Способ глушения скважины Советский патент 1991 года по МПК E21B43/12 C09K7/06 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению скважин при проведении капитальных и подземных ремонтов, а также при вводе скважин в эксплуатацию после бурения.

Цель изобретения - повышение эффективности последующего освоения скважины за счет сохранения емкостно-фильтрационных характеристик пласта

Использование растворов неионоген- ных поверхностно-активных веществ (ПАВ) с указанными характеристиками обеспечивает низкое межфазное натяжение на границе раздела с пластовым флюидом и тем амым предотвращает образование грубодисперсных глобул водной фазы, кольмати- рующих низкопроницаемую часть коллектора В области инверсии фаз меняется и коллоидная структура системы раствор ПАВ - пластовый флюид. Образующийся при этом ин- вертный мицеллярный раствор становится родственным как в отношении пластовых углеводородов, так и к блокирующей жидкости. При - Тп з 10°С резко увеличивается сорбция ПАВ на пористой среде, что ведет к падению эффективной концентрации ПАВ в растворе, экспоненциальному скачку межфазного натяжения В результате гидрофобизации коллектора резко снижается и фазовая проницаемость его по отношению к углеводородной продукции,

о го о ел о

что существенно затрудняет освоение скважин после ремонта.

При условной вязкости блокирующей жидкости ниже 400 с резко снижаются структурно-механические и блокирующие свойства, особенно в высокопроницаемых (более 1 Д) коллекторах, что впоследствии ведет к поглощению и трудности освоения скважин.

Способ осуществляется следующим образом.

При вводе скважины в эксплуатацию после бурения или при проведении ремонтных операций в интервал перфорации продуктивного пласта через насосно-компрессорные трубы (НКТ) закачивают раствор неионоген- ных ПАВ, выбранных из группы оксиэтилиро- данных моно- и/или диизононилфенолов на основе лабораторных исследований температуры инверсии фаз и межфазного на яже- ния так, чтобы фазоинверсионная температура этого раствора в системе с пла- - говым флюидом была не более чем на 10°С гнже температуры призабойной зоны.

Раствор ПАВ готовят с содержанием 1- 0% неионогенных ПАВ и закачивают объемом 0,1-1,0 м3 на 1 м перфорированной мощности пласта. При высокой проницаемости пласта (более 1 Д) далее закачивают гидрофобно-эмульсионный раствор, например, на основе эмультала, пеназолина, ук- рамина, газохима,, дегидратированных полиамидов ЭС-2, приготовленный таким образом, чтобы его плотность была больше плотности жидкости глушения не менее, чем на 30 кг/м , далее уравновешивают пластовое давление жидкостью глушения - водным раствором неорганических солей NaCI, CaCta, MgCte, KCI, KBr2 и других или их смесей.

Уравновесив пластовое давление, приступают к ремонтным работам. После завершения ремонта вызывают приток жидкости из скважины последовательной заменой за- давочной жидкости в скважине жидкостью или газоконденсатной смесью меньшей плотности, снижением столба или понижением уровня жидкости в скважине.

П р и м е р 1. Способ осуществлен на скважине, характеризующейся следующими параметрами:

Эффективная мощность пласта, м 94 Интервал перфорации ,м1166-1185

Перфорированная мощность, м19

Пластовая температура, °С32

Оптимальный дебит, тыс. м /сут

610

В качестве буферной жидкости использовали согласно предлагаемому способу ог- 1ушения 1 %-ный раствор Неонола АФэ-12, носящийся к группе оксизтилированных

моноизонилфенолов со степенью оксиэти- лирования 12, в 15%-ном растворе CaCte. Межфазное натяжение этого раствора на границе раздела со стабилизированным газоконденсатом 8-102 мН/м, а фазоинверсионная область в системе с пластовым флюидом 30°С, т.е. на 2° С ниже температуры призабойной зоны скважины.

В качестве блокирующей жидкости использовали инвертную эмульсию (ИЗ) плотностью 1240 кг/м3, обладающую нулевой фильтрацией и условной вязкостью более 30 мин. ИЭ готовили растворением в цементировочном агрегате ЦА-320 105 л змультала

в 345 л газоконденсата с постепенным введением в него суспензии химически осажденного мела (107 кг) в 225 м3 раствора CaCl2 плотностью 1150 кг/м3 и последующим перемешиванием на себя (около 2 ч)

через диспергатор до получения обратной эмульсии с указанными параметрами.

По предлагаемому способу последовательно закачали в скважину 14 м3 20%-ного раствора CaCte (плотностью 1177 кг/м3), 3

м буферной и 3 м блокирующей жидкости. С помощью агрегата ЦА-320 продавали буферную жидкость в пласт и одновременно заполнили ствол скважины 20%-ным раствором хлористого кальция.

Скважина находилась в ремонте 32 сут. За этот период поглощения раствора не наблюдалось.

