт.Затем продавливают блокирующую жидкость в пласт продавочной жидкостью.
Для реализации способа используют колтюбинговую установку, обеспечивающую спуск гибких труб до необходимого уровня в скважину с целью доставки первой пачки жидкости глушения, а также блокирующей жидкости точечно в зону, где предполагается проведение той или иной операции.
Использование гибких труб также обеспечивает возможность закачки блокирующей жидкости поочередно в каждый пропласток, в случае их наличия в продуктивном пласте, с давлением соответствующим его параметрам.
Давление закачки блокирующей жидкости в продуктивный пласт (пропласток) определяют по формуле:
где Р - давления закачки блокирующей жидкости, Па;
Pпл - пластовое давление, Па;
m - пористость пласта (пропластка);
μ - пластическая вязкость блокирующей жидкости, Па⋅с;
Sв.ост - остаточная водонасыщенность пласта (пропластка);
k - проницаемость пласта (пропластка), м2;
t - время закачки блокирующей жидкости, с;
r - радиус проникновения блокирующей жидкости в пласт (пропласток), м;
Rскв - радиус ствола скважины, м.
Указанная формула позволяет при расчете учесть остаточные обводненности пропластков, их пористость и проницаемость, сопряженные с вязкостью закачиваемой жидкости. Кроме того, крайне важно, что при ее выводе система «пласт-скважина» рассматривалась не в статическом режиме, а в динамике. Это обеспечивает высокую эффективность блокирования пласта в целом и отдельных его пропластков с репрессиями, позволяющими сформировать блокирующий экран с одинаковыми параметрами, независимо от проницаемости пропластков, проводя блокирование пласта в щадящем режиме.
В качестве жидкости глушения и продавочной жидкости применяется трехфазная пена на основе пенообразующей жидкости, содержащей биополимер Гаммаксан по ТУ 2458-002-50635131-2003 изм. №1-5, анионное ПАВ Сульфонол по ТУ 2481-135-07510508-2007 и горчичный порошок по ТУ 9199-001-75889356-15 или ТУ 10-04-02-85-91, являющийся твердофазным стабилизатором растительного происхождения. Указанная трехфазная пена обладает значительной стабильностью во времени, достаточно низкой плотностью, высокими реологическими характеристиками, обеспечивающими возможность выравнивания профиля приемистости пласта благодаря большому сопротивлению при движении в пористой среде, что отчасти нейтрализует негативные последствия от наличия в продуктивном пласте высокопроницаемых пропластков.
Стабильность заявляемой трехфазной пены обусловлена синергетическими эффектами, возникающими в результате взаимодействия частиц горчичного порошка с макромолекулами биополимера Гаммаксан в присутствии алкилсульфонатных анионов Сульфонола. Причем последний иммобилизован на поверхности полимерных молекул за счет образования водородных связей.
Стабилизирующее действие горчичного порошка обусловлено развитой поверхностью его частиц, наличием на ней гидрофобных и гидрофильных участков, а также химической природой поверхностных групп атомов, являющихся фрагментами липидов и полисахаридов семени растений рода Sinapis. Указанное обуславливает его высокую активность в отношении молекул биополимера. В результате этого происходит выстраивание структуры пенообразующей жидкости с узлами, в качестве которых выступают частицы горчичного порошка. Причем указанное образование формируется еще до введения в пенообразующую жидкость газообразного агента и представляет своего рода каркас для формирования в дальнейшем пузырьков газа. Такие структуры значительно менее подвижны, чем молекулы отдельных веществ (полимеров, ПАВ и т.п.), что препятствует броуновскому движению алкилсульфонатных ионов Сульфонола, приводящему к разрушению стенок пузырьков газа. Благодаря этому использование в пенообразующей жидкости горчичного порошка ведет к значительному повышению ее стабильности во времени и, соответственно, повышению ее эксплуатационных свойств для применения в качестве основы жидкости глушения.
Также важно отметить, что благодаря высокой поверхностной активности, для получения положительного эффекта не требуется введения значительного количества горчичного порошка, что минимизирует риски загрязнения пласта его частицами.
