Способ блокирования поглощающих пластов Советский патент 1993 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам и составам для блокирования по- гло щающих пластов перед установкой разделительных цементных мостов при капитальном ремонте скважин.

Целью предлагаемого изобретения является повышение качества блокирования поглощающих пластов путем создания высоковязкого нефильтрующегося состава в скважине из легкопрокачиваемых исходных составов. Поставленная цель достигается тем, что в известном способе, включающем раздельную закачку в , скважину реагентов с последующим их перемешиванием в интервал залегания поглощающих пластов поочередно закачиваются два типа составов, имеющих низкие реологические показатели и хорошую прокачиваемое гь,

бентонитово-меловой. а затем солянокис- лотный ингибированный ингибитором КИ-1. причем объем второго составляет 10-20% от первого, а образование нефильтрующегося высоковязкого газированного тампона происходит в процессе перемешивания и химического реагирования этих составов, повышая качество блокирования поглощающего интервала.

Исходные растворы, из которых образуется высоковязкий нефильтрующийся состав, включают следующие компоненты. Первый состав, мас.%. бентонитовый глинопорошок20-25мел молотый 78 сульфанол . 0,1 0,15 КМ Ц 1.0-1.5 вода остальное

оо

О

ю о

00

Второй состав, мас.%: соляная кислота 12% концентрации23-24 ингибитор КИ-1 1,0-1,5 вода остальное Второй состав берется 10-20% от объема первого.

В случае необходимости разрушения высоковязкого газированного геля в незацементированной части интервала продуктивного пласта, в призабойную зону закачивается дополнительное количество солянокислотного раствора в объеме равном разрушаемому объему геля, как при известной технологии солянокислоткой обработки пластов.

Сопоставимый анализ предлагаемого технического решения с прототипом показывает, что заявленный способ отличается от прототипа раздельной закачкой двух реагентов, когда гель образуется в результате химического взаимодействия.

Таким образом, предлагаемый способ соответствует критерию новизна. Предлагаемый способ блокирования призабойной зоны, легко осуществим и имеет высокую надежность. Осуществление способа производится следующим образом.

Приготавливают расчетный объем бен- тонитово-мелового раствора плотностью 1230-1270 кг/м и закачивают его в скважину, затем закачивают раствор соляной кислоты 12% концентрации ингибированный ингибитором КИ-1 в соотношении 1-1,5 мае, %. Ингибитор КИ-1 представляет собой смесь 25% катапина Б-300-алкилполибен- зилпиридинийхлорид

СпНап+1 СбН4СН2(СбН4СН2), где 25% уротропина;

остальное вода, (Б. Г. Логинов и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Недра, М., 1966, с. 44, 73-74). Объем закачиваемого раствора соляной кислоты с добавкой ингибитора КИ-1 составляет 10- 20% от объема бентонитово-мелового раствора. Во время продавки этих растворов в интервал поглощающих пластов происходит их перемешивание и реагирование с выделением углекислого газа, образованием хлористого кальция.

В .результате реакции получается высоковязкий газированный гель. После доставки исходных компонентов в расчетный интервал, приподнимают насосно-компрес- сорные трубы выше поглощающего пласта. Отмывают излишний объем блокирующего состава и оставляют скважину на отстой 4-6 ч. За это время успевает полностью пройти реакция между мелом и соляной кислотой и смесь обоих составов превращается

в вязкий нефильтрующийся газированный гель, который трудно продавить в пласт. Над образовавшимся вязкоупругим тампоном устанавливают разделительный цементный

мост. После твердения моста проводят капитальный ремонт скважины. Использование предложенного способа и составов для блокирования поглощающих пластов исключает загрязнение пластов в процессе

капитального ремонта скважин. При необходимости разрушения высоковязкого геля в призабойную зону закачивают дополнительное количество раствора соляной кислоты в объеме разрушаемого геля. В

результате реакции образуется углекислый газ, вода и хорошо растворимый в воде хлорид кальция. Скважины легко осваиваются без потери дебитов.

Ниже приводятся конкретные примеры

осуществления способа получения геля в граничных содержаниях компонентов.

Наличие избыточного количества мела в бентонитово-меловом растворе позволяет разрушать гель путем солянокислотной

обработки. При выдержке в лабораторных условиях гелеобразных растворов в термостатированной водяной бане при температуре 80°С в течение 3-х ч структура

растворов не изменялась.

Осуществление способа блокирования поглощающих пластов в промысловых условиях.

Бентонитово-меловой раствор приготавливают в глиномешалке или на фрезер- но-струйной мельнице путем перемешивания с водой. После приготовления расчетного объема бентонитово-мелового раствора (0,2-0,3 м3 на 1 м вскрытого интервала)

подуровень вводится раствор ПАВ. Раствор соляной кислоты приготавливают в емкости агрегата Азинмаш - 30.

Предлагаемый способ поясняется схемами на фиг, 1 и 2, где: 1 - насосно-компрессорные трубы; 2 - задвижка фонтанной арматуры; 3 - задвижка на трубной головке фонтанной арматуры; 4 - жидкость для глушения скважины; 5 - бентонитово-меловой раствор; 6 - разделительная жидкость; 7 солянокислотный раствор для образования геля; 8 - продавочный раствор (жидкость для глушения скважин); 9 - газированный гель; 10 - разрушенный гель; 11 - фильтровая часть скважины; 12 - цементный мост;

13 - солянокислотный раствор для разрушения геля.

