Способ глушения скважины

СОЮЗ СОВЕТСКИХСОЦИАЛИСТИЧЕСКИХРЕСПУБЛИК ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМПРИ ГКНТ СССР ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯК АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ(71) Научно-производственное объединениепо геолого-физическим методам повышениянефтеотдачи пластов "Союзнефтеотдача"(56) Авторское свидетельство СССРМ 874975, кл. Е 21 В 43/12. 19871. Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам глушения скважин.Цель изобретения - повышение эффективности глушения скважины на месторождениях, эксплуатирующихся с применением диоксида углерода для вытеснения нефти,При глушении скважины в призабойную зону эакачивают раствор полигликолей или полидиметилдиаллиламмонийхлорид марки ВПК - 402 в качестве блокирующей жидкости.Полигликоли - отход производства, получаемый при гидратации окиси этилена и представляющий собой смесь гликолей (триэтиленгликоля, тетраэтиленгликоля и т,д.) плотностью не менее 1075 кг/м .Полидиметилдиаллиламмонийхлорид является водорастворимым полиэлектролитом катионного типа линейно-циклической структуры, получаемый путем полимеризаЯО 1694868 А 1(54) СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ (57) Изобретение относится к нефтяной пром-сти. Цель - повышение эффективности способа на месторождениях, эксплуатирующихся с применением диоксида углерода для вытеснения нефти. При глушении скважины в призабойную зону закачивают раствор полигликолей или йолидиметилдиаллиламмонийхлорид мар- ВПК - 402 в качестве блокирующей жидкости. Закачка в призабойную зону данной блокирующей жидкости приводит к образованию достаточно вязких и стабильнь 1 х в присутствии жидкого диоксида углерода систем, которые могут выполнять экранирующую функцию. 1 табл,ции мономера диметилдиаллиламмонийхлорида. Молекулярная масса элементарной ячейки со структурной формулой Сн -сн-сн-Сн 2 СН 2 ./ме С 1/СН 3 НЗи равна 161,7 по междУнаРодным а весам (марка ВПК - 402).Закачка в призабойную зону в качестве блокирующей жидкости полигликолей или ВПКприводит к образованин 5 достаточно вязких и стабильных в присутствии жидкого диоксида углерода систем, которые могут выполнять экранирующую функцию.Растворы ВПК - 402 практически не меняют вязкость при контакте с жидким С 02, 1694868Растворы полигликоля понижают свою вязкость при контакте с жидким СО 2 незначительно, Выбор конкретной концентрации растворов ВПК - 402 и полигликолей для закачки в призабойную зону пласта в качестве блокирующей жидкости будет определяться коллекторскими свойствами призабойной зоны пласта и содержанием СО 2 в прискважинной зоне, При высоких проницаемостях с высоким содержанием С 02 необходимо использовать растворы с верхними пределами концентрации: ВПК - 402, (10%), полигликоль (100 ), При малом содержании СО 2 и низких проницаемостях можно ограничиться нижними пределами содержания реагентов: ВПК - 402 - 2,5%, полигликоля - 10%. Ниже нижних концентрационных пределов использование данных реагентов невозможно из-за низкой вязкости растворов; выше верхних - нецелесообразно из-за увеличения времени освоения скважин.Необходимо отметить, что закачка полигликоля нецелесообразна при минерализации пластовой воды выше, чем 100 г/л. Что касается ВПК - 402, то для его применения ограничений по минерализации воды не имеется, Кроме того, выбор реагента в конкретном случае должен предусматривать и технико-экономическую экспертизу - транспортные расходы и стоимость реагентов (ВПК - 402 на порядок дороже, чем полигликоль).