При реализации заявляемого способа временное блокирование пласта обеспечивается блокирующей жидкостью, содержащей биополимер Гаммаксан, ЛСТП по ТУ 2455-347- 05133190-2014, ФХЛС-М по ТУ 2458-344-05133190-2012, хром азотнокислый 9-водный по ГОСТ 4471-78, аммоний азотнокислый по ГОСТ 22867-77 и воду, причем массовое соотношение биополимера Гаммаксан: ЛСТП: ФХЛС-М равно 1:1,5:0,5.
Достижение технического результата обусловлено высокими блокирующими свойствами заявляемой блокирующей жидкости, а также ее способностью к образованию в поровых каналах пласта полимерной тампонирующей пробки, состоящей из сшитых в единую структуру олигомерных звеньев, характеризующейся упругим изменением геометрической формы при повышении репрессии при проведении работ, возможностью при ее применении осуществления деблокирования поровых каналов пласта, не сопровождающегося разрушением и диспергированием тампонирующих структур, что обеспечивает снижение степени загрязнения продуктивных пластов используемыми в дальнейшем при ремонте технологическими жидкостями в условиях сверх АНПД. Указанное является результатом протекания физико-химических процессов, происходящих в системе «блокирующий состав-пласт», приводящих к формированию блокирующего экрана в ПЗП, представленного полимерным гелем.
Принцип действия блокирующей жидкости основан на получении блокирующего эффекта при ее движении в пласте уже в структурированном состоянии. Блокирующая жидкость, заключенная в поровом пространстве, представляет собой однородное по составу и консистенции тело, обладающее упругими свойствами и составляющее единое целое с фильтрационной коркой, сформированной из полимерного геля. Таким образом, при блокировании пласта заявляемым составом внутрипластовая часть блокирующего экрана представлена тампонирующими пробками, расположенными в каждом поровом канале коллектора. Они обладают механическими (упругость, хрупкость, твердость), а также химическими свойствами достаточными для недопущения диспергирования их материала (гелиевой структуры) при внешнем воздействии, под которым следует понимать, как репрессионное влияние в процессе проведения ремонтных работ, так и депрессионное при освоении скважины.
Гелеобразование блокирующей жидкости обеспечивается за счет сшивания молекул биополимера Гаммаксан ионами хрома, образующимися при диссоциации хрома азотнокислого 9-водного в присутствии регулирующих добавок лигносульфоната технического порошкообразного ЛСТП, феррохромлигносульфоната ФХЛС-М и аммония азотнокислого. При этом в растворе между молекулами биополимера Гаммаксан образуются мостиковые химические связи типа -O-Cr(O-)-O- и -O-Cr(ОН)-O-, обеспечивающие формирование единой протяженной структуры.
С целью модификации структуры блокирующей жидкости, а также для увеличения ее прочностных свойств, что способствует повышению твердости и упругости образующегося из нее геля, в качестве добавок используют ЛСТП и ФХЛС-М. Оба эти реагента относятся к лигносульфонатам. По химической природе они представляют собой низкомолекулярные полимеры с нерегулярным строением. Благодаря сложной разветвленной структуре и наличию высокоактивных сульфонатных групп ЛСТП, ферросульфонатных и хромсульфонатных групп ФХЛС-М способны образовывать устойчивые структуры с молекулами биополимера, а также эффективно адсорбировать воду из раствора. Это обеспечивает армирование геля лигносульфонатными молекулами, насыщение системы водородными связями и, как следствие, повышение ее прочностных характеристик. В конечном итоге это позволит выдержать значительные репрессии, в том числе при блокировании пропластков, представленных поровыми коллекторами с высокопроницаемыми каналами.
