Способ глушения эксплуатационной скважины

Способ глушения эксплуатационной скважины

Реферат

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способам подготовки скважин к подземному и капитальному ремонту. В способе глушения эксплуатационной скважины осуществляют закачку в затрубное пространство при открытых на устье насосно-компрессорных трубах (НКТ) вязкоупругого состава (ВУСа), содержащего полиакриламид (ПАА), сшиватель и воду, затем - жидкость глушения. Производят продавку вязко-упругого состава на забой и в фильтр. Осуществляют закачку жидкости глушения в НКТ. В качестве жидкости глушения в затрубное пространство и в НКТ закачивают воду. Перед продавкой ВУСа в затрубное пространство закачивают буферную жидкость, а продавку ВУСа на забой и фильтр производят при закрытых НКТ. Закачку жидкости глушения в НКТ осуществляют через затрубное пространство при открытых на устье НКТ после продавки ВУСа на забой и фильтр. В качестве сшивателя ВУС содержит бихромат натрия и дополнительно содержит КССБ (концентрированнную сульфитно-спиртовую барду) при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: ПАА 1,0-2,0; бихромат натрия 0,15- 0,25; КССБ 0,05-2,0; вода остальное. Кроме того, ВУС закачивают в затрубное пространство в объеме части скважины ниже НКТ и в качестве буферной жидкости в затрубное пространство закачивают воду, применяемую в качестве жидкости глушения. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа, в том числе для скважин с высокой поглощающей способностью и высокой пластовой температурой, с одновременным сохранением коллекторских свойств пласта и расширением технологических возможностей. 2 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу глушения эксплуатационной скважины, включающий закачку в затрубное пространство скважины вязкоупругого состава (ВУСа) и жидкости глушения [1].

Недостатком известного способа является то, что во всех случаях производится заполнение значительного объема скважины ВУСом, включающего подъемные трубы и часть скважины от башмака подъемных труб до забоя, что существенно осложняет процесс глушения, а именно, процесс закачки и продавки ВУСа. Известный способ неприменим в скважинах, оборудованных глубинными насосами. Кроме того, по известному способу приходится всю скважинную жидкость вытеснять под большим давлением на устье в пласт, при использовании известного способа в скважинах, оборудованных насосами, при освоении скважины после ремонтных работ для предотвращения заклинивания насоса (откачка сразу через насос ВУСа в виде геля) требуется дополнительная операция по спуску в скважину насосно-компрессорных труб (НКТ) с воронкой и проведение промывки для удаления ВУСа, при закачке и продавке ВУСа происходит его перемешивание с жидкостью глушения.

Известен способ глушения эксплуатационной скважины, наиболее близкий к предложенному способу, включающий закачку в затрубное пространство скважины при открытых на устье НКТ ВУСа, содержащего полиакриламид, сшиватель и воду, и жидкости глушения, продавку ВУСа на забой скважины и в фильтр, закачку жидкости глушения в НКТ [2].

Недостатком известного способа является то, что его нельзя использовать при глушении скважин, оборудованных скважинными насосами, так как закачка и продавка ВУСа на забой осуществляется через НКТ. При этом продавка ВУСа на забой и в фильтр, в частности в случае аномально высокого пластового давления, требует больших давлений продавки, а давление опрессовки НКТ гораздо меньше давления, создаваемого при продавке ВУСа. Регулирование этого давления давлением, создаваемым гидростатическим столбом жидкостей в скважине, не представляется возможным.

К недостаткам известного способа можно отнести также и то, что первоочередная закачка ВУСа при контакте его с пластовым флюидом, особенно с остаточной нефтью на стенках фильтровой части скважины и в поровых каналах, приводит к ослаблению адгезионных свойств ВУСа при глушении и недостаточной величине предельного напряжения сдвига. Кроме этого, к недостаткам известного способа относится то, что заполнение ВУСом объема скважины выше низа НКТ осложняет процесс ремонтных работ и освоения скважин после ремонтных работ. При этом использование ВУСа в объемах, применяемых в способе, неэкономично.

Целью изобретения является повышение эффективности глушения скважин, оборудованных глубинными насосами, призабойная зона которых загрязнена различными кольматантами.

Цель изобретения достигается тем, что в способе глушения скважины, включающем закачку в затрубное пространство при открытых на устье НКТ ВУСа, содержащего полиакриламид, сшиватель и воду, и жидкости глушения, продавку вязкоупругого состава на забой и в фильтр, закачку жидкости глушения в НКТ, в качестве жидкости глушения в затрубное пространство и в НКТ закачивают воду, перед продавкой ВУСа в затрубное пространство закачивают буферную жидкость, а продавку ВУСа на забой и в фильтр производят при закрытых НКТ, закачку жидкости глушения в НКТ осуществляют через затрубное пространство при открытых на устье НКТ после продавки ВУСа на забой и в фильтр, при этом в качестве сшивателя ВУС содержит бихромат натрия и дополнительно содержит КССБ (концентрированную сульфитно-спиртовую барду) при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: ПАА 1,0-2,0; бихромат натрия 0,15-0,25; КССБ 0,05-2,00; вода - остальное.

Кроме того, ВУС закачивают в затрубное пространство в объеме части скважины ниже НКТ и в качестве буферной жидкости в затрубное пространство закачивают воду, применяемую в качестве жидкости глушения.

ВУС и буферную жидкость закачивают в затрубное пространство в объеме 1-6 м³, в зависимости от мощности фильтра. Наличие буферной жидкости способствует увеличению адгезионных свойств и соответственно предельного напряжения сдвига ВУСа.