Основным технологическим параметром блокирующей жидкости в данном случае является ее вязкость, Сохранение вязкости небольшой оторочки раствора ВПК - 402 или полигликоля при контакте с СО 2 обеспечивает низкую подвижность - ,К ,Игде К - проницаемостьи- вязкость) блокирующей жидкости в призабойной зоне пласта и предотвращает тем самым контакт С 02 с задавочной жидкостью, например, с раствором СаС 2. Если в известных случаях глушения скважин с предварительной закачкой известных блокирующих жидкостей лишь обеспечивает сохранение фильтрационных характеристик призабойной зоны и не годится для месторождений, эксплуатирующихся с применением СО 2, то предварительная закачка в качестве блокирующейжидкости ВПК - 402 или полигликолей может применяться на месторождениях, эксплуатирующихся с применением СО 2, за счет предотвращения фонтанирования диоксида углерОда, чего не удается достичь предварительной закачкой известных бл,кирующих жидкостей.В таблице представлены преимуществданной блокирующей жидкости перед изве5 стными после контакта с жидким диоксидоуиуглерода,П р и м е р. В условиях нефтяного. месторождения глубина скважины Ьскв 1400 м, 10 статический уровень перед подземным ремонтом Нсз 120 м, средняя плотность жидкости р 920 кг/м, пластовое давление 12,5 МПа, давление насыщения С 02 Рз СО 2 6,8 МПа, пористость в 0,23, мощность пласта Ь 2,8 м, радиус скважины г, 0,075 м, радиусы границ прокачки блокирующей жидкости В 1, В 2 2,5 и 2 м.Для определения объемов закачки задавочной и блокирующей жидкостей рассчитывается забойное давление по начальной потноси ждоси.Рзаб= 1-ст. 9 Р =1280 920 9,81= 25= 11,5 МПэ,Таким образом, Рааб РзДалее рассчитывают требуемую плотность задавочной жидкости по заданномупластовому давлению30Ра,ж. =аРпл-сквЯ35 - 1 1=1011 кгlм12,5 10згде а - .коэффициент запаса.Определяют объем блокирующей жидкости по параметрам прокачки 40Чб,ж.= пппб(Й 1 - Й 2 )==3,14 0,23 2,8(2,5 -2 )=5,05 м45 Вычисляют объем задавочной жидкостиЧз,ж,= Л пГп(Й 2 -Гс ) + Чскв =2 23,14 0,23 28"50 хф,075 ) + йгс 3 скв=. 8,02++ 17,5 =25,52 м .Глушение скважины проводят путем последовательной закачки блокирующей и за давочной жидкостей.Для эскпериментальной проверки эффективности данных жидкостей приготовлены различные варианты блокирующих и задавочных жидкостей, 5,1694868Устойчивость указанных жидкостей к действию жидкого диоксида углерода исследовали на лабораторной установке, включающей: поршневые колонки, ручной пресс, напорную колонку, манометр. В поршневую колонку помещается 100 г испытуемой жидкости с известными технологическими параметрами (вязкость, плотность), затем колонка присоединяется к установке, Необходимое давление жидкого диоксида углерода в поршневой колонке создается с помощью ручного пресса и напорной колонки, При достижении заданного давления (контроль по манометру), жидкий диоксид углерода из поршневой колонки передавливается в поршневую колонку, содержащую испытуемую жидкость, после чего колонка отсоединяется от установки и термостатируется, По окончании термостатирования давление в колонке сбрасывается до атмрсферного, обработанная жидкость выдерживается сутки, после чего определяются ее вязкость и плотность.