Способ глушения скважины

(71) Заявитель Белорусский научно-исследовательский и проектный институт нефти Республиканского унитарного предприятия Производственное объединение Белоруснефть(72) Авторы Сенкевич Эдуард Станиславович Бруй Любовь Козьминична Добродеева Инна Владимировна(73) Патентообладатель Белорусский научно-исследовательский и проектный институт нефти Республиканского унитарного предприятия Производственное объединение Белоруснефть(56) Рябоконь С.А. и др. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. М.,ВНИИОЭНГ, 1989, с. 1-2, 36-38.2057781 1, 1996.1514903 1, 1989.819147, 1981.4541485, 1985.99119402 , 2001.2055089 1, 1996.(57) Способ глушения скважины путем замены скважинной жидкости на жидкость глушения, отличающийся тем, что в качестве жидкости глушения используют раствор, включающий органо-минеральное сырье на сапропелевой основе ОМС, кислоторастворимую добавку - доломитовый порошок и воду при следующем соотношении компонентов, мас.органо-минеральное сырье(в пересчете на сухое вещество) 10-13 доломитовый порошок 20-25 вода остальное. Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению скважин перед проведением ремонтных работ. Известен способ глушения скважин путем замены скважинной жидкости на водный раствор неорганической соли хлористого натрия или кальция. Применение этого способа приводит к уменьшению проницаемости пород призабойной зоны скважины, резкому увеличению насыщенности пласта водой и снижению относительной фазовой проницаемости по нефти, кроме того, в смеси с нефтью вода образует высоковязкие эмульсии,смешение же с пластовыми водами приводит к нарушению химического равновесия и выпадению солей, при взаимодействии с водочувствительным минералом происходит изменение их объема и изменение пористости пласта 1. Наиболее близким к предлагаемому решению является способ глушения скважин, основанный на использовании глинистых растворов 1. Недостатком этого способа является набухание и коагуляция глинистых частиц при соприкосновении с пластовой жидкостью в поровых каналах пласта и снижение их проницаемости вплоть до необратимой кольматации 2. Необратимость кольматации коллектора увеличивается, если глинистый раствор содержит баритовый утяжелитель 1. 7613 1 2005.12.30 Задача изобретения - создание способа глушения скважины путем использования раствора, включающего органо-минеральное сырье на сапропелевой основеи кислоторастворимую добавку - доломитовый порошок. При фильтрации жидкости глушения образуется кольматирующий слой, который легко разрушается под действием кислоты. Закачку жидкости глушения (ЖГ) осуществляют агрегатом в затрубное или трубное пространство насосно-компрессорных трубв зависимости от способа эксплуатации скважины и продавливают на забой скважины, обеспечивая полное перекрытие продуктивного пласта. При этом в случае частичного заполнения скважины ЖГС жидкость скважины может использоваться как продавочная. При подготовке ЖГС к глушению скважины плотность ее должна быть не менее чем на 100 кг/м 3 больше плотности скважинной жидкости для обеспечения кольматирующего эффекта. Разность плотностей ЖГС и скважинной жидкости будет создавать репрессию,обеспечивающую кольматацию проницаемого пласта и тем самым надежно перекрывать каналы фильтрации. После проведения ремонтных работ ЖГС в скважине заменяют на жидкость меньшей плотности, снижая репрессию на продуктивный пласт до полной декольматации проницаемых каналов. В случае невозможности создания необходимой депрессии для разрушения кольматирующего слоя (механизированный способ добычи нефти) декольматацию каналов фильтрации осуществляют кислотной ванной с последующим циклом освоения скважины методом создания депрессии. Репрессия на пласт и кольматирующая способность ЖГС установлена экспериментальным путем в результате лабораторных исследований. Проникновение фильтрата растворов в пласт при статической и динамической фильтрации зависит от сжимаемости фильтрационной корки под воздействием перепада давления и дисперсности