В предложенном способе используется ВУС, раствор ПАА у которого приготовлен на жидкости, используемой в способе как жидкость глушения, в качестве которой используют воду, подаваемую, например, из близлежащих нагнетательных скважин осуществляемым процессом, т.е. техническую воду.

Это позволяет упростить процесс приготовления ВУСа и обеспечить непрерывность осуществления способа, не применяя высокоминерализированные растворы в качестве жидкостей глушения.

Кроме того, в тех случаях, когда удается закачать объем ВУСа в пласт (исходя из мощности фильтровой зоны), то одновременно с глушением скважины достигается очистка призабойной зоны от различных накоплений и частичная изоляция водоносных пропластков.

Способ проверен в лабораторных условиях.

Адгезионные свойства состава определяют следующим образом. Готовили ВУС, содержащий (примеры 1,2), %: ПАА 2, бихромат натрия 0,15; КССБ 0,05 и воды 97,8, и ВУС, содержащий (примеры 3,4), %: ПАА 1; бихромат натрия 0,25; КССБ 2 и водa 96,75. 15 мл ВУСа по примерам 1,3 заливали в пробирку, смоченную нефтью, а по примерам 2,4 - в пробирку, смоченную водой. После выдержки состава на полимеризацию полученный образец выдерживали в течение суток в пробирке. Далее, путем отрыва состава (с помощью пресса) от стенок пробирки определяли адгезионные свойства. Предельное напряжение сдвига определялось путем прокачки ВУСа, в стеклянной трубке диаметром 0,02 м и длиной 1,0 м.

Результаты определения физико-химических свойств ВУСа приведены в таблице. Как видно из таблицы, адгезионные свойства и предельное напряжение сдвига на поверхности, смоченной нефтью и водой, отличаются значительно.

Процесс на скважинах осуществляют в следующей последовательности.

После проверки наземных коммуникаций на герметичность в затрубное пространство скважины при открытых на устье НКТ последовательно закачивают буферную жидкость (воду), ВУС и воду. При приготовлении ВУСа входящий в состав ПАА готовят на жидкости глушения, используемой в способе. В качестве буферной жидкости и жидкости глушения может быть использована вода из близлежащих нагнетательных скважин. При закрытых НКТ продавливают ВУС из затрубного пространства ниже НКТ в фильтровую зону. Открывают на устье НКТ и закачивают через затрубное пространство жидкость глушения в объеме НКТ. После полимеризации ВУСа стравливают давление на устье.

Пример конкретной реализации способа глушения скважины.

Глушили эксплуатационную скважину, оборудованную электроцентробежным насосом.

Геолого-техническая характеристика скважины: горизонт В6; диаметр эксплуатационной колонны 146 мм; искусственный забой 2305 м; интервал перфорации 2271-2276 м; пластовое давление 236 атм.; дебит нефти 3 т/сут; обводненность 99%; газовый фактор 57 м³/м³. Для глушения скважины был приготовлен ВУС следующего состава: 25 кг полиакриламида, 4 кг бихромата натрия, 2 кг КССБ, 2 м³ воды. В затрубное пространство при открытых НКТ закачали 3 м³ буферной жидкости (воды), 2 м³ ВУСа и 14,5 м³ воды. Давление закачки 30-40 атм. Закрыли НКТ и продавили ВУС ниже НКТ и в фильтр жидкостью глушения (водой) путем ее закачки в объеме 11 м³. Давление закачки 70-90 атм. Открыли НКТ и закачали через затрубное пространство 4 м³ воды при давлении 30-40 атм. Оставили скважину под давлением для полимеризации ВУСа на 24 ч. Стравили давление (давление на устье равно нулю). Скважина заглушена.

Источники информации 1. RU, патент, 2054118, кл. Е 21 В 43/12, 1995.

2. Аметов И.М. и др. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1989, с. 137-138.

Формула изобретения

1. Способ глушения эксплуатационной скважины, включающий закачку в затрубное пространство при открытых на устье насосно-компрессорных трубах вязкоупругого состава, содержащего полиакриламид (ПАА), сшиватель и воду, и жидкости глушения, продавку вязкоупругого состава на забой и в фильтр, закачку жидкости глушения в насосно-компрессорные трубы, отличающийся тем, что в качестве жидкости глушения в затрубное пространство и в насосно-компрессорные трубы закачивают воду, перед продавкой вязкоупругого состава в затрубное пространство закачивают буферную жидкость, а продавку вязкоупругого состава на забой и в фильтр производят при закрытых насосно-компрессорных трубах, закачку жидкости глушения в насосно-компрессорные трубы осуществляют через затрубное пространство при открытых на устье насосно-компрессорных трубах после продавки вязкоупругого состава на забой и в фильтр, при этом в качестве сшивателя вязкоупругий состав содержит бихромат натрия и дополнительно содержит концентрированную сульфитно-спиртовую барду (КССБ) при следующих соотношениях ингредиентов, мас.%: ПАА - 1,0 - 2,0 Бихромат натрия - 0,15 - 0,25 КССБ - 0,05 - 2,00 Вода - Остальное 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что вязкоупругий состав закачивают в затрубное пространство в объеме части скважины ниже насосно-компрессорных труб.

3. Способ по одному из пп.1 и 2, отличающийся тем, что в качестве буферной жидкости в затрубное пространство закачивают воду, применяемую в качестве жидкости глушения.

РИСУНКИ

Рисунок 1