При этом только совместное введение указанных лигносульфонатных реагентов и биополимера и только в определенном соотношении обеспечивает улучшение до оптимального уровня параметров геля, что является проявлением синергетических эффектов в системе. Указанное обусловлено тем, что ЛСТП и ФХЛС-М имеют не только позитивное, но и негативное влияние на систему. Оно обусловлено экранирующим действием молекул указанных добавок по отношению к образованию мостиковых связей типа -O-Cr(O-)-O- и -O-Cr(ОН)-O-, что препятствует формирование единой структуры и приводит к падению прочности геля и снижению его эксплуатационных характеристик.
Для проявления этих эффектов существенным является нахождение рН заявляемого блокирующего состава в определенных пределах. Для стабилизации указанного показателя рецептура включает в себя регулятор рН - аммоний азотнокислый. Указанный реагент является аммонийной солью азотной кислоты. В водных средах он подвергается диссоциации и гидролизу. Ионное равновесие в системе в этом случае можно проиллюстрировать следующими уравнениями реакций:
Присутствующие в растворе молекулы ЛСТП и ФХЛС-М содержат значительное количество сульфонатных, ферросульфонатных и хромсульфонатных групп, имеющих отрицательный заряд, которые способны взаимодействовать с ионами аммония, локализуя их в определенной области и существенно снижая их подвижность. Это приводит к смещению ионных равновесий в растворе и обеспечивает изменение его рН до уровня, который отвечает оптимальной интенсивности протекания процессов гелеобразования. Таким образом, введение аммония азотнокислого обеспечивает регулирование рН блокирующей жидкости и способствует повышению прочностных характеристик геля и, соответственно, повышению его блокирующей способности. При этом аммоний азотнокислый, как и другие соли аммония, является ингибитором набухания глин, что также может иметь положительное влияние на сохранение ФЕС пласта при проведении работ.
Для повышения эксплуатационных характеристик блокирующей жидкости при применении ее для временного блокирования пластов с высокопроводимыми каналами дополнительно вводится органо-минеральный наполнитель марки «ОМ-2С» по ТУ 2458-027-00158770-2015. Он представляет собой смесь органических волокон (фракционированный торф) с измельченными пластинчатыми частицами слюдяного материала. Благодаря присутствию в составе частиц различной формы и генезиса, обладающих достаточно развитой поверхностью, эффективность процесса структурирования системы значительно увеличивается.
Учитывая гелеобразующую способность блокирующей жидкости, введение в нее органо-минерального наполнителя марки «ОМ-2С» приводит к получению прочного армированного геля, обладающего низкой водопроницаемостью, способного выдержать значительные репрессии, в том числе при блокировании пластов представленных поровыми коллекторами с высокопроницаемыми каналами.
Кроме того, благодаря высокой структурированности системы, ее компоненты имеют минимальную подвижность в поровом пространстве, тем самым препятствуя глубокому проникновению состава в пласт и предотвращая его кольматацию твердофазными частицами наполнителя во время формирования блокирующего экрана.
Заявленное изобретение поясняется таблицами с данными лабораторных испытаний.
В таблице 1 представлены компонентные составы заявляемой (пенообразующей) и известной жидкостей глушения.
В таблице 2 представлены параметры заявляемой (пенообразующей) и известной жидкостей глушения.
В таблице 3 представлены компонентные составы заявляемой и известной блокирующих жидкостей.
В таблице 4 представлены свойства блокирующих жидкостей в зависимости от массового соотношения компонентов.
В таблице 5 представлены данные по коэффициенту восстановления проницаемости после использования заявляемых и известных жидкостей глушения и блокирующих жидкостей (без обработки глинокислотой).
Приготовление пен осуществлялось в соответствии с методиками, принятыми стандартными в нефтегазовой отрасли (Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. - М.: Недра, 1972. - 336 с.)
Исследование влияния заявленных и известных жидкостей глушения и блокирующих жидкостей на изменение естественной проницаемости породы проводилось на установке УИПК-1М с использованием искусственных песчаных кернов с необходимой проницаемостью. Определяли коэффициент восстановления проницаемости - отношение значений проницаемости керна после деблокирования и до блокирования, %. Проницаемость образца до и после взаимодействия с циркуляционными агентами рассчитывали по формуле
где μB - динамическая вязкость воздуха, Па⋅с;
Ратм - атмосферное давление, Па;
q - расход прокачиваемого воздуха, м3/с;
L - длина образца, м;
F - площадь сечения образца, м2;
P1 и Р2 - давление на входе и выходе испытуемого образца, Па.
