СПОСОБ ВРЕМЕННОЙ ИЗОЛЯЦИИ ИНТЕРВАЛА ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА Российский патент 2002 года по МПК E21B33/13 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам временной изоляции интервалов продуктивных пластов, глушения скважин с аномально низким пластовым давлением при ремонте скважин, а также изоляции зон поглощения при бурении скважин.

Известен способ временной изоляции призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку жидкого стекла и соляной кислоты для осаждения на забое осадка в виде окиси кремния и последующее разрушение его 40% щелочным раствором [1].

Недостатком данного способа является проникновение фильтратов закачиваемых растворов в продуктивный пласт, ухудшающих его проницаемость, а также использование концентрированных растворов агрессивных веществ (40% щелочной раствор).

Наиболее близким решением, взятым за прототип, является способ временной изоляции высокопроницаемых зон призабойной зоны пласта, включающий закачку полимеров, солей металлов переменной валентности для создания вязкоупругого пакера и его разрушение кислотным раствором [2].

Недостатком данного способа является сложность приготовления в результате большого числа ингредиентов (11), входящих в состав изолирующего материала, низкий показатель динамического напряжения сдвига и, следовательно, недостаточная степень сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта при текущем и капитальном ремонте скважин.

Задачей изобретения является создание способа временной изоляции для сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта при текущем и капитальном ремонте скважин на необходимый промежуток времени за счет улучшения технологических параметров изолирующего материала, уменьшение затрат на его осуществление.

Поставленная задача решается тем, что в способе временной изоляции интервала продуктивного пласта, включающего создание вязкоупругого пакера путем введения в призабойную зону пласта раствора полимерного материала и сшивателя с последующим разрушением его и освоением скважины, согласно изобретению в качестве полимерного материала используют полиакриламид и вводят его в пласт соместно с сшивателем и стабилизатором, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Полиакриламид - 0,1-5,0
Сшиватель - 0,05-10,0
Стабилизатор - 0,1-5,0
Вода - Остальное
а разрушение пакера производят путем закачки в призабойную зону пласта водного раствора перекисного соединения.

В качестве сшивателя используют растворимые трехвалентные соли хрома, например Cr₂(SO₄)₃, Сr(С₂Н₃О₂)₃, СrСl₃, а в качестве стабилизатора используют хлорид аммония.

В качестве водного раствора перекисного соединения используют Nа₂СО₃•Н₂O₂ - пероксид карбоната натрия, (NН₄)₂O₂S₈ - персульфат аммония,
Н₂O₂ - перекись водорода, (NН₄)₂СО•Н₂O₂ - монопероксид мочевины.

Суть предлагаемого способа заключается в следующем: для сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) при текущем и капитальном ремонте скважин на необходимый промежуток времени в остановленную скважину одновременно закачивают раствор полимерного материала, сшивателя и стабилизатора в объеме, необходимом для заполнения части эксплуатационной колонны напротив изолируемого интервала. В стволе скважины при повышенной температуре пласта за 20-40 мин происходит сшивка полимера, в результате чего образуется вязкоупругий пластичный пакер, предохраняющий коллектор от загрязнения. Применение вязкоупругого пакера имеет широкий температурный интервал 20-120^oС.

После проведения ремонтных работ вязкоупругий пакер разрушают, для чего в скважину через НКТ закачивают раствор перекисного соединения.

Для определения технологических свойств состава вязкоупругого геля проведен комплекс лабораторных исследований. Определены и приведены в таблице 1 основные технологические параметры гелеобразующих составов - содержание компонентов, вязкость и плотность рабочего раствора, из которых видно, что вязкость раствора составляет 19-50 мПас, а плотность раствора невысокая 1000-1002 кг/м³. Сшивка гелеобразующего состава при комнатной температуре составляет более 9 часов, но при температурах пласта происходит за короткий промежуток времени, при 40^oС не более 1,5-2 ч, при 80^oС время сшивки сокращается до 10-40 мин. Это значит, что гелеобразующий раствор, закачанный в интервал изоляции, не будет фильтроваться в призабойную зону пласта, а быстро образованный вязкоупругий пакер защитит забой скважины от загрязнения в процессе проведения ремонтных работ. Прочность на сдвиг сшитого вязкоупругого геля при различном содержании компонентов приведена в таблице 2, из которой видно, что вязкоупругий пакер обладает достаточной прочностью на сдвиг 400-900 Па. Кроме того, вязкоупругий гель обладает способностью к релаксации и не разрушается при многократном приложении разнонаправленных сил (таблица 3).

В лабораторных условиях проверены такие технологические параметры вязкоупругого геля, как стабильность его при нормальных условиях, термостабильность- выдержка при температуре пласта. Вязкоупругие гели выдерживали в термостате при температуре 80^oС в течение года и рекомендованные к применению образцы сохранили свои первоначальные свойства. Так как лабораторное оборудование не позволяет выдерживать образцы при температуре 100^oС длительное время, проведены исследования термостабильности при 95^oС. Образцы ВУГ, выдержанные при указанной температуре в течение 3 мес не утратили своих первоначальных свойств. Далее, образцы выдерживали в автоклаве при 150^oС и давлении 0,8 МПа в течение семи дней, при этом ВУГ не деструктировал.

После проведения ремонтных работ вязкоупругий пакер разрушают, для чего в скважину через НКТ закачивают раствор перекисного соединения. Для разрушения ВУГ пригодны все перекисные соединения: пероксид карбоната натрия Nа₂СО₃•Н₂О₂, (NH₄)₂О₂S₈ - персульфат аммония, Н₂О₂ - перекись водорода,
(NН₄)₂СО•Н₂О₂ - монопероксид мочевины.

