СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН Российский патент 1995 года по МПК E21B43/12 C09K7/06 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к глушению скважин при проведении подземных и капитальных ремонтов.

Известен способ глушения скважин, заключающийся в закачке в призабойную зону перед глушением скважины водным раствором неорганических солей блокирующей жидкости мицеллярного раствора (авт. св. N 874975). Недостатком известного способа является сравнительно низкая эффективность последующего освоения скважин, так как мицеллярный раствор, применяемый в качестве блокирующей жидкости, обладает высокой чувствительностью к агрессии минерализованных пластовых вод. При попадании более 1% минерализованной воды в мицеллярный раствор последний разрушается, отделяя при этом содержащуюся в его составе воду. В результате выделения водной фазы продуктивный пласт блокируется, снижается фазовая проницаемость пласта по нефти, что приводит к снижению продуктивности и, следовательно, к увеличению сроков освоения скважины и связанных с этим материальных затрат.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу является способ глушения скважин, заключающийся в том, что перед закачкой жидкости для глушения блокирующую жидкость задавливают в пласт нефтью с последующей заменой нефти жидкостью для глушения, а в качестве блокирующей жидкости используют смесь углеводородной жидкости с эмульгатором обратной эмульсии [1] Недостатком известного способа является низкая эффективность глушения, так как блокирующая углеводородная жидкость с эмульгатором в процессе продавки в пласт смешивается с пластовой нефтью, в результате чего концентрация эмульгатора в блокирующей углеводородной жидкости снижается и снижение межфазного поверхностного натяжения до требуемых значений не достигается. Связывание пластовой воды блокирующей жидкостью в порах пласта во всем объеме блокирующей жидкости не происходит, образование обратной эмульсии будет происходить лишь по фронту закачиваемой в пласт углеводородной жидкости. Поступающий из пласта газ (газовый фактор) в пластовых условиях растворяется в закачиваемой углеводородной жидкости и изменяет ее состав и свойства.

Целью изобретения является повышение эффективности глушения и освоения скважин.

Достигается тем, что при способе глушения скважин, включающем последовательную закачку в призабойную зону блокирующей жидкости и жидкости для глушения, перед закачкой блокирующей жидкости и жидкости для глушения в пласт задавливают буферную жидкость.

В качестве буферной жидкости используют водный раствор анионогенного или неионогенного ПАВ или водоуглеводородную утяжеленную эмульсию, содержащую ПАВ.

В качестве анионогенного ПАВ используют соли алкилбензолсульфонатов, например, сульфанол, в качестве неионогенного ПАВ-оксиэтилированные алкилфенолы, например неонол, в качестве водоуглеводородной эмульсии продукт нефтепереработки "Дисин".

В качестве блокирующей жидкости используют гидрофобноэмульсионный раствор (ГЭР), содержащий нефть, солевой раствор, эмульгатор и стабилизатор.

В качестве жидкости для глушения используют подтоварную минерализованную воду или солевой раствор.

Способ осуществляют следующим образом. При проведении подземно-ремонтных операций перед глушением скважины в интервал перфорации закачивают 5-10 м³ буферной жидкости, представляющая собой водный раствор анионогенного ПАВ на основе алкилбензолсульфоната натрия, например раствор сульфанола или раствор неионогенного ПАВ на основе оксиэтилированных алкилфенолов, например неонол или водоуглеводородную утяжеленную эмульсию, содержащую ПАВ продукт нефтепереработки "Дисин". Затем закачивают 10-20 м³ блокирующей жидкости, в качестве которой используется гидрофобно-эмульсионный раствор и задавливают их в пласт подтоварной минерализованной водой или солевым раствором, после чего проводят необходимые ремонтные работы.

Сущность изобретения заключается в следующем.

Как показывает практика, наибольшую трудность глушения представляют те скважины, которые эксплуатируют совмещенные пласты (два или три пласта), причем пласты различаются по своей проницаемости. При глушении таких скважин задавочными жидкостями на водной основе высокопроницаемая зона пласта поглощает жидкость, а низкопроницаемая продолжает отдавать нефть и газ, в результате этого скважина не глушится, приходится увеличивать плотность и расход задавочной жидкости, но нередко и это не приводит к желаемому результату.