Параметры жидкостей глушения и блокирующих жидкостей определяли по стандартным методикам с использование специализированного лабораторного оборудования.
Содержание в пенообразующей жидкости биополимера Гаммаксан более 0,5 мас. %, сульфонола более 1,2 мас. %, горчичного порошка более 0,5 мас. % технологически и экономически нецелесообразно, поскольку жидкость глушения, приготовленная на ее основе, имеет более низкие эксплуатационные характеристики при большем расходе химических реагентов.
Содержание в пенообразующей жидкости биополимера Гаммаксан менее 0,2 мас. %, сульфонола менее 0,5 мас. %, горчичного порошка менее 0,1 мас. % технологически нецелесообразно, поскольку жидкость глушения, приготовленная на его основе, не обладает достаточной стабильностью во времени, что не позволит использовать ее для выравнивания профиля приемистости пласта и обеспечения создания заданной постоянной репрессии на пласт или пропласток.
Содержание в деструктурирующейся блокирующей жидкости биополимера Гаммаксан более 0,6 мас. %, ЛСТП более 0,9 мас. %, ФХЛС-М более 0,3 мас. %, хрома азотнокислого 9-водного более 1,3 мас. % аммония азотнокислого более 10 мас. % технологически и экономически нецелесообразно, поскольку при увеличении уровня расхода реагентов происходит снижение эксплуатационных характеристик жидкости, что обусловлено падением прочности образуемого им геля, что снижает эффективность блокирования пласта.
Содержание в деструктурирующейся блокирующей жидкости биополимера Гаммаксан менее 0,3 мас. %, ЛСТП менее 0,45 мас. %, ФХЛС-М менее 0,15 мас. %, хрома азотнокислого 9-водного менее 0,5 мас. % аммония азотнокислого менее 0,5 мас. % технологически нецелесообразно, поскольку состав не обладает достаточными блокирующими свойствами.
Технический результат обеспечивается в равной степени совокупно как жидкостью глушения, блокирующей и продавочной жидкостями, так и технологическими приемами проведения работ по временному блокированию пласта.
Сущность заявляемого изобретения описывается в примерах лабораторных и промысловых испытаний.
Пример 1 (лабораторный).
Для приготовления 1000 мл жидкости глушения или продавочной жидкости в 330 г воды поочередно растворяют 1 г биополимера Гаммаксан, 2,66 г Сульфонола. Далее при перемешивании в полученный раствор добавляют 0,67 г горчичного порошка. Приготовленную таким образом пенообразующую жидкость перемешивают в течении 5 мин при скорости 1400 об/мин.
Приготовленная жидкость глушения или продавочная жидкость обладает следующими показателями: кратность 3, стабильность 12 ч, плотность 0,33 г/см3.
Пример 2 (лабораторный).
Для приготовления 1000 г блокирующей жидкости в 949 г воды одновременно растворяют 4 г биополимера Гаммаксан, 6 г ЛСТП и 2 г ФХЛС-М. В полученной таким образом жидкости растворяют 30 г аммония азотнокислого. После растворения всех ранее вводимых компонентов в полученной жидкости производят растворение хрома азотнокислого 9-водного.
Блокирующая жидкость обладает следующими показателями: прочность на сдвиг 48,8 кН/м2, фильтрация за 30 мин равна нулю, водородный показатель (рН) 4,57, структурная вязкость 53,6 мПа⋅с.
Пример 3 (лабораторный).
Для приготовления 1000 г блокирующей жидкости в 949 г воды одновременно растворяют 4 г биополимера Гаммаксан, 6 г ЛСТП и 2 г ФХЛС-М. В полученной таким образом жидкости растворяют 30 г аммония азотнокислого и вводят при перемешивании 70 г органо-минерального наполнителя ОМ-2С. После диспергирования наполнителя в полученной жидкости производят растворение хрома азотнокислого 9-ти водного.
