способ блокировки поглощающих пластов в скважине

Формула изобретения

Способ блокировки поглощающих пластов в скважине, включающий закачку в скважину буферной, блокирующей и задавочной жидкостей, отличающийся тем, что в качестве блокирующей жидкости используют не менее двух составов, образующих в процессе смешения структуру, обладающую высокими адгезийными и обратимыми свойствами, например

состав 1, мас.%:

Сополимер стирола с малеиновым ангидридом, обработанный гидроксидом натрия - 15 - 20

Вода - Остальное

состав 2, мас.%:

Уксусная кислота - 4 - 5

Вода - Остальное

причем составы готовят отдельно и закачивают в скважину последовательно.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к горной промышленности, в частности к способам подготовки скважин к капитальному ремонту путем блокировки зон поглощения в скважине.

Известен способ блокировки поглощающих пластов, заключающийся в закачке в призабойную зону пласта (ПЗП) перед глушением скважины блокирующего мицеллярного раствора (см. патент СССР N 2047745, кл. E 21 B 43/2, 1988).

Недостатком известного способа является сравнительно низкая эффективность блокировки пласта и последующего освоения скважин.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу является способ блокировки поглощающих пластов, заключающийся в том, что перед закачкой жидкости глушения в скважину последовательно закачивают буферную жидкость для оттеснения газа и блокирующий состав (см. a.c. СССР N 1828912, кл. E 21 B 33/138,1993). Причем в качестве блокирующего состава используют меловую суспензию, состоящую из следующих компонентов, %:

Мел - 57-62

Флотореагент ВЖС - 8-12

Вода - Остальное

Данный состав рассчитан на образование меловой корки на поверхности породы для предотвращения поглощений. После проведения ремонтных работ на скважине меловая корка разрушается солянокислотной обработкой ПЗП.

Недостатком данного способа является низкая эффективность глушения, так как флотореагент ВЖС не приводит к существенному улучшению структурно-механических свойств блокирующей жидкости, таких как вязкость, стабильность, термостабильность.

Нестабильность блокирующего состава не позволяет вести работы (циркуляция, промывка скважины) непосредственно в интервале перфорации, так как повышается фильтрация жидкости в ПЗП.

Целью изобретения является повышение эффективности способа блокировки поглощающих пластов скважин путем повышения структурно-механических и адгезийных свойств блокирующего состава.

Предлагаемый способ особенно эффективен при аномально низких пластовых давлениях и на поздних стадиях разработки месторождения, когда известные составы не исключают поглощения жидкостей глушения в больших количествах.

Способ достигается тем, что в скважину закачивают буферную, блокирующую и задавочную жидкости, и в качестве блокирующей жидкости используют не менее двух составов образующих в процессе смешения вязкую структуру, обладающую высокими адгезийными и обратимыми свойствами, например

состав N 1, мас.%:

Сополимер стирола с малеиновым ангидридом, обработанный гидроксидом натрия - 15-20

Вода - Остальное

состав N 2, мас.%:

Уксусная кислота - 4-5

Вода - Остальное

причем составы готовят отдельно и закачивают в скважину последовательно.

Водорастворимые полимеры, используемые в предлагаемом способе, получают сополимеризацией стирола с малеиновым ангидридом с последующей обработкой высокомолекулярного соединения гидроксидом натрия.

При взаимодействии полимера сo слабыми кислотами формируется не растворимая в воде высоковязкая стабильная масса, обладающая высокой адгезией к породе скважины.

Это свойство полимера используют при глушении скважин для временной блокировки высокопроницаемого коллектора путем образования непроницаемой, полимерной пленки, снижающей фильтрацию жидкости в пласт, особенно в условиях АНПД.

При добавлении горячего раствора гидроксидов, например натрия, калия и т. д. (T=40-45^oC), полимерная масса разрушается и переходит в жидкое состояние.

Способ осуществляется следующим образом. Для проведения подземно-ремонтных операций перед глушением в скважину закачивают последовательно 5-8 м³ буферной жидкости для оттеснения газа и предупреждения разгазирования блокирующей жидкости, 2-3 м³ состава N 1 (раствора уксусной кислоты массовой долей 4-5%), 1.5-2 м³ состава N 2 (15-20% водорастворимого полимера) и продавливают их в интервал перфорации инвертно-эмульсионным или солевым раствором. Продвигаясь по стволу скважины и проникая в пористую среду, составы N 1 и N 2 смешиваются между собой и образуют высоковязкую массу с высокими структурно-механическим свойствами, которая формирует на породе не проницаемую для жидкости глушения полимерную пленку. После этого проводят необходимые ремонтные работы.

После завершения ремонтных работ проводят деблокировку ПЗП горячим раствором гидроксида натрия массовой долей 15-17%. При этом высоковязкая масса разрушается и переходит в жидкое состояние.

При освоении скважины на факел и пуске ее в эксплуатацию после проведения ремонтных работ скважина сразу выходит на устойчивый режим работы.

На основании вышеизложенного считаем, что предложенный способ блокировки интервала перфорации в скважине удовлетворяет требованию критериям "новизна" и "изобретательский уровень", так как использование такой совокупности признаков для достижения поставленной цели ранее не известно. Он позволяет получить на породе скважины полимерную пленку с высоким показателем структурно-механических свойств, что приводит к снижению фильтрации жидкости в пласт и надежно блокирует его, что особенно важно при глушении скважин в условиях АНПД.

Следует отметить, что понижение концентрации реагентов (нижний предел) приводит к повышению фильтрации жидкостей в пласт, увеличению поглощаемых объемов жидкости и сроков освоения скважины после ремонта. При повышении концентрации компонентов в растворе вышеуказанных значений (верхний предел) высоковязкая масса становится технологически непригодной из-за трудностей, возникающих при продавке ее в интервал перфорации.

