ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ, ПРОБУРЕННОЙ СО ВСКРЫТИЕМ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НА ДЕПРЕССИИ, И СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ, ПРОБУРЕННОЙ СО ВСКРЫТИЕМ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НА ДЕПРЕССИИ (ЕГО ВАРИАНТЫ) Российский патент 2003 года по МПК E21B43/12 

Изобретение относится к области бурения скважин и нефтедобычи, в частности к способам глушения скважины, пробуренной со вскрытием продуктивного пласта на депрессии, и может быть использовано, например, перед проведением геофизических исследований, перед спуском забойного оборудования и т.п.

Известно применение побочного продукта производства синтетического каучука на стадии получения диметилдиоксана в сочетании с эмульгатором в качестве реагента для инвертных эмульсионных буровых растворов (1).

Также известно применение побочного продукта производства синтетического каучука на стадии получения диметилдиоксана в сочетании с хлоридом магния, оксиэтилцеллюлозой и водой в качестве буферной жидкости для разделения промывочной и перфорационной жидкостей (2).

Известен также способ глушения скважины, согласно которому производят закачку в скважину жидкости глушения - водного раствора полиэтиленоксида, в объеме, обеспечивающем заполнение ствола скважины выше кровли продуктивного пласта (т.е. выше перфорационных отверстий), проводят технологическую выдержку для осаждения жидкости глушения на забое скважины, а оставшийся объем скважины заполняют водным раствором минеральной соли со скоростью прокачки не более 1 м/с (3).

Однако указанный известный способ не обеспечивает полное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. Это обусловлено тем, что попадание в продуктивный пласт полиэтиленоксида не исключает проявление эффекта "фазовой проницаемости", так как коллектор не освобождается от водного фильтрата.

Единым техническим результатом, достигаемым при осуществлении заявленной группы изобретений, является полное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта при глушении скважины, пробуренной со вскрытием продуктивного пласта на депрессии, при одновременном увеличении интенсификации притока пластового флюида при освоении такой скважины.

Указанный технический результат достигается тем, что в качестве жидкости глушения скважины, пробуренной со вскрытием продуктивного пласта на депрессии, предлагается применить побочный продукт производства синтетического каучука на стадии получения диметилдиоксана (именуемый в дальнейшем Т-92).

Флотореагент Т-92 является побочным продуктом производства диметилдиоксана и представляет собой маслянистую однородную жидкость от светло-желтого до коричневого цвета и имеет следующий химический состав:
Диметилдиоксан - 2
Сумма х допиранового спирта - 9,5
Пирановый спирт - 4
Сумма х додиоксанового спирта - 15
Сумма х метилбутандиола - 1,5
Сумма х диоксановых спиртов - 50
Сумма тяжелого остатка - 18
Эфирное число Т-92 составляет 1,5-4 мг КОН/г; массовая доля гидроксильных групп 23-36%; температура вспышки Т-92 в открытом тигле +90^oС, температура замерзания минус 50^oС.

При попадании предлагаемой жидкости глушения в зону интервала продуктивного пласта происходит, по-видимому, два процесса: процесс связывания остаточной воды, находящейся в пласте, и частичная гидрофобизация поверхности коллектора смесью высших спиртов, за счет чего и исключаются как кольматация пор продуктивного пласта, так и эффект "фазовой проницаемости", а значит первичные коллекторские свойства не только сохраняются, а даже улучшаются.

В результате протекания вышеуказанных процессов, происходящих в продуктивном пласте под влиянием Т-92, создаются благоприятные условия для продвижения нефти при освоении скважины, т.е. достигается интенсификация притока нефти из пласта.

