Способ глушения скважины

Способ глушения скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

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 призабойной 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 неиногенных ПАВ используют оксиэтилированные монои 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

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4480637/03 (22) 15.06.88 (46) 23.02.91, Бюл, ¹ (71) Уренгойское производственное обьединение по добыче газа им, С.А.Оруджева (72) Г.С.Поп, К.А.Барсуков, Н.П.Коршунов, В.Н.Хозяинов и А.Г,Заворыкин (53) 632.245(088.8) (56)Авторское свидетельство СССР

¹ 1146308, кл, С 09 К 7/06, 1986.

Шариков А.М. и др. Технология глушения скважин на ОГКМ. - Газовая промышленность, 1987,¹ 4, с. 36, (54) СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ (57) 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

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 неионогенных поверхностно-активных веществ (ПАВ) с указанными характеристиками обеспечивает низкое межфазное натяжение на границе раздела с пластовым флюидом и тем амым предотвращает образование. грубо„„. Ы „„1629501 А1 (si)s Е 21 В 43/12, С 09 К 7/06 пласта. Способ включает последовательную закачку в призабойную зону водного раствора неионогенных ПАВ с концентрацией их в растворе, превышающей критическую 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 призабойной 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 неиногенных ПАВ используют оксиэтилированные 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. дисперсных глобул водной фазы, кольматирующих низкопроницаемую часть коллекто- (у ра, В области инверсии фаз меняется и коллоидная структура системы раствор ПАВ—

Ъ пластовый флюид. Образующийся при этом инвертный мицеллярный раствор становится родственным как в отношении пластовых углеводородов, так и к блокирующей жидкости. При Т, - 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, 1629501

50 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 неионогенных ПАВ, выбранных из группы оксиэтилированных моно- и/или диизононилфенолов на основе лабораторных исследований температуры инверсии фаз и межфазного на. яжения так, чтобы фазоинверсионная температура этого раствора в системе с пла—,говым флюидом была не более чем на 10 С ..иже температуры призабойной эоны.

Раствор ПАВ готовят с содержанием 1—

10% неионогенных ПАВ и закачивают обье:|ом 0,1-1,0 м на 1 м перфорированной з мощности пласта. При высокой проницаемости пласта (более 1 Д) далее закачивают гидрофобно-эмульсионный раствор, например, на основе эмультала, пеназолина, украмина, газохима,, дегидратированных полиамидов ЭС вЂ” 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

NaCl, CaCb, MgClz, KCl, КВг2 и других или их смесей.

Уравновесив пластовое давление, приступают к ремонтным работам. После завершения ремонта вызывают приток жидкости из скважины последовательной заменой задавочной жидкости в скважине жидкостью

-или газоконденсатной смесью меньшей плотности, снижением столба или понижением уровня жидкости в скважине.

Пример 1. Способ осуществлен на скважине, характеризующейся следующими параметрами:

Эффективная мощность пласта, м 94

Интервал перфорации,м 1166 — 1185

Перфорированная мощность, м 19

Пластовая температура, С 32

Оптимальный дебит, тыс. м /сут б10

В качестве буферной жидкости использовали согласно предлагаемому способу оглушения 1%-ный раствор Неонола ACD9 — 12, носящийся K rруппе OKcMaTBBMpoBBHHbtx

40 моноизонилфенолов со степенью оксиэтилирования 12, в 15%-ном растворе CaClg.

Межфазное натяжение этого раствора на границе раздела со стабилизированным газоконденсатом 8 10 мН/м, а фазоинверси2 онная область в системе с пластовым флюидом 30 С, т.е. на 2 С ниже температуры призабойной зоны скважины.

В качестве блокирующей жидкости использовали инвертнчю.эмчльсию (ИЭ) плотностью 1240 кг/мз, обладающую нулевой фильтрацией и условной вязкостью более 30 мин. ИЭ готовили растворением в цементировачном агрегате ЦА — 320 105 л эмультала в 345 л газоконденсата с постепенным вве- дением в него суспензии химически осажденного мела (107 кг) в 225 м раствора

CaClz плотностью 1150 кг/м и последуюз щим перемешиванием "на себя" (около 2 ч) через диспергатор до получения обратной эмульсии с указанными параметрами.

По предлагаемому способу последовательно закачали в скважину 14 м 20%-ного раствора CaClz (плотностью 1177 кгlмз), 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 обьемном соотношении 1:1.

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

Пример 2, Скважина имеет следующие параметры:

Эффективная мощность, пласта м 95,5

Интервал перфорации, м 1149 — 1173

Перфорированная мощность пласта, м 24

Пластовая температура, С 32

Оптимальный дебит, тыс. м /сут 550

В качестве буферной жидкости использовали 7%-ный раствор Неонола АФд-12 в

15%-ном растворе СаС12, а в качестве блокирующей жидкости — ИЭ плотностью 1250 кг/м с нулевой фильтрацией и вязкостью

1080 с. 4 м ИЭ готовили аналогично примеру 1. Для приготовления использовали 80 л эмультэла, 720 л газоконденсата, 112 кг мела и 2,8 м минерализованной воды плотностью 1400 кг/м, 1629501

Формула изобретения

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

Составитель Л.Бестужева

Техред М.Моргентал Корректор M.Ìàêñèìèøèíeö

Редактор Л.Гратилло

Заказ 419 Тираж 372 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

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, м /сут. з

Пример 3. Скважина характеризуется открытым интервалом перфорации мощностью 45 м, пластовой температурой,34 С и дебитом 600 тыс. м /сут.

Для ее глушения использовали 6 м буферной жидкости (10 -ный водный раствор

Неонола АФд — 12 в 15 -ном растворе CaClz) и 6 мЗ блокирующего ИЭ раствора плотностью 1180 кг/м, условной вязкостью 420 с и нулевой фильтрацией.

Для приготовления 6 м ИЭ с такими параметрами использовали: 60 л эмультала

1,44 м 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 устойчивый режим с дебитом 800 тыс. м /сут.

Емкостно-фильтрационные характеристики пласта при использовании предлагаемого способа не только сохраняются, но на

20 — 30 повышается продуктивность сква5 жин в послеремонтный период, 10 1. Способ глушения скважины, включающий последовательную закачку в призабойную зону воды, блокирующей жидкости и жидкости глушения с плотностью, меньшей плотности блокирующей жидкости, о.т15 л ич а ю щи и с я тем, что,с целью повышения эффективности последующего освоения скважины эа счет сохранения емкостно-фильтрационных характеристик пласта, в воду дополнительно вводят неио20 ногенное поверхностно-активное вещество в количестве, обеспечивающем превышение критической концентрации мицеллообразования на величину сорбций их пластовой породой, при этом фазоинверси25 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 фильтра30 цией и условной вязкостью более 400 с, 2. Способ по п1 от л и ч а ю шийся тем, что в качестве неионогенных поверхностно-активных веществ используют оксиэтилированные моно- и диизононилфенолы

35 или их смеси.