Способ блокирования поглощающих пластов

СОГОЭ СОВЕТСКИХ ОЦИАЛИСТИЧЕСКИ ф Г(55 Е 21 В 33/13 ТЕ ВИДЕТЕЛ ЬСТВ ВТОРС ий о-исследовател зовБанчужный И С, и др. Справочное ажным материалам Методы изоэксплуатации55,ва(54) СПОСОБ БЛОКЮ(ЦИХ ПЛАСТОВ(57) Использованипромышленность,закачивают в качес ВАНИЯ ПОГЛО затем сопянокисингибитором КИ, оставляет 10-20 я, ие нефипьтрующерованного тампона перемешивания и ния этих составов,рования поглощаюз которых образультрующийся со-.Р КОМПОНЕНТЫ,20-257. 80,1. 0,151,0-1,5остальное ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕВЕДОМСТВО СССР(71) Украинский научнинститут природных га(56) Данюшевский В.руководство по тампонМ;, Недра, 1987, с. 193,Блажевич В. А. и дпластов при бурении ижин, ВНИИОНТ, 1972,: нефтяная и газовая ущность изобретения; ве 1 реагента бентониИзобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам и составам дпя блокирования поглощающих пластов перед установкой разделительных цементных мостов при капитальном ремонте скважин,Целью предлагаемого изобретения является повышение качества блокирования поглощающих пластов путем создания высоковязкого нефильтрующегося состава в скважине из легкопрокачиваемых исходных составов, Поставленная цель достигается тем, что в известном способе, включающем раздельную закачку в, скважину реагентов с последующим их перемешиванием в интервал залегания поглощающих пластов пооЧередно закачиваются два типа составов, имеющих низкие реологические показатели и хорошую прокачиваемость,томеповый раствор состава, мас,о: бентонитовый глинопорошок 20,0 - 25.0: меп молотый 7,0-8,0; сульфанол 0,10-0,15; карбоксиметилцеллюлоэа 1,0-1,5; вода остальное, который готовят путем механического перемешивания, а в качестве 2 реагента - ингибированную соляную кислоту в количестве 10 - 20 оь от обьема первого реагента. В качестве ингибированной соля. ной кислоты используют раствор, содержащий (мас,%) соляную кислоту 23-24, ингибитор КИ1,0-1,5, воду остальное. Ингибитор КИпредставляет собой смесь 25 ф катапина Б-алкипполибензилпиридинийхлорид, 25% уротропина, воды остальное. После доставки в поглощающий пласт двух реагентов их перемешивают и оставляют скважину на отстой на 4-6 ч, 1 табл.,1 з. п. ф-пы. бентонитово-меловой, апотный ингибированныйпричем объем второго сот первого, а образовангося высоковязкого газипроисходит в процессехимического реагироваповышая качество блокищего интервалаИсходные растворы,ется высоковязкий нефстав, включают спедующПервый состав, мас.бентонитовый глинопорошокмел молотыйсуп ьфанолКМЦвода5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Второй состав, мэс,%:соляная кислота 12%концентрации 23-24ингибитор КИ1,0-1,5 вода остальное Второй состав берется 10-20% от объема первого.В случае необходимости разрушения высоковязкого газированного геля в незацементированной части интервала продуктивного пласта, в призабойную зону закачивается дополнительное количество солянокислотного раствора в объеме равном разрушаемому объему геля, кэк при известной технологии солянокислотной обработки пластов.Сопоставимый анализ предлагаемого технического решения с прототипом показывает, что заявленный способ отличается от прототипа раздельной закачкой двух реагентов, когда гель образуется в результате химического взаимодействия,Таким образом, предлагаемый способ соответствует критерию "новизна". Предлагаемый способ блокирования призабойной зоны легко осуществим и имеет высокую надежность. Осуществление способа производится следующим образом,Приготавливают расчетный объем бентонитово-мелового раствора плотностью 1230 - 1270 кг/м и закачивают его в скважизну, затем закачивают раствор соляной кислоты 12% концентрации ингибировэнный ингибитором КИв соотношении 1-1,5 мас(.