Указанный технический результат достигается также способом глушения скважины, пробуренной со вскрытием продуктивного пласта на депрессии, по первому варианту, характеризующимся тем, что производят закачку в скважину жидкости глушения - побочного продукта производства синтетического каучука на стадии получения диметилдиоксана, в объеме, обеспечивающем заполнение ствола скважины выше кровли интервала продуктивного пласта на высоту не менее 100 м, затем производят продавку жидкости глушения до выравнивания ее уровня в трубном и затрубном пространстве, при превышении гидростатического давления в скважине над пластовым продавку производят сырой нефтью, на которой производилось вскрытие продуктивного пласта бурением, после чего поднимают бурильный инструмент до кровли пачки жидкости глушения и производят заполнение оставшегося объема скважины этой же нефтью до естественного статического уровня; по второму варианту, характеризующемуся тем, что производят закачку в скважину жидкости глушения - побочного продукта производства синтетического каучука на стадии получения диметилдиоксана, в объеме, обеспечивающем заполнение ствола скважины выше кровли интервала продуктивного пласта на высоту не менее 100 м, затем производят продавку жидкости глушения до выравнивания ее уровня в трубном и затрубном пространстве, при равенстве гидростатического давления в скважине и пластового давления продавку производят тяжелой нефтью с плотностью более 0,90 г/см³, после чего поднимают бурильный инструмент до верхней границы пачки жидкости глушения и производят заполнение оставшегося объема скважины этой же нефтью; по третьему варианту характеризующеумся тем, что производят закачку в скважину жидкости глушения - побочного продукта производства синтетического каучука на стадии получения диметилдиоксана, в объеме, обеспечивающем заполнение ствола скважины выше кровли интервала продуктивного пласта на высоту не менее 100 м, затем производят продавку жидкости глушения до выравнивания ее уровня в трубном и затрубном пространстве, при превышении пластового давления над гидростатическим давлением в скважине продавку производят пачкой инвертной эмульсии в объеме, обеспечивающем заполнение ствола скважины над уровнем жидкости глушения не менее, чем на 50 м, после чего поднимают бурильный инструмент до кровли пачки инвертной эмульсии и производят заполнение оставшегося объема скважины промывочной жидкостью расчетной плотности.

В качестве инвертной эмульсии в способе по третьему варианту преимущественно используют эмульсию следующего состава, мас.%:
Дизельное топливо летнее - 18,1-26,1
Минерализованная пластовая Вода, ρ=1,17 г/см³ - 69,1-77,2
Эмульгатор "Укринол 1" или или ВНИИНП-354 - 0,4
СМАД-1 - 3,8-3,9
Бентонит - 0,5
а в качестве промывочной жидкости используют пластовую воду расчетной плотности.

Благодаря тому, что во всех трех вариантах способа заполнение ствола скважины жидкостью глушения выше кровли интервала продуктивного пласта производят на высоту не менее 100 м, обеспечивается гарантированное исключение попадания жидкости продавки в зону пласта даже при различных скоростях закачки этой жидкости.

Использование в качестве жидкости продавки по первому варианту сырой нефти, на которой производилось вскрытие продуктивного пласта, позволяет добиться выравнивания уровня в трубном и затрубном пространстве без сильного задавливания продуктивного пласта жидкостью глушения, т.к. сырая нефть - это обычно легкая или средняя нефть.

По второму варианту, использование в качестве жидкости продавки тяжелой нефти с плотностью более 0,9 г/см³ позволяет создать мягкий эффект продавки для выравнивания трубного и затрубного уровня без сильного задавливания продуктивного пласта жидкостью глушения, такой же самый эффект создается и по третьему варианту за счет продавки инвертной эмульсией, которая имеет плотность 1,04-1,15 г/см³, но при этом заполняют этой инвертной эмульсией еще и ствол скважины на высоту не менее 50 м.

Благодаря такому варьированию видами жидкости продавки в зависимости от соотношения гидростатического и пластового давления обеспечивается гарантированное исключение задавки жидкости глушения в продуктивный пласт, а значит будет исключено ухудшение коллекторских свойств последнего.

Подъем бурильного инструмента во всех трех вариантах до верхней границы пачки жидкости глушения обеспечивает надежное замещение нефти в скважине жидкостью глушения. Всплытие жидкости глушения в первом и втором вариантах исключается за счет более высокой плотности жидкости глушения в сравнении с плотностью нефти, заполняющей остальной ствол скважины. В третьем варианте всплытие жидкости глушения предупреждается применением инвертной (обратной) эмульсии высокой вязкости (до состояния "не течет") и с высокими структурно-механическими показателями свойств Q_1/10=10/12.