В заглушенную жидкостью скважину через задвижку 2 и насосно-компрессорные трубы 1, при закрытой задвижке 3, насосным агрегатом закачивают расчетный объем

бентонитово-мелового раствора 5, затем разделительный объем воды 6, 100-150 л и расчетный объем 12% соляной кислоты 7. Дрставляются растворы в призабойную зону пласта продавочным объемом воды 8. При достижении бентонитово-мелового рфствора фильтровой части скважины 11 продолжают продавку растворов в пласт, гДе они смешивались, образуя гель. Последующее резкое возрастание давления при продавке растворов будет свидетельствовать о блокировании призабойной зоны пЛаста образовавшимся газированным, вы- со|ковязким гелем 9,

При резком нарастании давления про- ддвки растворов задвижка 3 должна быть открыта. Установка цементного моста 12 в скважине должна быть осуществлена после промывки ствола скважины.

Для получения притока газа или нефти из незацементированной части пласта необходимо разрушить гель закачкой соляной кислоты 13. Получив разрушенный гель 10, осуществляют освоение скважины,

Преимущества предлагаемого способа блокирования поглощающих пластов по сравнению с известными следующие:

повышения качества блокирования прузабойных зон поглощающих пластов;

снижение стоимости ремонтных работ за счет удешевления исходных компонентов, применяемых при блокировании;

снижение трудоемкости работ по блокированию;

повышение культуры производства; сокращение сроков ремонта и освоение скважины.

Формула изобретения

1. Способ блокирования поглощающих пластов, включающий раздельную закачку в пласт двух реагентов с последующим их перемешиванием, о т л и ч а ю щ и и с я тем, что, с целью повышения качества блокирования, в качестве первого реагента используют рвствор, содержащий, мас.%: Бентонитовый глинопорошок20-25;мел молотый 7-8; сульфанол 0,10-0,15; карбоксиметилцел- люлоза 1.0-1.5;

водаостальное, а в качестве второго-ингибированную соляную кислоту, причем второй реагент закачивают в количестве 10-20% от объема первого реагента.

2. Способ по п. 1,отличающийся тем, что в качестве инибированной соляной кислоты используют раствор, содержащий, мас;%: соляная кислота 23-24;

ингибитор КИ-11,0-1,5;

вода .остальное.

Использование: нефтяная и газовая промышленность. Сущность изобретения: закачивают в качестве 1 реагента бентонитомеловый раствор состава, мас.%: бентонитовый глинопорошок 20,0-25.0: мел молотый 7,0-8,0; сульфанол 0,10-0,15; кэрбоксиметилцеллюло.эа 1,0-1,5; вода остальное, который готовят путем механического перемешивания, а в качестве 2 реагента - ингибированную соляную кислоту в количестве 10-20% от обьема первого реагента. В качестве ингибированной соля ной кислоты используют раствор, содержащий (мас.%) соляную кислоту 23-24, ингибитор КИ-1 1,0-1,5, воду остальное. Ингибитор КИ-1 представляет собой смесь 25% катапина Б-300-алкилполибензилпири- динийхлорид, 25% уротропина, воды остальное. После доставки в поглощающий пласт двух реагентов их перемешивают и оставляют скважину на отстой на 4-6 ч. 1 табл.. 1 з. п. ф-лы. ел с

Состав

Соотношение компонентов,

мас.%

Бентонитовый глинопорошок - 10

Мел молотый - 5

ПАВ (сульфанол) - 0,05

КМЦ-0.5

Вода - остальное

HCI ингибир. - 10

от объема реаг. I (катапин 1,0)

Бентонитовый глинопорошок-20

Мел молотый - 7

ПАВ-0.1

КМЦ- 1,0

Вода - остальное

HCI ингибир. (от V pear. I ) .19- -(гсвГдпин 1 )

Параметры, плотностьр- кг/м3, условная вязкость

Т.е. СНС-Па

Водоотдача(В)см3/30 мин Толщина корки п, мм

Маловязкий

газированный

гель

Т - не течет

НСыо 50,6-44,2

В 39,5

п 22

Высоковязкий газированный

гель

С малым содержанием ПАВ и КМЦ

Состав

Соотношение компонентом,

мас.%

Бентонитовый глшок 21

Мел молотый - 7

ПАВ -0.15

КМЦ- 1,5

Зода - остальное

HCI ингибир. (от V10 (катапин 1,0)

Бентонитовый глшок-21

Мел молотый - 8

ПАВ-0,1

КМЦ-1,5

Вода - остальное

HCI ингибир. (от V 15 (катапин 1,0)

Бентонитовый глш о к - 25

Мел молотый - 8

ПАВ -0.1

КМЦ- 1,0

Вода - остальное

HCI ингибир. (от V 20 (катапин 1.0)

Бентонитовый глшок - 25

Мел молотый 8

ПАВ - 0.15

КМЦ- 1.5

Вода - остальное

HCI ингибир. (от V 20 (катапин 1.0)

Продолжение таблицы

Параметры, плотностьр кг/м3, условная вязкость

Т.е. СНС-Па

Водоотдача (В) см3/30 мин

Толщина корки плмм

р-1240

Т - не

СНСыо-62,2-56.6

В 38

п 24

Т - не течет

НСыо- 73,8-69.3

В 36

п 26,5

Высоковязкий газированный гель с малым содержанием ПАВ и КМЦ

Т - не течет

НСыо-91.4-88,1

В 34

п 29

Высоковязкий газированный гель с малым содержанием ПАВ и КМЦ

Высоковязкий

газированный

гель