Способ блокирования поглощающих пластов

 

Использование: нефтяная и газовая промышленность. Сущность изобретения: закачивают в качестве 1 реагента бентонитомеловый раствор состава, мас.%: бентонитовый глинопорошок 20,0-25.0: мел молотый 7,0-8,0; сульфанол 0,10-0,15; кэрбоксиметилцеллюло.эа 1,0-1,5; вода остальное , который готовят путем механического перемешивания, а в качестве 2 реагента - ингибированную соляную кислоту в количестве 10-20% от обьема первого реагента. В качестве ингибированной соля ной кислоты используют раствор, содержащий (мас.%) соляную кислоту 23-24, ингибитор КИ-1 1,0-1,5, воду остальное. Ингибитор КИ-1 представляет собой смесь 25% катапина Б-300-алкилполибензилпиридинийхлорид, 25% уротропина, воды остальное . После доставки в поглощающий пласт двух реагентов их перемешивают и оставляют скважину на отстой на 4-6 ч. 1 табл.. 1 з. п. ф-лы. ел с

м "- @ 3

СОГОЭ СОВЕтских

i...ОЦИАЛИГТИЧЕСКИХ

РГ СПУБЛИК

50„„1802084 А1 (51)5 Е 21 В 33/138

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР)

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ !"„";-::: -:::::,,„

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (54) СПОСОБ БЛОКИРОВАНИЯ ПОГЛОЩАЮЩИХ ПЛАСТОВ (57) Использование: нефтяная и газовая и ромы шлен ность. Сущность изоб ретения: закачивают в качестве 1 реагента бентониляют скважину на отстой на 4 — 6 ч, l табл..

1 з. п. ф-л ы. (21) 4890276/03 . (22) 23.10,90 (46) t5.03.93. Бюл, N.. 10 (71) Украинский научно-исследовательский институт природных газов (72) В.(D, Троцкий, С.Г, Банчужный, И.Г. Зезекало и В.И. Тищенко (56) Данюшевский В. С, и др. Справочное руководство по тампонажным материалам, М;, Недра, 1987, с. 193.

Блажевич В. А. и др, Методы изоляции пластов при бурении и эксплуатации скважин. ВНИИОНТ, 1972, с. 55, Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам и составам для блокирования поглощающих пластов перед установкой разделительных цементных мостов при капитальном ремонте скважин.

Целью предлагаемого изобретения является повышение качества блокирования поглощающих пластов путем создания высоковязкого нефильтрующегося состава в скважине из легкопрокачиваемых исходных составов. Поставленная цель достигается тем, что в известном способе, включающем раздельную закачку в, скважину реагентов с последующим их перемешиванием в интервал залегания поглощающих пластов пооЧередно закачиваются два типа составов, имеющих низкие реологические показатели и хорошую и рокачиваемость, томеловый раствор состава, мас.%: бентонитовый глинопорошок 20,0 — 25.0: мел молотый 7,0-8,0: сульфанол 0,10-0,15; карбоксиметилцеллюлоэа 1,0-1,5; вода остальное, который готовят путем механического перемешивания, а в качестве 2 реагента — ингибированную соляную кислоту в количестве 10 — 20% от обьема первого реагента. В качестве ингибированной соляной кислоты используют раствор, содержащий (мас.%) соляную кислоту 23-24, ингибитор КИ-1 1,0-1,5, воду остальное. Ингибитор КИ-1 представляет собой смесь

25% катапина Б-300-алкилполибензилпиридинийхлорид, 25% уротропина, воды остальное. После доставки в поглощающий пласт двух реагентов их перемешивают и оставбентонитово-меловой, а затем солянокислотный ингибированный ингибитором КИ-1, причем объем второго составляет 10-20% от первого, а образование нефильтрующегося высоковязкого газированного тампона происходит в процессе перемешивания и химического реагирования этих составов, повышая качество блокирования поглощающего интервала.

Исходные растворы, из которых образуется высоковязкий нефильтрующийся состав, включают следующие компоненты.

Первый состав, мас.%: бентонитовый глинопорошок 20-25 мел молотый 7--8 сульфанол О, 1- О,1 5

КМЦ 1.0- 1,5 вода ocTBëüH0c.

1802084

55

Второй состав, мас.%: соляная кислота 12% концентрации 23-24 ингибитор КИ-1 1,0-1,5 вода остальное

Второй состав берется 10-20% от объема первого.

В случае необходимости разрушения высоковязкого газированного геля в незацементированной части интервала продуктивного пласта, в призабойную зону закачивается дополнительное количество солянокислотного раствора в объеме равном разрушаемому объему геля, как при известной технологии солянокислотной обработки пластов.