Блокирующая жидкость обладает следующими показателями: прочность на сдвиг 49,5 кН/м2, фильтрация за 30 мин равна нулю, водородный показатель (рН) 4,75, структурная вязкость 55,8 мПа⋅с
Пример 4 (промысловый).
Исходные данные:
Глубина скважины (Н) - 1105 м
Интервал продуктивного пласта - 1052-1028 м
Интервал перфорации - 1105-1028 м
Мощность газоносного пласта (hг) - 1052-1028=24 м
Пластовое давление (Рпл) - 1,8 Па
Диаметр НКТ (DНКТ) - 0,073 м
Внутренний диаметр НКТ (DвНКТ) - 0,065 м
Глубина спуска НКТ (ННКТ) - 1028 м
Диаметр ГТ (DГТ) - 0,048 м
Внутренний диаметр ГТ (DвГТ) - 0,042 м
Проницаемость (k) - 500⋅10-15 м2
Пористость (m) - 0,15
Структурная вязкость блокирующей жидкости (μ) - 0,0536 Па⋅с
Остаточная водонасыщенность пласта-коллектора (Sв.ост) - 0,2
Диаметр эксплуатационной колонны (Dэ) - 0,168 м
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны (Dвэ) - 0,132 м
Радиус скважины (Rскв) - 0,066 м
1) Готовят необходимый объем жидкости глушения и продавочной жидкости по методике, приведенной в примере 1.
2) Готовят необходимое количество блокирующей жидкости по методике, приведенной в примере 2 (или в примере 3 в случае использования блокирующей жидкости, содержащей органо-минеральный наполнитель «ОМ-2С»).
3) После обвязки устьевого оборудования колтюбинговой установки к устью скважины, проводят спуск ГТ до верхнего интервала перфорации и при закрытом затрубном пространстве закачивают через ГТ жидкость глушения для выравнивания профиля приемистости пласта, в объеме, рассчитанном по следующей формуле:
где VВПП - объем жидкости глушения для выравнивания профиля приемистости пласта, м3;
DВЭ - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
НВИП - верхний интервал перфорации, м;
Н - глубина скважины, м;
n - коэффициент, учитывающий фильтрацию жидкости в пласт.
Для пенного состава при испытании на кернах с проницаемостью порядка 500⋅10-15 м2 коэффициент правей 1,25.
Следовательно
4) Открывают затрубное пространство и закачивают жидкость глушения в объеме для создания противодавления на пласт, рассчитанном по следующей формуле:
где VЖГЗП - объем жидкости глушения в затрубном пространстве, м3.
Следовательно
что обеспечивает создание репрессии 3,3 МПа.
Условие Р>1,5⋅Рпл соблюдено:
Одновременно продолжают закачивать жидкость глушения через ГТ.
5) Рассчитывают давление продавки блокирующей жидкости для продуктивного пласта по формуле:
При расчете учитывалось, что время закачки жидкости в пласт t составляет порядка 900 с, а глубина проникновения блокирующей жидкости, обеспечивающая минимальное ее воздействие на пласт составляет порядка 0,2 м, т.е.
Для продуктивного пласта давление закачки составляет:
6) Спускают колонну ГТ до кровли пласта и закачивают через ГТ блокирующую жидкость с давлением, рассчитанным в пункте 4, в объеме, рассчитанном по следующей формуле:
где hп - мощность пласта, м.
Для блокирующей жидкости при испытании на кернах с проницаемостью порядка 500⋅10-15 м2 коэффициент n принимает значение 1,12.
Следовательно:
7) Продавливают блокирующую жидкость в пласт продавочной жидкостью в объеме, необходимом для создания расчетного гидростатического давления на пласт в трубном пространстве, рассчитанном по следующей формуле:
где VПЖТП - объем продавочной жидкости в трубном пространстве между НКТ и ГТ, м3;
DвНКТ - внутренний диаметр НКТ, м;
DГТ - наружный диаметр ГТ, м.