Ингибитор КИпредставляет собой смесь 25% катапина Б-алкилполибензилпиридинийхлорид(СНгп+1 С 6 Н 4 СНЯС 6 Н 4 СН 2)в РуО, где п=6 - 8; гп=-1 - 4; 25% уротропина;остальное вода, (Б, Г, Логинов и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Недра, М., 1966, с, 44, 73-74). Объем закачиваемого раствора соляной кислоты с добавкой ингибитора КИсоставляет 10- 20% от объема бентонитово-мелового рас- твора. Во время продавки этих растворов в интервал поглощающих пластов происходит их перемешивание и реагирование с выделением углекислого газа, образованием хлористого кальция,В .результате реакции получается высоковязкий газированный гель, После доставки исходных компонентов в расчетный интервал, приподнимают насосно-компрессорные трубы выше поглощающего пласта, Отмывают излишний объем блокирующего состава и оставляют скважину на отстой 4-6 ч, За зто время успевает полностью пройти реакция между мелом и соляной кислотой и смесь обоих составов превращается в вязкий нефильтрующийся газированный гель, который трудно продавить в пласт. Над образовавшимся вязкоупругим тампоном устанавливают разделительный цементный мост. После твердения моста проводят капитальный ремонт скважины, Использование предложенного способа и составов для блокирования поглощающих пластов исключает загрязнение пластов в процессе капитального ремонта скважин. При необходимости разрушения высокоеязкого геля в призабойную зону закачивают дополнительное количество раствора соляной кислоты в объеме разрушаемого геля. В результате реакции образуется углекислый газ, вода и хорошо растворимый в воде хлорид кальция. Скважины легко осваиваются. без потери дебитов.Ниже приводятся конкретные примеры осуществления способа получения геля в граничных содержаниях компонентов,Наличие избыточного количества мела в бентонитово-меловом растворе позволяет разрушать гель путем солянокислотной обработки, При выдержке в лабораторных условиях гелеобразных растворов в термостатированной водяной бане при температуре 80 С в течение 3-х ч структура растворов не изменялась.Осуществление способа блокирования поглощающих пластов в промысловых условиях.Бентонитово-меловой раствор приготавливают в глиномешалке или на фрезерно-струйной мельнице путем перемешивания с водой. После приготовления расчетного объема бентонитово-мелового раствора (0,2-0,3 м на 1 м вскрытого интервала)эподуровень вводится раствор ПАВ, Раствор соляной кислоты приготавливают в емкости агрегата Аэинмаш - 30,Предлагаемый способ поясняется схемами на фиг, 1 и 2, где: 1 - насосно-компрессорные трубы; 2 - задвижка фонтанной арматуры; 3 - задвижка нэ трубной головке фонтанной арматуры; 4 - жидкость для глушения скважины; 5 - бентонитово-меловой раствор; 6 - разделительная жидкость; 7 - солянокислотный раствор для образования геля; 8 - продавочный раствор (жидкость для глушения скважин); 9 - газированный гель; 10 - разрушенный гель; 11 - фильтровая часть скважины; 12 - цементный мост; 13 - солянокислотный раствор для разрушения геля.В заглушенную жидкостью скважину через задвижку 2 и насосно-компрессорные трубы 1, при закрытой задвижке 3, насосным агрегатом закачивают расчетный объем1802084 бентонитово-мелового раствора 5, затем разделительный объем воды 6, 100 - 150 л и расчетный объем 12 осоляной кислоты 7, Доставляются растворы в призабойную зону пласта продавочным обьемом воды 8. При достижении бентонитово-мелового раствора фильтровой части скважины 11 продолжают продавку растворов в пласт, где они смешивались, образуя гель. Последующее резкое возрастание давления при продавке растворов будет свидетельство- вать о блокировании призабойной зоны пласта образовавшимся газированным, высбковязким гелем 9,При резком нарастании давления продавки растворов задвижка 3 должна быть открыта. Установка цементного моста 12 в скважине должна быть осуществлена после промывки ствола скважины.