Сопоставимый анализ предлагаемого технического решения с прототипом показывает, что заявленный способ отличается от прототипа раздельной закачкой двух реагентов, когда гель образуется в результате химического взаимодействия.

Таким образом, предлагаемый способ соответствует критерию "новизна". Предлагаемый способ блокирования призабойной зоны легко осуществим и имеет высокую надежность. Осуществление способа производится следующим образом, Приготавливают расчетный объем бентонитово-мелового раствора плотностью

1230 — 1270 кг/м и закачивают его в скважиз ну, затем закачивают раствор соляной кислоты 12% концентрации ингибировэнный ингибитором КИ-1 в соотношении 1-1,5 мас,%.

Ингибитор КИ-1 представляет собой смесь 25% катапина Б-300-алкилполибензилпиридинийхлорид (СпН2п+1 СбН4СН2(СбН4СН )п Ру)С1, где п=6 — 8; гп=-1 — 4; 25% уротропина; остальное вода, (Б, Г, Логинов и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Недра, M., 1966, с. 44, 73-74). Объем закачиваемого раствора соляной кислоты с добавкой ингибитора КИ-1 составляет 1020% от объема бентонитово-мелового раствора. Во время продавки этих растворов в интервал поглощающих пластов происходит их перемешивание и реагирование с выделением углекислого газа, образованием хлористого кальция, В .результате реакции получается высоковязкий газированный гель, После доставки исходных компонентов в расчетный интервал, приподнимают насосно-компрессорные трубы выше поглощающего пласта.

Отмывают излишний объем блокирующего состава и оставляют скважину на отстой

4-6 ч. 3а зто время успевает полностью пройти реакция между мелом и соляной кислотой и смесь обоих составов превращается в вязкий нефильтрующийся газированный гель, который трудно продавить в пласт. Над образовавшимся вязкоупругим тампоном устанавливают разделительный цементный мост. После твердения моста проводят капитальный ремонт скважины. Использование предложенного способа и составов для блокирования поглощающих пластов исключает загрязнение пластов в процессе капитального ремонта скважин. При необходимости разрушения высоковязкого геля в призабойную зону закачивают дополнительное количество раствора соляной кислоты в объеме разрушаемого геля. В результате реакции образуется углекислый газ, вода и хорошо растворимый в воде хлорид кальция. Скважины легко осваиваются . без потери дебитов.

Ниже приводятся конкретные примеры осуществления способа получения геля в граничных содержаниях компонентов, Наличие избыточного количества мела в бентонитово-меловом растворе позволяет разрушать гель путем солянокислотной обработки. При выдержке в лабораторных условиях гелеобразных растворов в термостатированной водяной бане при температуре 80 С в течение 3-х ч структура растворов не изменялась.

Осуществление способа блокирования поглощающих пластов в промысловых условиях.

Бентонитово-меловой раствор приготавливают в глиномешалке или на фрезерно-струйной мельнице путем перемешивания с водой. После приготовления расчетного объема бентонитово-мелового раствора (0,2-0,3 м на 1 м вскрытого интервала) э подуровень вводится раствор ПАВ. Раствор соляной кислоты приготавливают в емкости агрегата Аэинмаш — 30, Предлагаемый способ поясняется схемами на фиг, 1 и 2, где: 1 — насосно-компрессорные трубы; 2 — задвижка фонтанной арматуры; 3 — задвижка нэ трубной головке фонтанной арматуры; 4 — жидкость для глушения скважины; 5 — бентонитово-меловой раствор; 6 — разделительная жидкость; 7— солянокислотный раствор для образования геля; 8 — продавочный раствор (жидкость для глушения скважин); 9 — газированный гель; 10 — разрушенный гель; 11 — фильтровая часть скважины; 12 — цементный мост;

13 — солянокислотный раствор для разрушения геля.

В заглушенную жидкостью скважину через задвижку 2 и насосно-компрессорные трубы 1, при закрытой задвижке 3, насосным агрегатом закачивают расчетный объем

1802084 бентонитово-мелового раствора 5, затем разделительный объем воды 6, 100 — 150 л и расчетный объем 12 соляной кислоты 7, Доставляются растворы в призабойную зону пласта продавочным обьемом воды 8.

При достижении бентонитово-мелового раствора фильтровой части скважины 11 продолжают продавку растворов в пласт, где они смешивались, образуя гель. Последующее резкое возрастание давления при продавке растворов будет свидетельство- вать о блокировании призабойной зоны пласта образовавшимся газированным, высоковязким гелем 9, При резком нарастании давления продавки растворов задвижка 3 должна быть открыта. Установка цементного моста 12 в скважине должна быть осуществлена после промывки ствола скважины.