Следовательно
8) Закрывают скважину на технологический отстой, с периодическим стравливанием газовой шапки из малого и большого кольцевого пространства (между НКТ и ГТ, НКТ и обсадной колонной) скважины на факельную линию.
Заявленный способ также может быть реализован при проведении работ в скважинах, продуктивный пласт которого содержит пропластки с различными проницаемостью и пористостью, что более подробно может быть описано в примере 5.
Пример 5 (промысловый).
Исходные данные:
Глубина скважины (Н) - 1081 м
Интервал продуктивного пласта - 1044-1006 м
Интервал перфорации - 1081-1006 м
Мощность газоносного пласта (hг) - 1044-1006=38 м
Пластовое давление (Рпл) - 1,5 Па
Диаметр НКТ (DНКТ) - 0,073 м
Внутренний диаметр НКТ (DвНКТ) - 0,065 м
Глубина спуска НКТ (ННКТ) - 1006 м
Диаметр гибких труб (ГТ) (DГТ) - 0,048 м
Внутренний диаметр ГТ (DвГТ) - 0,042 м
Количество пропластков - 3
Толщина 1 пропластка (hп1) - 8 м
Толщина 2 пропластка (hп2) - 10 м
Толщина 3 пропластка (hп3) - 20 м
Проницаемость 1 пропластка (k1) - 150⋅10-15 м2
Проницаемость 2 пропластка (k2) - 450⋅10-15 м2
Проницаемость 3 пропластка (k3) - 180⋅10-15 м2
Пористость 1 пропластка (m1) - 0,12
Пористость 2 пропластка (m2) - 0,15
Пористость 3 пропластка (m3) - 0,12
Структурная вязкость блокирующей жидкости (μ) - 0,0536 Па⋅с
Остаточная водонасыщенность пласта-коллектора (Sв.ост) - 0,2
Диаметр эксплуатационной колонны (Dэ) - 0,168 м
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны (Dвэ) - 0,132 м
Радиус скважины (Rскв) - 0,066 м
Готовят необходимый объем жидкости глушения и продавочной жидкости по методике, приведенной в примере 1.
2) Готовят необходимое количество блокирующей жидкости по методике, приведенной в примере 2 (или в примере 3 в случае использования блокирующей жидкости, содержащей органо-минеральный наполнитель «ОМ-2С»).
3) После обвязки устьевого оборудования колтюбинговой установки к устью скважины, проводят спуск ГТ до верхнего интервала перфорации и при закрытом затрубном пространстве закачивают через ГТ жидкость глушения для выравнивания профиля приемистости пласта, в объеме, рассчитанном по следующей формуле:
где VВПП - объем жидкости глушения для выравнивания профиля приемистости пласта, м3;
DВЭ - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
НВИП - верхний интервал перфорации, м;
Н - глубина скважины, м;
n - коэффициент, учитывающий фильтрацию жидкости в пласт.
При обработке пласта, пропластки которого имеют различные проницаемости, выбирается коэффициент n, характерный для наиболее проницаемого пропластка. Для пенного состава при испытании на кернах с проницаемостью порядка 500⋅10-15 м2 коэффициент n равен 1,25.
Следовательно
4) Открывают затрубное пространство и закачивают жидкость глушения в объеме для создания противодавления на пласт, рассчитанном по следующей формуле:
где VЖГЗП - объем жидкости глушения в затрубном пространстве, м3.
Следовательно
что обеспечивает создание репрессии 3,3 МПа.
Условие Р>1,5⋅Рпл соблюдено:
3,3 МПа > 1,5⋅1,5 МПа = 2,3 МПа.
Одновременно продолжают закачивать жидкость глушения через ГТ.
5) Рассчитывают давление закачки жидкости блокирования для каждого пропластка продуктивной толщи по формуле:
При расчете учитывалось, что время закачки жидкости в каждый пропласток t составляет порядка 900 с, а глубина проникновения блокирующей жидкости, обеспечивающая минимальное ее воздействие на пласт составляет порядка 0,20 м, т.е.
