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

со

с

Изобретение относится к нефтяной пром-сти. Цель - повышение эффективности способа на месторождениях, эксплуатирующихся с применением диоксида углерода для вытеснения нефти. При глушении скважины в призабойную зону за- качивают раствор полигликолей или полидиметилдиаллиламмонийхлорид мар- ВПК - 402 в качестве блокирующей жидкости. Закачка в призабойную зону данной блокирующей жидкости приводит к образованию достаточно вязких и стабильных в присутствии жидкого диоксида углерода систем, которые могут выполнять экранирующую функцию. 1 табл

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам глушения скважин.

Цель изобретения - повышение эффективности глушения скважины на месторождениях, эксплуатирующихся с применением диоксида углерода для вытеснения нефти,

При глушении скважины в призабойную зону закачивают раствор полигликолей или полидиметилдиаллиламмонийхлорид марки ВПК - 402 в качестве блокирующей жидкости.

Полигликоли - отход производства, получаемый при гидратации окиси этилена и представляющий собой смесь глико- лей (триэтиленгликоля, тетраэтиленгликоля и т.д.) плотностью не менее 1075 кг/м3

Полидиметилдиаллиламмонийхлорид является водорастворимым полиэлектролитом катионного типа линейно-циклической структуры, получаемый путем полимеризации мономера диметилдиаллиламмонийх- лорида. Молекулярная масса элементарной ячейки со структурной формулой

--сн2-сн-сн-сн.

I

2/:

12

сг

Nu /

СН3 СН

СЬ Ю 00

о

00

равна 161,7 по международным атомным весам (марка ВПК - 402)

Закачка в призабойную зону в качестве блокирующей жидкости полигликолей или ВПК-402 приводит к образований достаточно вязких и стабильных в присутствии жидкого диоксида углерода систем, которые могут выполнять экранирующую функцию.

Растворы ВПК - 402 практически не меняют вязкость при контакте с жидким С02

Растворы полигликоля понижают свою вязкость при контакте с жидким С02 незначительно. Выбор конкретной концентрации растворов ВПК - 402 и полигликолей для закачки в призабойную зону пласта в качестве блокирующей жидкости будет определяться коллекторскими свойствами призабойной зоны пласта и содержанием С02 в прискважинной зоне. При высоких проницаемостях с высоким содержанием С02 необходимо использовать растворы с верхними пределами концентрации: ВПК - 402, (10%), полигликоль (100%), При малом содержании СОа и низких проницаемостях можно ограничиться нижними пределами содержания реагентов: ВПК - 402 - 2,5%, полигликоля - 10%. Ниже нижних концентрационных пределов использование данных реагентов невозможно из-за низкой вязкости растворов; выше верхних - нецелесообразно из-за увеличения времени освоения скважин.

Необходимо отметить, что закачка полигликоля нецелесообразна при минерализации пластовой воды выше, чем 100 г/л. Что касается ВПК - 402, то для его применения ограничений по минерализации воды не имеется. Кроме того, выбор реагента в конкретном случае должен предусматривать и технико-экономическую экспертизу транспортные расходы и стоимость реагентов (ВПК - 402 на порядок дороже, чем полигликоль).

Основным технологическим параметром блокирующей жидкости в данном случае является ее вязкость, Сохранение вязкости небольшой оторочки раствора

ВПК - 402 или полигликоля при контакте с

I/ С02 обеспечивает низкую подвижность - ,

/

где К - проницаемость, л- вязкость) блокирующей жидкости в призабойной зоне пласта и предотвращает тем самым контакт С02 с задавочной. жидкостью, например, с раствором CaCl2.

Если в известных случаях глушения скважин с предварительной закачкой известных блокирующих жидкостей лишь обеспечивает сохранение фильтрационных характеристик призабойной зоны и не годится для месторождений, эксплуатирующихся с применением СОа, то предварительная закачка в качестве блокирующей жидкости ВПК - 402 или полигликолей может применяться на месторождениях, эксплуатирующихся с применением С02, за счет предотвращения фонтанирования диоксида углерода, чего не удается достичь

-

предварительной закачкой известных бл, кирующих жидкостей.

В таблице представлены преимуществ

данной блокирующей жидкости перед изве стными после контакта с жидким диоксида

углерода.