Заполнение оставшегося объема скважины жидкостью продавки обеспечивает создание равновесных условий между гидростатическим и пластовым давлениями.

В настоящей заявке соблюдено требование единства изобретения, поскольку заявленная жидкость глушения и все варианты способа глушения скважины с помощью этой жидкости глушения составляют единый изобретательский замысел и вместе они решают одну и ту же задачу - полное исключение кольматации продуктивного пласта и повышение интенсификации притока нефти при освоении скважины.

Предлагаемая жидкость глушения была испытана в лабораторных условиях с целью установления ее влияния на восстановление проницаемости образцов керна. Исследования проводились следующим образом.

Формирование зон кольматации и проникновения исследуемой жидкости в околоскважинном пространстве и их расформирование с оценкой восстановления исходной проницаемости изучалось на образцах пород бобриковской залежи Уньвинского месторождения. Изучался диапазон проблемных коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами.

Методика экспериментов включала подготовку коллекции образцов (подбор, экстракция, сушка, насыщение моделью пластовой воды с минерализацией 234 г/л NaCl). Далее методом полупроницаемой мембраны создавалась остаточная водонасыщенность. Затем производилось донасыщение углеводородной фазой (керосином) под вакуумом. Для каждого образца в условиях приближенного моделирования залегания продуктивных пород определялась проницаемость по керосину в присутствии остаточной воды (Кпрк 1, таблицы). Во всех опытах поддерживался одинаковым расход керосина, строго контролировалось эффективное давление (7 МПа), время фильтрации и температура.

Следующим этапом работы было моделирование прискважинной зоны, причем на "стенке скважины" - выходном конце составной модели, находилась порода с максимальной проницаемостью (обр.53947 таблицы) а с удалением от "скважины" проницаемость снижалась. Сначала определялась фазовая проницаемость модели по керосину, которая в первый час ее нагружения эффективным давлением 7 МПа составила 29 х 10 ^-3 мкм², затем через сутки выдержки она снизилась до 19,2 х 10^-3мкм². Последняя была принята за исходную. Направление фильтрации в данном случае было "из пласта". Затем в обратном направлении исследуемой жидкостью глушения создавался перепад давления (Рскв -Рпл =0,5 МПа), который поддерживался сутки. "Освоение скважины" осуществлялось фильтрацией "из пласта". При перепаде давления 0,5 МПа в первые минуты фильтрации не было вообще, потом достаточно быстро она стала нарастать. Через полчаса темп нарастания проницаемости резко снизился, через 2 часа 15 минут проницаемость сравнялась с исходной и далее стабилизировалась на уровне 20,2•10^-3 мкм². Только по одному образцу коэффициент восстановления проницаемости (КВП) составил 76,4%, по остальным значительно выше. В образце 53961 с самой сложной структурой перового пространства (в нем максимальное содержание остаточной воды 21%) коэффициент восстановления проницаемости составил 160,4%.

Средняя величина коэффициента восстановления проницаемости по всем образцам составила 105,9% (см. таблицу) и практически равна по величине КВП составной модели, равной 105,2%.

Таким образом, применение предложенной жидкости глушения перспективно для глушения скважины, пробуренной на депрессии, в том числе скважины, вскрывшей низкопроницаемые коллектора, так как при этом не только полностью расформировывается зона кольматации и проникновения, но даже увеличивается проницаемость прискважинной зоны по сравнению с нетронутой зоной пласта. Последнее, по нашему мнению, обусловлено высокими отмывающими свойствами предложенной жидкости глушения.

Таким образом, из вышеприведенных данных следует, что глушение скважины предлагаемой жидкостью глушения совмещается с интенсификацией притока.

Предлагаемый способ глушения скважины, пробуренной на депрессии, осуществляется по следующей технологии. По первому варианту: для проведения геофизических исследований требуется заглушить скважину 655 Шумовского месторождения, пробуренную со вскрытием продуктивного пласта на депрессии, со следующими характеристиками:
глубина скважины 1400 м;
продуктивный пласт - верейский горизонт;
гидростатическое давление - выше пластового давления;
статический уровень при эксплуатации на глубине 500 м.