Для первого пропластка давление закачки составляет:
Для второго пропластка давление закачки составляет:
Для третьего пропластка давление закачки составляет:
6) Спускают колонну ГТ до кровли нижнего пропластка и закачивают блокирующую жидкость с давлением, рассчитанным в пункте 4 для соответствующего пропластка, в объеме, рассчитанном по следующей формуле:
где hп - мощность пропластка, м.
Для блокирующей жидкости при испытании на кернах с проницаемостью порядка 500⋅10-15 м2 и 200⋅10-15 м2 коэффициент n принимает значения соответственно 1,12 и 1,05.
Следовательно:
Аналогично производят закачку блокирующей жидкости в вышележащие пропластки.
7) Продавливают блокирующую жидкость в пласт продавочной жидкостью в объеме, необходимом для создания расчетного гидростатического давления на пласт в трубном пространстве, рассчитанном по следующей формуле:
где VПЖТП - объем продавочной жидкости в трубном пространстве между НКТ и ГТ, м3;
DвНКТ - внутренний диаметр НКТ, м;
DГТ - наружный диаметр ГТ, м.
Следовательно
8) Закрывают скважину на технологический отстой, с периодическим стравливанием газовой шапки из малого и большого кольцевого пространства (между НКТ и ГТ, НКТ и обсадной колонной) скважины на факельную линию.
Согласно вышесказанному, предлагаемая совокупность существенных признаков обеспечивает достижение указанного технического результата.
Заявляемый способ обеспечивает высокоэффективное временное блокирование пласта газовых и газоконденсатных скважин в условиях сверх АНПД и сохраняет фильтрационно-емкостные свойства газоносного пласта.
Claims (18)
1. Способ временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений, включающий последовательное закачивание в скважину, оборудованную колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), жидкости глушения, блокирующей жидкости и продавочной жидкости, отличающийся тем, что
в колонну НКТ спускают гибкую трубу и через нее закачивают обеспечивающую выравнивание профиля приемистости продуктивного пласта жидкость глушения в объеме заполнения ствола скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации, затем, продолжая закачку жидкости глушения через гибкую трубу, открывают затрубное пространство и закачивают в него жидкость глушения в объеме для создания противодавления на продуктивный пласт при выполнении условия полуторакратного превышения гидростатического давления над пластовым, после чего опускают гибкую трубу до кровли продуктивного пласта, закрывают затрубное пространство и через гибкую трубу закачивают блокирующую жидкость в продуктивный пласт с давлением, рассчитываемым по формуле:
где Р - давление закачки блокирующей жидкости, Па;
Рпл - пластовое давление, Па;
m - пористость пласта;
μ - пластическая вязкость блокирующей жидкости, Па⋅с;
Sв.ост - остаточная водонасыщенность пласта;
k - проницаемость пласта, м2;
t - время закачки блокирующей жидкости, с;
r - радиус проникновения блокирующей жидкости в пласт, м;
Rскв - радиус ствола скважины, м,
затем продавливают блокирующую жидкость в пласт продавочной жидкостью, при этом в качестве жидкости глушения и продавочной жидкости используют трехфазную пену, приготовленную на основе пенообразующей жидкости следующего состава, мас. %:
а в качестве блокирующей жидкости используют композицию следующего состава, мас. %:
при массовом соотношении биополимер Гаммаксан : ЛСТП : ФХЛС-М, равном 1:1,5:0,5.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что блокирующая жидкость дополнительно содержит органо-минеральный наполнитель «ОМ-2С» в количестве 5-10% от массы последней.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2788935C1 true RU2788935C1 (ru) | 2023-01-25 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116696279A (zh) * | 2023-08-07 | 2023-09-05 | 新疆斐德莱布能源科技有限公司 | 一种长直井段储气库的暂堵作业方法 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1521093A (en) * | 1975-08-26 | 1978-08-09 | Shell Int Research | Process for plugging an earth formation and an emulsion therefor |
| US4524002A (en) * | 1983-02-23 | 1985-06-18 | Gaf Corporation | Foaming agent |