Ниже приведены конкретные примеры осуществления способа с пакерной и беспакерной компоновкой эксплуатации скважин.

Скважина N 3162

1. Конструкция и техническое состояние скважин.

1.1. Э/колонна: d=168 мм-1257 м - цемент до устья.

1.2. Искусственный забой - 1248 м, текущий забой по ПГИ 1238 м.

1.3. Интервалы перфорации: 1195-1233 м.

1.4. НКТ d=114 мм спущены до глубины 1152 м.

1.5. Устье оборудовано ФА типа АФК-6-100/100-210ХЛ.

1.6. Скважина остановлена в 97 г. Параметры до остановки:

P_у = 4,15 МПа, T_у = 17^oC, Q = 110 тыс.м³/сут (01.1997 г.),

М = 16 г/л (12.1997 г.). P_пл = 4,7 МПа, P_ст = 4,3 МПа, ГВК 1240 м, K_п = 35%.

1.7. Ранее проводимые работы: гидрофобизация.

2. План работ.

2.1. Приготовили и завезли на скважину 5%-ный раствор уксусной кислоты в объеме 3 м³; водорастворимый полимер (мас. доля 15%) в количестве 2 т; 40 м³ инвертно-эмульсионного раствора (ИЭР) плотностью 0,98 г/см³.

2.2. Подготовили рабочую площадку для расстановки спецтехники вокруг устья скважины в радиусе 25-30 м.

2.3. Смонтировали задавочную и обратную линии, расставили спецтехнику согласно типовой схеме.

2.4. Двумя ЦА-320 обвязали через тройник трубное пространство скважины. Произвели опрессовку нагнетательной линии на 7,5 МПа.

2.5. Закачали в НКТ 6-7 м³ ИЭР для оттеснения газа из НКТ и снижения давления и заполнения затрубного пространства. Затем приступили к закачке 0,2 м³ технической воды, раствора уксусной кислоты в объеме 3 м³.

2.6. Вторым ЦА-320 произвели закачку 4 м³ раствора водорастворимого полимера (мас.доля 15%), 0,2 м³ технической воды и продавили растворы в интервал перфорации 3 м³ ИЭР. Закрыли затрубное пространство при подходе раствора уксусной кислоты к башмаку НКТ и продавили раствор в пласт 5 м³ ИЭР. В процессе закачки максимальное давление составило 5,5 МПа.

2.7. Закрыли скважину и вели наблюдение за изменением трубного и затрубного давлений в течениe 11-12 ч.

2.8. Перед производством дальнейших работ согласно основному плану произвели циркуляцию скважины ИЭР не менее двух циклов.

Скважина N 12261

1. Конструкция и техническое состояние скважины.

1.1. Кондуктор - 245 мм-546 м, цемент до устья.

1.2. Э/колонна 168 мм-1252,5 м, цемент до устья, oпрессована на 130 атм.

1.3. НКТ 114 м спущены до глубины 1239 м.

1.4. Искусственный забой - 1239 м.

1.5. Интервалы перфорации: 1200-1216 м; 1226-1237 м.

1.6. Пакер 2ПДЯГ установлен на глубине 994-996 м.

1.7. ФА типа АФК-6-100/100 - 210 ХЛ.

1.8. Параметры работы скважины до остановки:

P_г = 4,1 МПа; T = +12^oС; Q = 440 тыс.м³/сут; минерализация - 18 г/л; ГВК - 1245 м. P_пл = 4,7 МПа, K_п = 31%.

2. План работ.

2.1. Подготовили площадку для размещения спецтехники, спецоборудования и емкостей для завоза жидкостей глушения.

2.2. Завезли на скважину 35 м³ ИЭР плотностью 1000 кг/м³, 1,5 м³ водорастворимого полимера (мас.доля 19%), 1,8 м³ раствора уксусной кислоты (мас. доля 4%).

2.3. Собрали нагнетательную, факельную и обратную линии. Опрессовали нагнетательную линию на полуторакратное рабочее давление - 70 атм.

2.5. Провели подготовительные работы по определению герметичности пакера, для этого стравили давление в затрубном пространстве. В случае падения затрубного давления до 0 при не изменившемся трубном - пакер герметичен.

2.7. Глушение производили по схеме. Стравили до 0 и заполнили затрубное пространство ИЭР в объеме 7 м³. В НКТ закачали 5-7 м³ ВМР для оттеснения газа и снижения устьевого давления, затем последовательно произвели закачку насосным агрегатом N 1 0,2 м³ технической воды, раствора уксусной кислоты в объеме 1,8 м³ и агрегатом N 2 1,5 м³ водорастворимого полимера и 0,2 м³ технической воды. Продавили закачанные растворы в интервал перфорации 9 м³ ИЭР. Максимальное давление продавки жидкости составило 6 МПа.

2.8. После ведения наблюдения за трубным и затрубным пространством стравили газовую шапку и произвели долив скважины ИЭР в объеме 1 м³.

При ведении ремонтных работ, в частности промывка забоя, разрушение излишков цементного моста и др., в скважине наблюдалась устойчивая циркуляция жидкости. Количество поглощаемой жидкости глушения за весь период ремонта данных скважин составило 8-10 м³, что по средним показателям ниже в 5-6 раз. При освоении скважины вышли на рабочий режим в течениe трех суток.

Таким образом, использование предлагаемого способа для блокировки поглощающих пластов в скважине путем повышения структурно-механических и адгезийных свойств блокирующей жидкости позволяет сохранить проницаемость продуктивного коллектора на прежнем уровне и сократить время освоения и выхода скважины на рабочий режим после капитального ремонта.