Используя цементировочный агрегат ЦА-320М, в скважину закачивают 1,4 м³ жидкости глушения Т-92, заполняя этим объемом интервал продуктивного пласта и ствол скважины на 100 м выше кровли этого пласта.

Затем с помощью сырой нефти плотностью 0,86 г/см³ (легкий тип нефти), которая была использована для вскрытия продуктивного пласта этой скважины, продавливали жидкость глушения для установления равновесия в трубном и затрубном пространстве. Далее поднимали бурильные трубы до 1290 м - верхней границы пачки жидкости глушения, и цементировочным агрегатом заполняли ствол скважины вышеуказанной легкой нефтью до статического уровня 500 м. Затем спускали в скважину геофизические приборы для записи РК.

По второму варианту (при равенстве гидростатического и пластового давления) технология осуществления была аналогична вышесказанному, за исключением того, что в качестве жидкости продавки использовали тяжелую нефть с плотностью более 0,9 г/см³.

По третьему варианту (когда пластовое давление превышает гидростатическое) - в качестве жидкости продавки использовали инвертную (обратную) эмульсию, например, следующего состава, мас. %: дизельное топливо летнее 18,1-26, 1; минерализованная пластовая вода (ρ= 1,17 г/см³) 69,1-77,2; эмульгатор "Укринол 1 (по ТУ 38101197-74) или ВНИИНП-354 (ТУ 38125237-85) 0,4; СМАД-1 (ТУ 38-1-10-65) 3,8-3,9 и бентонит (ГОСТ 25795-83) 0,5.

Этой инвертной эмульсией устанавливали равенство уровней жидкости глушения в трубном и затрубном пространстве и заполняли ею ствол скважины на высоту не менее 50 м выше верхнего уровня жидкости глушения и после подъема бурильных труб ею заливали остальной ствол скважины.

Во всех трех вариантах при подъеме бурильных труб производили долив скважины жидкостью продавки, причем, в первом варианте до статического уровня, а во втором и третьем вариантах - до устья.

Источники информации
1. Авт. свид СССР 1317014, кл. С 09 К 7/06, от 1985 г.

2. Авт. свид. СССР 1722044, кл. С 09 К 7/00, от 1989 г.

3. Патент РФ 2123580, кл. Е 21 В 43/12, от 1998 г.

Изобретение относится к области бурения скважин и нефтедобычи, в частности, к способам глушения скважины, пробуренной со вскрытием продуктивного пласта на депрессии, и может быть использовано, например, перед проведением геофизических исследований, перед спуском забойного оборудования и т.п. Технический результат - полное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта при глушении скважины, пробуренной со вскрытием продуктивного пласта на депрессии, при одновременном увеличении интенсификации притока пластового флюида при освоении такой скважины. Применение побочного продукта производства синтетического каучука на стадии получения диметилдиоксана в качестве жидкости глушения скважины, пробуренной со вскрытием продуктивного пласта на депрессии. В способе глушения скважины, пробуренной со вскрытием продуктивного пласта на депрессии, производят закачку в скважину жидкости глушения - побочного продукта производства синтетического каучука на стадии получения диметилдиоксана, в объеме, обеспечивающем заполнение ствола скважины выше кровли интервала продуктивного пласта на высоту не менее 100 м, затем производят продавку жидкости глушения до выравнивания ее уровня в трубном и затрубном пространстве, при превышении гидростатического давления в скважине над пластовым продавку производят сырой нефтью, на которой производилось вскрытие продуктивного пласта бурением, после чего поднимают бурильный инструмент до кровли пачки жидкости глушения и производят заполнение оставшегося объема скважины этой же нефтью до естественного статического уровня. Можно производить продавку жидкости глушения до выравнивания ее уровня в трубном и затрубном пространстве, при равенстве гидростатического давления в скважине и пластового давления продавку производят тяжелой нефтью с плотностью более 0,90 г/см³, после чего поднимают бурильный инструмент до верхней границы пачки жидкости глушения и производят заполнение оставшегося объема скважины этой же нефтью. Можно производить продавку жидкости глушения до выравнивания ее уровня в трубном и затрубном пространстве, при превышении пластового давления над гидростатическим давлением в скважине продавку производят пачкой инвертной эмульсии в объеме, обеспечивающем заполнение ствола скважины над уровнем жидкости глушения не менее чем на 50 м, после чего поднимают бурильный инструмент до кровли пачки инвертной эмульсии и производят заполнение оставшегося объема скважины промывочной жидкостью расчетной плотности. В качестве инвертной эмульсии используют эмульсию следующего состава, мас.%: дизельное топливо летнее 18,1-26,1, минерализованная пластовая вода, ρ=1,17 г/см³ 69,1-77,2, эмульгатор "Укринол 1" или ВНИИНП-354 0,4, СМАД-1 3,8-3,9, бентонит 0,5. В качестве промывочной жидкости используют пластовую воду расчетной плотности. 4 с. и 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

