Способ глушения скважины

(51)5 Е 21 В 43/ К 7/06 ЗОБРЕ ИСА ВТОРСКО ИДЕТЕЛ ЬСТВ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМПРИ ГКНТ СССР(71) Уренгойское производственное обьединение по добыче газа им, С.А.Оруджева(56)Авторское свидетельство СССРч". 1146308, кл, С 09 К 7/06, 1986,Шариков А,М. и др. Технология глушения скважин на ОГКМ. - Газовая промышленность, 1987,ч. 4, с, 36,(54) СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЪ(57) Изобретение относится к глушениюскважин при проведении капитальных и подземных ремонтов, а также при вводе скважинв эксплуатацию после бурения. Цель - повышение эффективности последующего освоения скважины за счет сохраненияемкостно-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. грубопласта. 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 (Я 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. ЬЭ дисперсных глобул водной фазы, кольматирующих низкопроницаемую часть коллекто- (у ра, В области инверсии фаз меняется и коллоидная структура системы раствор ПАВ -авдей пластовый флюид. Образующийся при этом инвертный мицеллярный раствор становится родственным как в отношении пластовых углеводородов, так и к блокирующей жидкости. При Тинв - 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, 162950145 50 что существенно затрудняет освоение скважин после ремонта,При условной вязкости блокирующейжидкости ниже 400 с резко снижаютсяструктурно-механические и блокирующиесвойства, особенно в высокопроницаемых(более 1 Д) коллекторах, что впоследствииведет к поглощению и трудности освоенияскйажин.Способ осуществляется следующим образом.При вводе скважины в эксплуатациюпосле бурения или при проведении ремонтных операций в интервал перфорации продуктивного пласта через насосно-компрессорныетрубы (НКТ) закачивают раствор неионогенных ПАВ, выбранных из группы оксиэтилированных моно- и/или диизононилфенолов наоснове лабораторных исследований температуры инверсии фаз и межфазного на. яжения так, чтобы фазоинверсионнаятемпература этого раствора в системе с пла - ,говым флюидом была не более чем на 10 Сиже температуры призабойной эоны.Раствор ПАВ готовят с содержанием 1 -10;6 неионогенных ПАВ и закачивают обьеом 0,1-1,0 м на 1 м перфорированнойзмощности пласта. При высокой проницаемости пласта (более 1 Д) далее закачиваютгидрофобно-эмульсионный раствор, например, на основе эмультала, пеназолина, украмина, газохима дегидратированныхполиамидов ЭС - 2, приготовленный такимобразом, чтобы его плотность была большеплотности жиздкости глушения не менее,чем на 30 кг/м, далее уравновешивают пластовое давление жидкостью глушения -водным раствором неорганических солеййаС 1, СаС 12, М 9 С 12, КС 1, КВг 2 и других или ихсмесей.Уравновесив пластовое давление, приступают к ремонтным работам. После завершения ремонта вызывают приток жидкостииз скважины последовательной заменой задавочной жидкости в скважине жидкостьюили газоконденсатной смесью меньшейплотности, снижением столба или понижением уровня жидкости в скважине,П р и м е р 1. Способ осуществлен наскважине, характеризующейся следующими параметрами;Эффективная мощность пласта, м 94Интервал перфорации,м 1166 - 1185Перфорированная мощность, м 19Пластовая температура, С 32Оптимальный дебит, тыс. м /сут 610В качестве буферной жидкости использовали согласно предлагаемому способу оглушения 1;-ный раствор Неонола АФ 9 - 12,,; носящийся к группе оксиэтилированных 5 10 15 20 25 30 35 40 моноизонилфенолов со степенью оксиэтилирования 12, в 15%-ном растворе СаС 12. Межфазное натяжение этого раствора на границе раздела со стабилизированным газоконденсатом 8 10 мН/м, а фазоинверси 2онная 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 СаС 2 плотностью 1150 кг/м и последуюзщим 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 О-ного раствора СаС 2 (плотностью 1177 кг/мз), 3 м буферной и 3 м блокирующей жидкости. С помощью агрегата ЦАпродавали 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 О-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.П р и м е р 2, Скважина имеет следующие параметры: Эффективная мощность, пласта м 95,5 Интервал перфорации, м 1149 - 1173 Перфорированная мощностьпласта, м 24 Пластовая температура, С 32 Оптимальный дебит, тыс. м /сут 550 В качестве буферной жидкости использовали 7 оь-ный раствор Неонола АФдв 15;ь-ном растворе СаС 12, 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,БестужеваТехред М.Моргентал Корректор М,Максимишинец Редактор Л,Гратилло Заказ 419 Тираж 372 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 113035, Москва, Ж, 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.зП р и м е р 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 о -ном растворе СаСр) 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 оповышается продуктивность сква 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.т лича ющи йсятем, что,сцельюповышения эффективности последующего освоения скважины эа счет сохранения емкостно-фильтрационных характеристик пласта, в воду дополнительно вводят неио ногенное поверхностно-активное веществов количестве, обеспечивающем превышение критической концентрации мицеллообразования на величину сорбций их пластовой породой, при этом фазоинверси онная температура раствора в системе спластовым флюидом более чем на 10 С ниже температуры призабойной зоны, а в качестве блокирующей жидкости импользуют инвертную эмульсию с нулевой фильтра цией и условной вязкостью более 400 с,2, Способ по п 1 отл и ч а ю щ ий с ятем, что в качестве неионогенных поверхностно-активных веществ используют оксиэтилированные моно- и диизононилфенолы 35 или их смеси.