После ремонта скважины осваивалась обычным путем - заменой жидкости глушения на газоконденсат и деблокированием пласта раствором 20%-ной соляной кислоты в ацетоне в объемном соотношении 1:1.

Скважина введена в эксплуатацию через 0,125 сут после ремонта с дебитом, превышающим доремонтный на 130 тыс. м3/сут.

П р и м е р 2. Скважина имеет следующие параметры:

Эффективная мощность, пласта м 95,5 Интервал перфорации, м 1149-1173 Перфорированная мощнос7ь пласта, м24

Пластовая температура, °С32

Оптимальный дебит, тыс. м /сут 550

В качестве буферной жидкости использовали 7%-ный раствор Неонола АФд-12 в 15%-ном растворе CaCIa, а в качестве блокирующей жидкости - ИЭ плотностью 1250 5 кг/м с нулевой фильтрацией и вязкостью 1080 с. 4 м ИЭ готовили аналогично примеру 1. Для приготовления использовали 80 л эмультала, 720 л газоконденсата, 112 кг мела и 2.8 м минерализованной воды плотностью 1400 кг/м3.

Глушение и освоение скважины осуществляли аналогично примеру 1.

После ремонта (56 сут) в течение 0,125 сут скважина вышла на устойчивый режим с дебитом 660 тыс. м3/сут.

П р и м е р 3. Скважина характеризуется открытым интервалом перфорации мощностью 45 м, пластовой температурой 34°С и дебитом 600 тыс. м3/сут.

Для ее глушения использовали 6 м3 буферной жидкости (10%-ный водный раствор Неонола АФд-12 в 15%-ном растворе CaCte) и 6 мЗ блокирующего ИЭ раствора плотностью 1180 кг/м3, условной вязкостью 420 с и нулевой фильтрацией.

Для приготовления 6 м ИЭ с такими параметрами использовали: 60 л эмультала, 1,44 м3 газоконденсата, 224 кг мела и 3,9 м минерализованной воды плотностью 1110 кг/м .

Глушение и освоение скважины осуществляли аналогично примеру 1.

После ремонта, который длился 93 сут, в течение 0,125 сут скважины вышла на ус- тойчивый режим с дебитом 800 тыс м3/сут.

Преимущества предлагаемого способа по сравнению с базовым вариантом заключаются в уменьшении сроков освоения сква- жин в 16 раз, повышении надежности глушения (при проведении опытно-промышленных испытаний на высокопроницаемых газовых скважинах (более 0,8 Д) поглощение отсутствовало).

0

5

Емкостно-фильтрационные характеристики пласта при использовании предлагаемого способа не только сохраняются, но на 20-30% повышается продуктивность скважин в послеремонтный период.

Формула изобретения

1.Способ глушения скважины, включающий последовательную закачку в приза- бойную зону воды, блокирующей жидкости и жидкости глушения с плотностью, меньшей плотности блокирующей жидкости, о т- личающийся тем, что, с целью повышения эффективности последующего освоения скважины за счет сохранения емкостно-фильтрационных характеристик пласта, в воду дополнительно вводят неио- ногенное поверхностно-активное вещество в количестве, обеспечивающем превышение критической концентрации мицеллооб- разования на величину сорбции их пластовой породой, при этом фазоинверси- онная температура раствора в системе с пластовым флюидом более чем на 10°С ниже температуры призабойной зоны, а в качестве блокирующей жидкости импользуют инвертную эмульсию с нулевой фильтрацией и условной вязкостью более 400 с.

2.Способ поп.1 отличающийся тем, что в качестве неионогенных поверхностно-активных веществ используют оксиз- тилированные моно- и диизононилфенолы или их смеси.

Изобретение относится к глушению скважин при проведении капитальных и подземных ремонтов, а также при вводе скважин в эксплуатацию после бурения. Цель - повышение эффективности последующего освоения скважины за счет сохранения емкостно-фильтрационных характеристик пласта. Способ включает последовательную закачку в призабойную зону водного раствора неионогенных ПАВ с концентрацией их в растворе, превышающей кри1ическую концентрацию мицеллообразования на величину сорбции их пластовой породой, блокирующей жидкости и жидкости глушения. Фазоинверсионная температура раствора ПАВ в системе с пластовым флюидом не более чем на 10°С ниже температуры приза- бойной зоны, при этом в качестве блокирующей жидкости используют инвертную эмульсию с нулевой фильтрацией и условной вязкостью более 400 с, а жидкость глушения имеет плотность ниже плотности блокирующей жидкости. В качестве неино- генных ПАВ используют оксиэтилирован- ные моно- и диизононилфенолы или их смеси. Способ позволяет вводить в эксплуатацию скважину с устойчивым увеличением на 20-30% дебитом с уменьшением сроков освоения в 16 раз 1 з.п.ф-лы. (Л С