П р и м е р 1, В поршневую колонку помещается 100 г полигликоля, имеющего вязкость 93,3 МПа.с и плотность 1,13 г/смз при 21 С, После четырехсуточного контакта с жидким С 02 при 10,0 МПа и 21 С полигликоль сутки выдерживался при атмосферном давлении (для удаления избытка С 02), После обработки вязкость полигликоля составила 73,6 МПа с, а плотность 1,13 г/см,П р и м е р 2, В поршневую колонку помещается 100 г мицеллярного раствора ,(известного), имеющего вязкость 9,9 МПа с и плотность 0,96 г/см . После 1,5 суточногоз контакта с жидким С 02 при 10,0 МПа и 21 Смицеллярный раствор разделился на двефазы - водную и органическую, причем поверхностное натяжения водной фазы на гра 5 нице с керосином по сравнению с исходныммицеллярным раствором возросло более,чем в 200 раз. Вязкость водного слоя составила 1,0 МПа с, плотность 1,01 г/см . Верхний органический слой имел вязкость10 89,0 МПа с и плотность 0,96 г/см, причемверхний слой обладал свойством неограниченно смешиваться с жидким диоксидом углерода, что после разгазирования и уносэлегких углеводородов привело к резкому15 увеличению вязкости органического слоя.Закачка в призабойную зону в качествеблокирующей жидкости растворов ВПК или полигликолей упрощает технологиюглушения скважин, так как в этом случае20 не требуется использование специального смесителя с зффективным перемешиванием, что необходимо, например, дляприготовления многокомпонентного мицеллярного раствора,25Формула изобретения Способ глушения скважины, включающий закачку в призабойную зону блокирующей жидкости, о тл ич а ю щи йс я тем,что, 30 с целью повышения зффективностиспособа на месторождениях, зксплуатирующихся с применением диоксида углерода для вытеснения нефти, в призабойную зонузакачивают раствор полигликолей или 35 полидиметилдиаллиламмонийхлорид марки ВПК.1694868 20 10,0 4 Разрушение обратной эмульсии 25 1 ОО 21Полиакриликкамид-СаС 18 4 Коагуляция раствора полиакриламида 10,0 0,05 ХМицеллярный раствор имеет следующий состав, г петронат П 1. 6,8;волгоната 0,4;диэтоплива 33,2; иэопропанола 1,6, 1%-ный растворМаС 1 в дистиллированной воде 58,0."к Обратная эмульсия составлена по рецепту Орлов Г,А. и др.Полиакриламидный хлоркальциевый раствор составлен по рецептуАндресон Б.А. и дрСоставитель Л.БестужеваТехред М.Моргентал Корректор А;Осауленко Редактор И.Сегляник Заказ 4141 Тираж 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 1 2 3 4 5 б 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 Полигликоль Полигликоль Полигликоль Полигликоль Полигликоль Полигликоль Полигликоль Полигликоль Полигликоль Полигликоль Полигликоль ВПКВПК 402 ВПКВПКВПКВПКВПКМицеллярный раствор Обратная эмульсия 100 10,0 100 12,0 100 (5, О 100 10,0 100 10,0 100 10,080 10,0 бО 10,0 .40 10,0 20 10,0 10 10,010 10,09 10,0 8 10,0 б 10,0 0,01 10,0 0,025 10,0 2,5 10,0 1(П) 10, О 21 21 21 28 21 21 21 21 25 25 25 21 21 21 21 25 25 25 21 4 93) 3/73,6 1,13/1,13 4 93,3/71,4 1,13/ 1,13 4 , 93,3/84,6 1, 13/ 1, 13 4 93,3/70,5 1, 13/ 1, 13 1,5 93, 3/81, 2 1, 13/1,13 6 93 эЗ/73 эО 1 э 13/1 э 13 4 74,7/69,3 1,07/1,06 4 59,2/56,6 1,03/1,03 4 33 ф 74/28 вЗ 1 фОЗ/1 ф 03 4 11 э 44/8 э 32 1 эОЗ/1 фОЗ 4 2,84/2,41 1,02/1,02 4 86, 1/86, 1 1, 12/1, 12 4 72,5/71,91,12/1,12 4 54,6/54,6 1,11/1,11 4 20,9/20,9 1,10/1,10 4 1,64/1,64 1,02/1,02 4 1, 71/1, 71 1,03/1, 03 4 Зв 20/Зэ 20 1 ю 05/1 ф 05 15 Раэрушение мицеллярного раствора