слагающих ее частиц. Проницаемость корки приобретает постоянное значение при перепадах давления выше 3 МПа, когда ее уплотнение близко к предельному. Исходя из этого, плотность ЖГС должна быть не менее чем на 100 кг/м 3 больше плотности скважинной жидкости 3. Кольматирующая способность ЖГС определялась на установке, позволяющей в результате перепада давления фильтровать через проницаемый образец различные исследуемые растворы. В качестве проницаемого образца использовался кварцевый песок с размером частиц от 0,3 до 0,15 мм с постоянной проницаемостью по керосину в пределах 25 мкм 2. Такая проницаемость позволила оценить влияние жидкостей с твердой фазой и без нее на закупорку каналов фильтрации. Проницаемость определялась по времени истечения жидкости через образец в количестве 1,5 объема его пор. Коэффициент восстановления проницаемости образца определялся как отношение проницаемости после воздействия раствора на образец к проницаемости до его воздействия. В табл. 1 представлены данные, показывающие как изменяется коэффициент восстановления проницаемости (Квп) после воздействии на образцы различных жидкостей. Таблица 1 Восстановление проницаемости образцов после воздействия на него различных растворов Коэффициент восстановления Состав раствора проницаемости образцов Раствор(рассол) 0,68 Раствор 2 (30 -й) 0,66 Товарный реагент Лигнопол 0,03 5 -й водный раствор КМЦ 0,58 Обратная эмульсия 0,43 Пресный7 -й палыгорскитовый раствор 0,88 Пресный 7 -й палыгорскитовый раствор, обработ. КМЦ 0,83 Раствор на основе(13 твердой фазы) 1,00 2 При этом- органо-минеральное сырье на сапропелевой основе, выпускается в Беларуси по ТУ РБ - 05884759-001-97. Как видно из данных, наибольший Квп достигается в случае использования раствора на основе . В табл. 2 представлены данные по изменению Квп в зависимости от концентрациив составе раствора. Таблица 2 Восстановление проницаемости образцов после воздействия на них растворов на основеПоказатели раствора Коэффициент восстаСостав раствора новления проницаемоФильтрация,Вязкость, с сти образца см 3/30 мин Раствор на основе(13 т.ф.) 3 56 1,00 Раствор на основе(11,25 т.ф.) 4 48 1,00 Раствор на основе(10 т.ф.) 4 40 0,95 Раствор на основе(9 т.ф.) 5 30 0,75 Раствор на основе(7,5 т.ф.) 6 25 0,73 Раствор на основе(5 т.ф.) 7 20 0,67 Раствор на основе(3,75 т.ф.) 8 17 0,56 Наилучшие технологические и кольматирующие показатели достигнуты при 10-13 ных концентрацияхв растворе. При этом раствор обладает небольшой фильтрацией,плотностью и Квп 1,00. Процесс разрушения фильтрационной корки (кольматирующего слоя) под действием 12 -го раствора соляной кислоты показал, что разрушение идет медленно и не активно (см. табл. 3). Таблица 3 Влияние состава ЖГС на восстановление проницаемости образцов Характеристика Фильтрация через Параметры ЖГС проницаемого корку ЖГС,Коэфф. образца см 3/30 мин восставоды поСостав ЖГС Фильтновлен. Вяз- Плот- Жидкость сле дейпрониц. рац.,кость, ность, заполнествия образца см 3/ с г/см 3 ния 1230 мин полная полная за за 10 мин 20 мин Для увеличения разупрочнения кольматирующего слоя в раствор был введен доломитовый порошок, выпускаемый по СТБ 1417-2003. Как видно из представленных данных,добавка доломитового порошка усиливает кольматирующий эффект ЖГС и обеспечивает разрушение кольматирующего слоя после кислотного воздействия. Из таблицы видно, что оптимальное количество доломитового порошка в растворе ЖГС составляет 20-25 . Источники информации 1. Рябоконь С.А., Вольтерс А.А., Сурков А.Б., Глушенко Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. - Вып. 19. - . ВНИИОЭНГ, 1989. - С. 16-17. 2. Выжигин Г.Б., Кривоногов А.М., Жаринов П.Г. Необратимость снижения проницаемости пород при воздействии бентонитового бурового раствора // НТИС. Нефтепромысловые геология, геофизика и бурение. - . ВНИИОЭНГ, 1984. -9. - С. 19-21. 3. Михеев В.Л. Технологические свойства буровых растворов. - . Недра, 1979. С. 111-113. Национальный центр интеллектуальной собственности. 220034, г. Минск, ул. Козлова, 20.