| RU2217464C1 (ru) * | 2002-07-29 | 2003-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Азимут" | Способ блокирования продуктивного пласта |
| RU2266394C1 (ru) * | 2004-06-07 | 2005-12-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Пенообразующий состав для глушения скважин |
| RU2348799C1 (ru) * | 2007-07-23 | 2009-03-10 | Восточно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья ФГУНПГП "Иркутскгеофизика" | Способ глушения продуктивного пласта газовой скважины |
| RU2409737C1 (ru) * | 2010-03-11 | 2011-01-20 | Михаил Евгеньевич Ламосов | Способ глушения скважины |
| RU2431736C1 (ru) * | 2010-04-13 | 2011-10-20 | Сергей Александрович Ерилин | Способ глушения скважин |
| RU2616632C1 (ru) * | 2016-01-11 | 2017-04-18 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ глушения нефтяной скважины с высоким газовым фактором в условиях наличия многолетнемерзлых пород |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1521093A (en) * | 1975-08-26 | 1978-08-09 | Shell Int Research | Process for plugging an earth formation and an emulsion therefor |
| US4524002A (en) * | 1983-02-23 | 1985-06-18 | Gaf Corporation | Foaming agent |
| RU2217464C1 (ru) * | 2002-07-29 | 2003-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Азимут" | Способ блокирования продуктивного пласта |
| RU2266394C1 (ru) * | 2004-06-07 | 2005-12-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Пенообразующий состав для глушения скважин |
| RU2348799C1 (ru) * | 2007-07-23 | 2009-03-10 | Восточно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья ФГУНПГП "Иркутскгеофизика" | Способ глушения продуктивного пласта газовой скважины |
| RU2409737C1 (ru) * | 2010-03-11 | 2011-01-20 | Михаил Евгеньевич Ламосов | Способ глушения скважины |
| RU2431736C1 (ru) * | 2010-04-13 | 2011-10-20 | Сергей Александрович Ерилин | Способ глушения скважин |
| RU2616632C1 (ru) * | 2016-01-11 | 2017-04-18 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Способ глушения нефтяной скважины с высоким газовым фактором в условиях наличия многолетнемерзлых пород |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116696279A (zh) * | 2023-08-07 | 2023-09-05 | 新疆斐德莱布能源科技有限公司 | 一种长直井段储气库的暂堵作业方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10214680B2 (en) | Stability improvement of CO2 foam for enhanced oil recovery applications using polyelectrolytes and polyelectrolyte complex nanoparticles | |
| CA2094088C (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| US3741308A (en) | Method of consolidating sand formations | |
| US20130000900A1 (en) | Down-hole placement of water-swellable polymers | |
| CN113646381B (zh) | 用于水力压裂的反相乳液 | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| CN1062949A (zh) | 选择性降低地下水渗透性的方法 | |
| US2053285A (en) | Method of facilitating production of wells | |
| CN110945208B (zh) | 提高地层采油率的方法 | |
| RU2357997C1 (ru) | Блокирующая жидкость "жг-иэр-т" | |
| WO2017086919A1 (en) | Ethoxylated amines for use in subterranean formations | |
| Ketova et al. | Testing of preformed particles polymer gel technology on core filtration models to limit water inflows | |
| RU2391378C1 (ru) | Тампонажный состав для селективного ограничения водопритоков в добывающих скважинах | |
| RU2788935C1 (ru) | Способ временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений | |
| Hao et al. | Using starch graft copolymer gel to assist the CO 2 huff-n-puff process for enhanced oil recovery in a water channeling reservoir | |
| RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
| RU2456444C2 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| RU2142557C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| US20130306320A1 (en) | Composition and method for treating carbonate reservoirs | |
| RU2232262C2 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
| JP7404549B2 (ja) | 坑井の坑底に侵入する層状水を防ぐ方法 | |
| RU2088752C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2648135C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2291183C2 (ru) | Состав, способ приготовления и применения гидрофобных эмульсий в комбинированной технологии глушения и освоения скважин |