Для получения притока газа или нефти из неэацементированной части пласта необходимо разрушить гель закачкой соляной кислоты 13, Получив разрушенный гель 10, осуществляют освоение скважины,Преимущества предлагаемого способа блокирования поглощающих пластов по срввнению с известными следующие:повышения качества блокирования призабойных зон поглощающих пластов;снижение стоимости ремонтных работ за счет удешевления исходных компонентов, применяемых при блокировании; Состав Параметры, плотность р -кг/м , условная вязкость Т,с. СНС - Па Водоотдача (В) см /30 мин Толщина ко ки и, ммр =123 О Т - не течет СНС 1-10 = 50,6 - 44,2 В =39,5 и =22Высоковяэкий газированныйгель С малым содержанием ПАВ и КМЦ Соотношение компонентов,мас, ОБентонитовый глинопорошок - 10Мел молотый - 5ПАВ (сульфанол) - 0,05 КМЦ - 0,5Вода - остальноеНС ингибир, - 10от объема реаг,катапин 1,0) Бентонитовый глинопорошок - 20Мел молотый - 7ПАВ - 0,1КМЦ - 1,0Вода - остальноеНС ингибир. (от Ч реаг.) - 10 катапин 1,0 снижение трудоемкости работ по блокированию;повышение культуры производства; сокращение сроков ремонта и освоение 5 скважины. Формула изобретения 1. Способ блокирования поглощающихпластов, включающий раздельную закачку в 10 пласт двух реагентов с последующим их перемешиванием, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения качества блокирования, в качестве первого реагента используют рвствор, содержащий, мас, о ;15 Бентонитовый глинопорошок 20-25;мел молотый 7 - 8;сульфанол 0,10-0,15;карбоксиметилцел 20 люлоза 1,0 - 1,5;вода остальное.а в качестве второго-ингибированную соляную кислоту, причем второй реагент эакачивают в количестве 10 - 20 оот объема 25 первого реагента.2, Способ по п.1, отл и ча ю щи йс ятем, что в качестве инибированной соляной кислоты используют раствор, содержащий, мас;:30 соляная кислота 23-24;ингибитор КИ1,0-1,5;вода остальное,1802084 Продолжение таблицы Параметры, плотностьркг/м, условная вязкостьзТ,с. СНС-Па Водоо 1 дача (В) см /30 минТолщина корки и, мм Соотношение компонентоы мас. ф, Состав Примечание Высоковязкий газированный гельБентонитовый глинопорошок - 21Мел молотый - 7ПАВ - 0,15КМЦ - 1,5Вода - остальноеНО ингибир. (от Чреаг,) - .10 (катапин 1.0)Бентонитовый глинопорошок - 21Мел молотый - 8ПАВ. 0,1КМЦ - 1,5Вода - остальноеНО ингибир. (от Ч реаг.) -15 (катапин 1,0)Бентонитовый глинопорощок - 25Мел молотый - ЯПАВ - 0,1КМЦ - 1,0Вода - остальноеНС ингибир, (от Ч реаг,) -20 (катапин 1,0)Бентонитовый глинопорощок - 25Мел молотый - 8ПАВ - 0,15КМЦ - 1,5Вода - остальноеНС ингибир, (от Ч реаг,) -20 (катапин 1,0 р Т - не течет СНС 1-о =- 62,2-56,6 В =38 и =-24Высоковязкий газированный гель с малым содержанием ПАВ и КМЦ р Т - не течет СНС 1-10 = 73,8-69,3 В - -36 и 26,5Высоковяэкий газированный гель с малым содержанием ПАВ и КМЦ р= 1270 Т - не течет СНС 1-о = 91,4 - 88,1 В =34 и =29р= 1290 Т - не течет СНС 1-1 о = 109,6 - 107,3 В =30 п=32Высоковязкийгазированныйгель Составитель В. ТроцкийТехред М.Моргентал Корректор О. Кравцова Редактор Производственно.издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101 Заказ 835 Тираж ПодписноеВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР113035, Москва, Ж, Раушская наб 4/5