Предлагаемый способ предусматривает закачку вначале буферного раствора, представляющего собой водный раствор анионогенного или неионогенного ПАВ или водоуглеводородную эмульсию, содержащую ПАВ. Так как данный раствор обладает низким поверхностным натяжением, он проникает как в высоко-, так и в низкопроницаемые пропластки, в порах пласта при контакте с нефтью буферный раствор образует микроэмульсии с повышенной вязкостью, тем самым блокируя их. Кроме того, буферный раствор выполняет роль диспергатора газа, это связано с тем, что крупные газовые пузырьки проходят через слой буферного раствора с низким поверхностным натяжением, диспергируются на множество мелких пузырьков, вплоть до образования пены. Подъемная сила мелких газовых пузырьков значительно ниже, чем крупных, что облегчает глушение скважины с высоким газовым фактором.

Вслед за буферным раствором закачивают блокирующую жидкость, в качестве которого используется гидрофобно-эмульсионный раствор (ГЭР), состоящий из нефти, солевого раствора, эмульгатора и стабилизатора. Блокирующая жидкость при задавке в пласт проникает в высокопроницаемые пропластки и, благодаря высокой вязкости и структурно-механическим свойствам, блокирует их.

Проникновение и поглощение высокопроницаемыми пропластками жидкости глушения, в качестве которого используется подтоварная вода, не происходит. Кроме того, ГЭР, проходя по порам пласта, гидрофобизирует их, повышая тем самым фазовую проницаемость по нефти. При пуске скважины в эксплуатацию пластовая нефть смешивается с внешней нефтяной фазой ГЭР, разрушая его, и ГЭР легко выносится из пор пласта. Вместе с буферным раствором, содержащим ПАВ, из пор пласта удаляются мелкодисперсные твердые глинистые частицы, загрязняющие призабойную зону пласта, в результате чего фильтрационные свойства пласта восстанавливаются или улучшаются, приток нефти в скважину облегчается.

При пуске скважины в эксплуатацию после проведения ремонтных работ скважина сразу выходит на устойчивый режим без использования компрессора для освоения скважины.

Ниже приведены конкретные примеры осуществления способа.

П р и м е р 1. Способ глушения осуществляют на скважине 32533 Самотлорского месторождения при проведении подземного ремонта скважины. Скважина эксплуатирует совмещенные пласты АВ_1-3. Интервалы перфораций 1706-1711, 1719-1730, 1737-1738 и 1752,5-1754,5 м. Перфорированная мощность пластов 19 м. Давление пластовое 190 атм, газовый фактор 88 м³/м³, дебит по жидкости 300 м³/сут, обводненность 70% Вследствие поглощения пласта и высокого газового фактора скважина не глушилась солевым раствором плотностью 1,18 г/см³ в объеме 80 м³.

Согласно предлагаемому способу, в интервал перфорации через НКТ закачивают буферную жидкость в объеме 10 м³, содержащий водный раствор анионогенного ПАВ сульфанола, и продавливают ее в пласт 10 м³ ГЭР, содержащего нефть, солевой раствор, эмульгатор и стабилизатор. Затем закачивают солевой раствор плотностью 1,18 г/см в объеме в 2 раза меньше расчетного (20 м³) и продавливают ГЭР с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 при давлении 80 атм и производят ремонт подземного оборудования. После окончания ремонта включают насос и вводят скважину в эксплуатацию. Скважина выходит сразу на устойчивый режим работы с первоначальным дебитом 300 м³/сут.

П р и м е р 2. Способ осуществляют на скважине 3453 Самотлорского месторождения при проведении подземного ремонта. Скважина эксплуатирует совмещенные пласты АВ ₃¹ и АВ_2-3. Интервал перфорации 1853-1857,5; 1861,5-1863,5; 1865-1874 м. Перфорированная мощность пластов 15,5 м, пластовое давление 162 атм, дебит по жидкости 786 м³/сут, обводненность 87% Глушение скважины при предыдущем ремонте осуществляли 40 м³ солевого раствора плотностью 1,10 г/cм³, приток жидкости наблюдался через 3 сут.