Растворы готовили на пресной и минерализованной воде с плотностью 1008 кг/м³, так как минерализация воды не влияет на скорость разрушения вязкоупругих составов. Проведены исследования по определению времени разрушения ВУГ в зависимости от концентрации перекиси и соотношения объемов ВУГ: раствор перекиси. Опыт по разрушению ВУГ, имитирующий условия скважины, проводили следующим образом: трубку длиной 1000 мм и диаметром 10 мм заполняли приготовленным гелем на ¹/₂ объема и выдерживали для сшивки, затем другую половину трубки заполняли раствором перекиси и в спокойном состоянии без перемешивания нагревали до 90^oС. Полное разложение ВУГ произошло за 24 часа. Реакция происходила на разделе фаз площадью, равной сечению трубки.

Исследование жидкости (фильтрат), полученной после разрушения ВУГ, показало, что межфазное натяжение ее на границе с нефтью составляет 16,5-20,0 мН/м в зависимости от концентрации перекисного соединения, что несколько ниже, чем на границе с пластовой водой. Воздействие фильтрата на глины снижает набухание глин.

В промысловых условиях технологический процесс по предлагаемому способу проводят при использования стандартного оборудования. Растворы гелеобразующего состава для вязкоупругого пакера готовят следующим образом: в половине расчетного количества воды растворяют расчетное количество ПАА. Во второй емкости готовят раствор сшивателя, для этого в оставшуюся часть воды добавляют расчетное количество сшивателя и стабилизатора. Затем оба раствора соединяют в емкости цементировочного агрегата и перемешивают до полного смешения и прямо из емкости агрегата ЦА - 320 закачивают в скважину.

После проведения ремонтных работ вязкоупругий пакер разрушают, для чего в скважину через НКТ закачивают раствор перекисного соединения с концентрацией в диапазоне 0,5-3,0%. Расход перекиси водорода 30% Н₂О₂ на 1 м³ раствора при этом составит 0,017-0,09м³. Объем раствора перекисного соединения для разрушения вязкоупругого пакера берется в зависимости от его объема и температуры пласта.

Предлагаемый способ временной изоляции интервала продуктивного пласта, включающий создание вязкоупругого пакера с последующим разрушением его и освоением скважины, дает возможность сохранить коллекторские свойства призабойной зоны пласта при текущем и капитальном ремонте скважин на необходимый промежуток времени при проведении работ в скважинах от аномально низких до высоких значений пластового давления, значительно сокращает время запуска скважины в эксплуатацию.

Источники информации
1. А.с. СССР 1423726, кл. Е 21 В 33/13, 1988 г.

2. А.с. СССР 1035194, кл. Е 21 В 33/13, 1983 г., ПРОТОТИП.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам временной изоляции интервалов продуктивных пластов, глушения скважин с аномально низким пластовым давлением при ремонте скважин, а также изоляции зон поглощения при бурении скважин. Технический результат - создание способа временной изоляции для сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта при текущем и капитальном ремонте скважин на необходимый промежуток времени за счет улучшения технологических параметров изолирующего материала, уменьшение затрат на его осуществление. В способе временной изоляции интервала продуктивного пласта, включающем создание вязкоупругого пакера, путем введения в призабойную зону пласта раствора полимерного материала и сшивателя с последующим разрушением его и освоением скважины, в качестве полимерного материала используют полиакриламид и вводят его в пласт совместно с сшивателем и стабилизатором при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиакриламид - 0,1-5,0; сшиватель - 0,05-10,0; стабилизатор - 0,1-5,0; вода - остальное, а разрушение пакера производят путем закачки в призабойную зону пласта водного раствора перекисного соединения. В качестве сшивателя можно использовать растворимые трехвалентные соли хрома, например Сr₂(SO₄)₃, Сr(С₂Н₃О₂)₃, СrСl₃. В качестве стабилизатора можно использовать хлорид аммония, в качестве водного раствора перекисного соединения можно использовать Nа₂СО₃•Н₂O₃ - пероксид карбоната натрия, (NH₄)₂O₂S₈ - персульфат аммония, Н₂O₂ - перекись водорода, (NH₄)₂СО•Н₂O₂ - монопероксид мочевины. 3 з.п. ф-лы, 3 табл.

1. Способ временной изоляции интервала продуктивного пласта, включающий создание вязкоупругого пакера путем введения в призабойную зону пласта раствора полимерного материала и сшивателя с последующим разрушением его и освоением скважины, отличающийся тем, что в качестве полимерного материала используют полиакриламид и вводят его в пласт совместно со сшивателем и стабилизатором при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Полиакриламид - 0,1 - 5,0
Сшиватель - 0,05 - 10,0
Стабилизатор - 0,1 - 5,0
Вода - Остальное
а разрушение пакера производят путем закачки в призабойную зону пласта водного раствора перекисного соединения. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве сшивателя используют растворимые трехвалентные соли хрома, например Cr₂(SO₄)₃, Cr(С₂Н₃О₂)₃, СrСl₃. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве стабилизатора используют хлорид аммония. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве водного раствора перекисного соединения используют Nа₂СО₃•Н₂O₃ - пероксид карбоната натрия, (NH₄)₂O₂S₈ - персульфат аммония, Н₂O₂ - перекись водорода, (NH₄)₂СО•Н₂O₂ - монопероксид мочевины.