Для получения притока газа или нефти из неэацементированной части пласта необходимо разрушить гель закачкой соляной кислоты 13. Получив разрушенный гель 10, осуществляют освоение скважины, Преимущества предлагаемого способа блокирования поглощающих пластов по сравнению с известными следующие: повышения качества блокирования призабойных зон поглощающих пластов; снижение стоимости ремонтных работ за счет удешевления исходных компонентов, применяемых при блокировании;

Состав

Параметры, плотность р— кг/м, условная вязкость

Т,с. СНС вЂ” Па

Водоотдача (В) см /30 мин

Толщина ко ки и, мм

Примечание р = 1100

Т вЂ” не течет

СНС - о = 39,4 — 31,6

В =42 п =21

Маловязкий газированный гель

p= 1230

Т вЂ” не течет

CH C i-1î = 50,6 — 44,2

В =39,5 и =22

Высоковяэкий газированный гель

С малым содержанием ПАВ и КМЦ

Соотношение компонентов, мас. /

Бентонитовый глинопорошок — 10

Мел молотый — 5

ПАВ (сульфанол) — 0,05

КМ Ц вЂ” 0.5

Вода — остальное

Н C I ин гиби р, — 10 от объема pear. I (катапин 1.0)

Бентонитовый глинопорошок — 20

Меп молотый — 7

ПА — 0,1

КМЦ вЂ” 1,0

Вода — остальное

HCI ингибир. (от V pear. I )—

10 катапин 1,0 снижение трудоемкости работ по блокированию; повышение культуры производства; сокращение сроков ремонта и освоение

5 скважины.

Формула изобретения

1. Способ блокирования поглощающих пластов, включающий раздельную закачку в

10 пласт двух реагентов с последующим их перемешиванием, отличающийся тем, что, с целью повышения качества блокирования, в качестве первого реагента используют рвствор, содержащий, мас, :

15 Бентонитовый глинопорошок 20-25; мел молотый 7 — 8; сульфанол 0,10-0,15; карбоксиметилцел20 люлоза 1,0 — 1,5; вода остальное. а в качестве второго-ингибированную соляную кислоту, причем второй реагент эакачивают в количестве 10 — 20% от объема

25 первого реагента.

2, Способ по п. 1, отл и ч а ю щи и с я тем, что в качестве инибированной соляной кислоты используют раствор, содержащий, мас;%:

30 соляная кислота 23-24; ингибитор КИ-1 1,0-1,5; вода остальное.

1802084

Продолжение таблицы

Параметры, плотностьркг/м, условная вязкость з

Т.с. СНС-Па

ВодооЧдача (В) см /30 мин

Толщина корки и, мм

Соотношение компонентоы мас. ф, Состав

Примечание

Высоковязкий газированный гель

Бентонитовый глинопорошок — 21

Мел молотый — 7

ПА — 0.15

КМЦ вЂ” 1,5

Вода — остальное

HCI ингибир. (от Чреаг, 1) — .

10 (катапин 1.0)

Бентонитовый глинопорошок — 21

Мел молотый — 8

ПАВ- 0,1

КМЦ вЂ” 1,5

Вода — остальное

HCi ингибир. (от V pear. I )—

15 (катапин 1,0)

Бентонитовый глинопорошок — 25

Мел молотый — Я ПА — 0,1

КМЦ вЂ” 1,0

Вода — остальное

HCI ингибир. (от V pear, I )—

20 (катапин 1,0)

Бентонитовый глинопорошок — 25

Мел молотый -- 8

ПА — 0,15

КМЦ вЂ” 1.5

Вода — остальное

НС! ингибир. (от V pear, I )—

20 (катапин 1,0

/7- 1240

Т вЂ” не течет

СНС1-1о =- 62,2-56,6

В =38 и =-24

Высоковязкий газированный гель с малым содержанием

ПАВ и КМЦ р- 1255

Т вЂ” не течет

СНС1-1о -- 73,8-69,3

 — -36

n --- 26,5

Высоковяэкий газированный гель с малым содержанием

ПАВ и КМЦ

p= 1270

Т вЂ” не течет

СНС1-1о = 91,4 — 88,1

В =34 и =29 р =- 1290

Т вЂ” не течет

СНС1-1о = 109,6 — 107,3

В =30

n = 32

Высоковязкий газированный гель

Составитель В. Троцкий

Техред М.Моргентал Корректор О. Кравцова

Редактор

Производственно-издательский комбинат "Патент". г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Заказ 835 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5