Согласно предлагаемому способу, в интервал перфорации через НКТ закачивают буферную жидкость в объеме 10 м³, содержащий раствор неионогенного ПАВ неонола АФ_9-12, и продавливают ее в пласт 20 м³ ГЭР такого же состава, что и в примере 1. Затем закачивают солевой раствор (1,18 г/см³) в объеме 20 м³ и продавливают ГЭР с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 при давлении 80 атм и производят ремонт подземного оборудования.

После окончания ремонта включают насос и вводят скважину в эксплуатацию. Скважина выходит сразу на устойчивый режим работы с дебитом 792 м³/сут.

П р и м е р 3. Способ осуществляют на скважине 3402 Самотлорского месторождения при проведении подземного ремонта. Скважина эксплуатирует пласт АВ_1-3³, интервал перфорации 1756-1767,5 м, перфорированная мощность пласта 11,5 м. Пластовое давление 173 атм, газовый фактор 80 м³/м³, дебит по жидкости 130 м³/сут, обводненность 65% При предыдущем глушении солевым раствором приток жидкости наблюдался через 5 сут.

Согласно предлагаемому способу, в интервал перфорации через НКТ закачивают буферную жидкость в объеме 10 м³, содержащую водоуглеводородную утяжеленную эмульсию "Дисин", и продавливают ее в пласт 20 м³ ГЭР такого же состава, что и в примере 1. Затем закачивают подтоварную минерализованную воду и продавливают ГЭР с помощью агрегата ЦА-320 при давлении 80 атм и производят ремонт подземного оборудования. После окончания ремонта включают насос и вводят скважину в эксплуатацию. Скважина сразу выходит на устойчивый режим работы с первоначальным дебитом 130 м³/сут.

Предлагаемый способ глушения был использован на 76-ти скважинах ПО "Нижневартовскнефтегаз".

Характеристики некоторых скважин и результаты обработок приведены в таблице.

Таким образом, предлагаемый способ глушения скважины позволяет повысить эффективность глушения и освоения скважины, а также вывод ее на устойчивый режим работы, исключает попадание в продуктивный пласт солевых растворов, отрицательно влияющих на коллекторские свойства пласта, позволяет снизить расход соли на 50% или полностью заменить солевой раствор на подтоварную минерализованную воду.

Дополнительная добыча нефти составляет 400-500 т на одну ремонтную скважино-операцию при среднем дебите скважины 66 т/сут за счет сокращения времени освоения, выхода скважины на режим и исключения повторных операций по глушению скважин.

Способ может быть использован при глушении скважин при проведении подземных и капитальных ремонтов в нефтедобывающей промышленности. Повышение эффективности глушения и освоения скважин достигается путем последовательной закачки в призабойную зону буферной жидкости с последующей ее прибавкой, блокирующей жидкости и жидкости для глушения. Причем в качестве буферной жидкости используют водный раствор анионногенного ПАВ на основе алкилбензолсульфонатов сульфонолы и водный раствор неионогенного ПАВ оксиэтилированные алкилфенолы неонолы, а в качестве водоуглеводородной эмульсии продукт нефтепереработки "дисин". Блокирующая жидкость содержит нефть мас. 10-20,эмульгатор 2-5стабилизатор 0,05-0,1 и солевой раствор остальное. 1 з. п. ф-лы,табл.

1. СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН, включающий последовательную закачку в призабойную зону блокирующий жидкости и жидкости для глушения, отличающийся тем, что перед закачкой блокирующей жидкости и жидкости для глушения в пласт предварительно задавливают буферную жидкость в объеме 5-10 м³, а в качестве буферной жидкости используют 0,01-0,1%-ный раствор анионогенного или неионогенного ПАВ или водоуглеводородную утяжеленную эмульсию, содержащую ПАВ, в качестве блокирующей жидкости используют гидрофобно-эмульсионный раствор в объеме 10-20 м³, состоящий из нефти, солевого раствора, эмульгатора и стабилизатора, при следующих соотношениях компонентов, мас.

Нефть 10 20
Эмульгатор 2 5
Стабилизатор 0,05 0,1
Солевой раствор Остальное
а в качестве жидкости для глушения используют подтоварную минерализованную воду или солевой раствор в объеме 10-40 м³.