Способ глушения скважины

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к глушению скважин при капитальном ремонте скважин. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа глушения в результате применения жидкости с высокой кольматирующей и коркообразующей способностью, а также улучшение технологичности и упрощение процесса ее приготовления. В способе глушения скважины, включающем закачку в скважину последовательно буферной, блокирующей и задавочной жидкости, 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 4,9-13,0, 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. 2 з. п. ф-лы.

 

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к глушению скважин при капитальном ремонте.

Известен способ глушения скважины, заключающийся в том, что перед глушением скважины в нее последовательно закачивают буферную жидкость и блокирующий состав, представляющий собой меловую суспензию, содержащую мел, флотореагент и воду (а.с. СССР №1828912, кл. Е 21 В 33/138, 1993 г.).

Недостатком данного способа является низкая эффективность последующего освоения скважин из-за нестабильности блокирующего состава и гидрофилизации призабойной зоны пласта и, как следствие, ухудшение фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны пласта.

Наиболее близким аналогом предлагаемого способа является способ глушения скважины, заключающийся в том, что в скважину последовательно закачивают буферную, блокирующую и задавочные жидкости и в качестве блокирующей жидкости используют не менее двух составов, образующих в процессе смешения вязкую структуру: состав №1, мас.%: сополимер стирола с малеиновым ангидридом, обработанный гидроксидом натрия - 15-20, вода - остальное; и состав №2, мас.%: уксусная кислота - 4-5, вода - остальное. Причем составы готовят отдельно и закачивают в скважину последовательно (патент РФ №2144608, кл. Е 21 В 33/138, 1999 г.).

Недостатком данного способа является применение многокомпонентности, когда для структурообразования блокирующей жидкости необходимо не менее двух составов. Кроме того, применение жидкости на водной основе также приводит к гидрофилизации пласта, что ведет к снижению его фазовой проницаемости по нефти.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа глушения в результате применения жидкости с высокой кольматирующей и коркообразующей способностью, а также улучшение технологичности и упрощение процесса ее приготовления.

Поставленная задача решается тем, что способ глушения скважин включает закачку в нее буферной, блокирующей и задавочной жидкостей. Новым является то, что блокирующая жидкость содержит углеводородную основу, ациклическую кислоту, каустическую соду, минеральный наполнитель при следующем соотношении компонентов, об.%:

Углеводородная основа 41,0-72,0

Ациклическая кислота 6,1-14,4

Каустическая сода 4,9-13,0

Минеральный наполнитель остальное.

В качестве углеводородной основы можно использовать нефть или продукты переработки нефти, а в качестве минерального наполнителя - карбонат кальция с диаметром частиц не менее 2 мкм.

Предлагаемый способ эффективен при глушении скважин с аномально низкими пластовыми давлениями с решением главной задачи по сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта. Используемые ациклические кислоты при взаимодействии с каустической содой образуют олигомер с цепочкой ациклических мономеров (с n от 30 и выше), пространственная конфигурация которых создает прочную структурную сетку. Внесение минерального наполнителя усиливает образование коагуляционных структур, что повышает кольматирующие и коркообразующие свойства. Желеобразная структура раствора при поступлении в пласт формирует мгновенную фильтрационную корку и мембрану, что сводит к минимуму проникновение в пласт твердых частиц.

При осуществлении способа с помощью цементировочного или другого агрегата на поверхности приготавливают блокирующую жидкость на углеводородной основе. Для этого бункер агрегата заполняют углеводородной жидкостью в определенном объеме. В эту жидкость вводится расчетное количество ациклической кислоты и смесь перемешивается. Затем в полученную смесь вводится заданный объем каустической соды 30%-ной концентрации. Для повышения структурной вязкости, плотности вводится расчетное количество минерального наполнителя.

В процессе проведения ремонтных работ в скважину закачивают последовательно расчетное количество буферной жидкости, затем заданное количество блокирующей жидкости и продавливают в интервал продуктивного пласта задавочным солевым раствором. Поступающая в скважину блокирующая жидкость формирует в процессе фильтрации неглубокую зону кольматации и тонкую прочную фильтрационную корочку. После этого проводят необходимые ремонтные работы.

Пример осуществления способа.

1. Конструкция и техническое состояние скважины №855.

1.1. Э/колонна ⊘ 168 мм - 1218 м.

1.2. Интервалы перфорации 1130-1150, 1168-1194.

1.3. HKT d 114 мм спущена на глубину 1157,6 м.

1.4. Пластовое давление - 39 атм.

1.5. Статическое устьевое давление - 36 атм.

2. Завезли на скважину ациклическую кислоту, например, отходы производства нефтяных кислот, газовый конденсат, каустическую соду, карбонат кальция. Набрали в емкость 5 м³ (71,0%) газового конденсата. При постоянном перемешивании ввели в конденсат 0,52 м³ (7,4%) ациклической кислоты, перемешали в течение 30 минут. Приготовили 0,41 м³ 30%-ного (5,8%) раствора каустической соды - ввели в раствор конденсата с ациклической кислотой и перемешали. В раствор на циркуляцию ввели 2,9 тонны (15,8%) карбоната кальция и перемешали до получения однородной массы. Смонтировали задавочную линию, обвязали с фонтанной арматурой, спрессовали обвязку на 65 атм, фонтанную арматуру - на 50 атм. Глушение скважины производилось последовательно с закачкой в НКТ - 114 мм при закрытой затрубной задвижке 12,5 м³ буферной жидкости - раствора хлористого кальция с удельным весом 1,02 г/см³, затем 6,5 м³ блокирующей жидкости с продавкой в пласт задавочной жидкостью - раствором хлористого кальция с удельным весом 1,02 г/см³ в объеме 2,5 м³ и 6,1 м³ раствора ИМД (инвертно-мицеллярная дисперсия). Затрубную задвижку открыли и закачали в НКТ 8,7 м³ раствора ИМД с удельным весом 1,02 г/см³ до выхода раствора из затрубного пространства, при этом стравили газ. Жидкость была закачана в интервалы перфорации и продавлена в пласт с целью глушения и блокирования продуктивного пласта. Скважину закрыли для определения статического уровня. Через 42 часа определили статический уровень Н_ст=90 м, избыточное давление на устье составило: Р_тр=0 атм; Р_затр=0 атм. Количество поглощенной жидкости составило 2 м³. При освоении скважина вышла на рабочий режим в течение суток.

Полученные показатели характеризуют эффективность заявленного способа, выражающуюся в том, что он обеспечивает качественное блокирование поглощающих пластов (количество поглощенной жидкости составило всего 2 м³ против 20-50 м³ в известных способах), низкую мгновенную фильтрацию, недефицитность исходных компонентов, простоту технологии приготовления блокирующей жидкости, а фильтрат, будучи нефтью или ее производным, не вызывает образование водяного барьера и не ухудшает свойств чувствительных к воде пластов.

Проведение ремонтных работ по глушению скважин с применением предлагаемого способа блокировки позволяет сохранить коллекторские свойства пласта и многократно уменьшить сроки освоения скважин.

1. Способ глушения скважины, включающий закачку в скважину последовательно буферной, блокирующей и задавочной жидкости, отличающийся тем, что 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 4,9-13,0

Минеральный наполнитель Остальное

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что углеводородная основа блокирующей жидкости представляет собой нефть или продукты переработки нефти.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в качестве минерального наполнителя блокирующая жидкость содержит карбонат кальция с диаметром частиц не менее 2 мкм.