1. Применение побочного продукта производства синтетического каучука на стадии получения диметилдиоксана в качестве жидкости глушения скважины, пробуренной со вскрытием продуктивного пласта на депрессии. 2. Способ глушения скважины, пробуренной со вскрытием продуктивного пласта на депрессии, характеризующийся тем, что производят закачку в скважину жидкости глушения - побочного продукта производства синтетического каучука на стадии получения диметилдиоксана, в объеме, обеспечивающем заполнение ствола скважины выше кровли интервала продуктивного пласта на высоту не менее 100 м, затем производят продавку жидкости глушения до выравнивания ее уровня в трубном и затрубном пространстве, при превышении гидростатического давления в скважине над пластовым продавку производят сырой нефтью, на которой производилось вскрытие продуктивного пласта бурением, после чего поднимают бурильный инструмент до кровли пачки жидкости глушения и производят заполнение оставшегося объема скважины этой же нефтью до естественного статического уровня. 3. Способ глушения скважины, пробуренной со вскрытием продуктивного пласта на депрессии, характеризующийся тем, что производят закачку в скважину жидкости глушения - побочного продукта производства синтетического каучука на стадии получения диметилдиоксана, в объеме, обеспечивающем заполнение ствола скважины выше кровли интервала продуктивного пласта на высоту не менее 100 м, затем производят продавку жидкости глушения до выравнивания ее уровня в трубном и затрубном пространстве, при равенстве гидростатического давления в скважине и пластового давления продавку производят тяжелой нефтью с плотностью более 0,90 г/см³, после чего поднимают бурильный инструмент до верхней границы пачки жидкости глушения и производят заполнение оставшегося объема скважины этой же нефтью. 4. Способ глушения скважины, пробуренной со вскрытием продуктивного пласта на депрессии, характеризующийся тем, что производят закачку в скважину жидкости глушения - побочного продукта производства синтетического каучука на стадии получения диметилдиоксана, в объеме, обеспечивающем заполнение ствола скважины выше кровли интервала продуктивного пласта на высоту не менее 100 м, затем производят продавку жидкости глушения до выравнивания ее уровня в трубном и затрубном пространстве, при превышении пластового давления над гидростатическим давлением в скважине продавку производят пачкой инвертной эмульсии в объеме, обеспечивающем заполнение ствола скважины над уровнем жидкости глушения не менее чем на 50 м, после чего поднимают бурильный инструмент до кровли пачки инвертной эмульсии и производят заполнение оставшегося объема скважины промывочной жидкостью расчетной плотности. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что в качестве инвертной эмульсии используют эмульсию следующего состава, мас.%:
Дизельное топливо летнее - 18,1-26,1
Минерализованная пластовая вода, ρ=1,17 г/см³ - 69,1-77,2
Эмульгатор "Укринол 1" или ВНИИНП-354 - 0,4
СМАД-1 - 3,8-3,9
Бентонит - 0,5
6. Способ по п.4, отличающийся тем, что в качестве промывочной жидкости используют пластовую воду расчетной плотности.