П р и м е р. В условиях нефтяного мес- торождения глубина скважины UKB 1400 м. статический уровень перед подземным ремонтом Нет 120 м, средняя плотность жидкости р 920 кг/м , пластовое давление 12,5 МПа, давление насыщения С02 PS С°2 6,8 МПа, пористость m 0,23, мощность пласта h 2,8 м, радиус скважины гс 0,075 м, радиусы границ прокачки блокирующей жидкости Ri, Ra 2,5 и 2м.

Для определения объемов закачки задавочной и блокирующем жидкостей рассчи- тывается забойное давление по начальной плотности жидкости.

. -д -/5 1280- 920- 9,81 11,5 МПа,

Таким образом, Р3аб PS С°2 Далее рассчитывают требуемую плотность задавочной жидкости по заданному пластовому давлению

30

/Оа.ж. а -

Ll

пл

СКВ Q

- Жж-1011

где а-коэффициент запаса.

Определяют объем блокирующей жидкости по параметрам прокачки

Уб.ж. 7rhm(Ri2-R22) 3,14 0.23 2,8(2,52-22)5.05 м3 Вычисляют объем задавочной жидкости

V3.K jrhm(R22-rc2)+ VCKB 3,14- 0,23- 2,8«

х (22 - 0,0752) + л гс21скв 8,02+

+ 17,5 - 25.52м3.

Глушение скважины проводят путем последовательной закачки блокирующей и за- давочной жидкостей.

Для эскпериментальной проверки эффективности данных жидкостей приготовлены различные варианты блокирующих и задавочных жидкостей.

Устойчивость указанных жидкостей к действию жидкого диоксида углерода исследовали на лабораторной установке, включающей: поршневые колонки, ручной пресс, напорную колонку, манометр. В поршневую колонку помещается 100 г испытуемой жидкости с известными технологическими параметрами (вязкость, плотность), затем колонка присоединяется к установке. Необходимое давление жидкого диоксида угле- рода в поршневой колонке создается с помощью ручного пресса и напорной колонки. При достижении заданного давления (контроль по манометру), жидкий диоксид углерода из поршневой колонки передавли- вается в поршневую колонку, содержащую испытуемую жидкость, после чего колонка отсоединяется от установки и термостати- руется. По окончании термостатирования давление в колонке сбрасывается до атмрс- ферного, обработанная жидкость выдерживается сутки, после чего определяются ее вязкость и плотность.

Пример1.В поршневую колонку помещается 100 г полигликоля, имеющего вязкость 93,3 МПа.с и плотность 1,13 г/см3 при 21°С, После четырехсуточного контакта с жидким СОа при 10,0 МПа и 21°С полигликоль сутки выдерживался при атмосферном давлении (для удаления избытка С02). По- еле обработки вязкость полигликоля соста- вила73,6 МПа-с, а плотность 1,13 г/см3.

Пример 2. В поршневую колонку помещается 100 г мицеллярного раствора (известного), имеющего вязкость 9,9 МПа -с и плотность 0,96 г/см3. После.1.5 суточного

контакта с жидким СОа при 10.0 МПа и 21°С мицеллярный раствор разделился на две фазы - водную и органическую, причем поверхностное натяжения водной фазы на границе с керосином по сравнению с исходным мицеллярным раствором возросло более, чем в 200 раз. Вязкость водного слоя составила 1,0 МПа- с, плотность 1,01 г/см3. Верхний органический слой имел вязкость 89,0 МПа-с и плотность 0,96 г/см3, причем верхний слой обладал свойством неограниченно смешиваться с жидким диоксидом углерода, что после разгазирования и уноса легких углеводородов привело к резкому увеличению вязкости органического слоя.

Закачка в призабойную зону в качестве блокирующей жидкости растворов ВПК-402 или полигликолей упрощает технологию глушения скважин, так как в этом случае не требуется использование специального смесителя с эффективным перемешиванием, что необходимо, например, для приготовления многокомпонентного мицеллярного раствора.

Формула изобретения Способ глушения скважины, включающий закачку в призабойную зону блокирующей жидкости, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа на месторождениях, эксплуатирующихся с применением диоксида углерода для вытеснения нефти, в призабойную зону закачивают раствор полигликолей или полидиметилдиаллиламмонийхлорид марки ВПК-402.

Мицеллярный раствор имеет следующий состав, г: петронат IIL Ь,8; волгоната 0,4, дизтоплива 33,2 изопропанола 1,6, 1%-ный раствор NaCl в дистиллированной воде 58,00

хх Обратная эмульсия составлена по рецепту Орлов ГоА„ и др, Полиакриламидный хлоркальциевый раствор составлен по рецепту Андресон Б.А. и др.