Спосіб блокування привибійної зони поглинаючих пластів та глушіння свердловин

Запропонована корисна модель відноситься до нафтової і газової промисловості, точніше до фізико-хімічних способів блокування поглинаючих пластів при капітальному ремонті свердловин. Відомий спосіб блокування пласта в свердловині, що включає послідовну закачку в пласті водних розчинів гелеутворювача акрил-метил амоній хлориду і гідролізованого поліакриламіду в співвідношенні 4,0-4,5:1, при перемішуванні яких в пористому середовищі проходить утворення нерозчинного полімерного комплексу, який випадає в осад і закупорює пори пласта [Авторское свидетельство, СССР №117746, Е21В43/32]. Недоліком цього способу є те, що після проведення ремонтно-ізоляційних робіт, при необхідності виклику припливу, дуже важко відновити дебіт свердловини, який був до з упинки свердловини на капітальний ремонт. Відомий спосіб блокування поглинаючих пластів за допомогою реагента для обробки бурових розчинів [Патент України №10314А] Наведений реагент для обробки бурових розчинів як середовище клейстеризації містить водний розчин бішофіту густиною 1,25-1,4г/см 3 та крохмаль 0,5-15%мас. Недоліком використання цього реагенту як блокуючої рідини є низькі структурно-механічні властивості (умовна в'язкість 27-56сек, фільтрація-водовіддача при 20°С до 40см 3/хв). Для блокування привибійної зони сильно дренованих поглинаючих пластів необхідно мати в стовбурі свердловини проти поглинаючого пласта в'язкопружний склад з великою умовною в'язкістю - до "нетекучості" та низькою водовіддачею. Найбільш близьким до запропонованого є «Спосіб блокування привибійної зони поглинаючих пластів» [Патент, Україна №35792А, МКІ Е21В43/12]. Наведений спосіб реалізується шляхом закачування суспензії крохмалю у водному розчині солей одно- і полівалентних металів, при необхідності обважнену кислоторозчинними карбонатними обважнювачами. Недоліком цього способу є те що гідроліз і послідуюча клейстеризація відбувається під час руху в глибину свердловини і набору температури з ростом глибини, а також необхідність додаткового додавання обважнювача. В основу корисної моделі поставлено задачу розробити такий спосіб блокування привибійної зони поглинаючих пластів та глушіння свердловин шляхом нової послідовності технологічних операцій, що зменшить витрати на глушіння за рахунок покращення структурно-механічних властивостей розчину. Ця задача вирішується тим, що у відомому способі блокування привибійної зони поглинаючих пластів та глушіння свердловин, який включає закачування у пласті водних розчинів з послідовною їх клейстеризацієй, закачують у свердловину почергово приготованих та змішаних перед подаванням в свердловину суспензій полімеру у водному розчині, солей одно- і полівалентних металів, розчину гідроокису солей лужних металів з полімером та розчину амонійвмісних карбонових солей за наступним співвідношенням компонентів, мас%: полімер 5-6 солі одно- і полівалентних металів 23-25 гідроокис солей лужних металів 3-4 амонійвмісні карбонові солі 5-7 вода решта. Причому в якості полімеру використано гідроксилвмісні органічні сполуки. Порівняльний аналіз прототипу і запропонованого винаходу показує, що в запропонованому способі розчин для блокування привибійної зони поглинаючого пласта набирає необхідну в'язкість в процесі перемішування та за рахунок набору температури в результаті екзотермічної реакції. Крім того в гелевому розчині утворюється кислоторозчинний карбонатний обважнювач. Порція такого гелевого розчину доходить до продуктивних горизонтів і блокує їх, оскільки за рахунок великої в'язкості не проникає в пори колектора. Розчин великої в'язкості легко виштовхується із свердловини під час освоєння. Гелевий розчин наповнений карбонатним обважнювачем можна застосовувати на свердловинах з високим пластовим тиском. Склад, який використовується для виконання запропонованого способу блокування привибійної зони поглинаючих пластів та глушіння свердловин був випробуваний у лабораторних умовах на установці дослідження проникності кернів (УДПК). За порівняння брали склад за прототипом. Запропонований склад готували наступним чином: в мірні посудини набирали розрахункову кількість розчинів солей одно- і полівалентних металів і при перемішуванні добавляли полімер в концентрації від 5 до 6мас%. Окремо готували водні розчини гідроокису солей лужних металів та амонійно карбонових солей. В процесі перемішування приготованих розчинів відбувається клейстеризація з утворенням карбонатного блокатору. При цьому спостерігали за такими параметрами: - в'язкість; - концентрація карбонового блокатора; - тиск блокування; - коефіцієнт відновлення. Результати лабораторних досліджень наведені в табл. 1. Таблиця 1 Концентрація компонентів, % мас Властивості складу Мінімальний Гідроокис Вміст тиск Слід Амонійвмісні В'язкість, N карбонового блокування Коефіцієнт Полімер однополівалентних солей карбонові п/п с лужних блокатора, порового відновлення металів солі простору, металів % МПа 1 4 21 2 4 75 10 2.8 87 2 5 23 3 5 87 33 2,3 89 3 5,5 24 3,5 6 не тече 40 1,5 91 4 5 6 6 7 25 27 4 5 Прототип 7 8 не тече не тече 120 41 42 30 1,6 1,7 3,4 91 91 85 Реалізація способу в промислових умовах на прикладі свердловини №42 Краснопопівського ПСГ. Технічна характеристика свердловини: Експлуатаційна колона - 168мм - глибина 569,2м; Технічна колона 245мм, - 292м; Штучний вибій - 487м; Інтервал перфорації - 482-477м; Пластовий тиск - 21МПа; На період проведення ремонтних робіт потрібно перекрити інтервал перфорації гелеподібним розчином для виключення поглинання рідини глушіння. Необхідну кількість розчину для блокування привибійної зони поглинаючого пласта об'ємом 10 м 3 готували в мірній ємності, за допомогою агрегату тип у ЦА-320 шля хом перемішування водного розчину солей одно- і полівалентних металів густиною r=1250кг/м 3 і поступовим додаванням в нього полімеру кількістю 540кг, окремо готували водні розчини гідроокису солей лужних металів та амонійновмісних карбонових солей. В почергово приготованих та змішаних перед подачею в свердловину розчинах відбувається реакція клейстеризації та утворюється карбонатний блокатор. Одержаний гелеподібний розчин продавлювали до інтервалу перфорації по трубному простору НКТ. При цьому збільшується його в'язкість, про що свідчить підвищення тиску прокачування. Утворений гелеподібний розчин блокує інтервал перфорації, попереджуючи поглинання рідини глушіння, виключаючи забруднення привибійної зони. Після проведення ремонтних робіт на свердловині, гелеподібний розчин шляхом циркуляції вимивався з свердловини. Для виключення ускладнень в процесі освоєння, зону перфорації промивали соляно-кислотним розчином для розкладання гелю і відновлення проникливості продуктивного пласта. Переваги запропонованого способу блокування привибійної зони поглинаючих пластів в порівнянні з відомими наступні: - підвищення якості блокування привибійних зон поглинаючих пластів; - зниження трудомісткості робіт при блокуванні; - скорочення терміну і вартості ремонту свердловини; - збереження фільтраційних властивостей колектора за рахунок не проникнення блокуючого розчину в пласт. Таким чином, запропоноване технічне рішення в порівнянні з прототипом дозволяє підвищити ефективність блокування привибійної зони поглинаючого пласта та зменшити витрати на глушіння за рахунок покращення структурно-механічних властивостей розчину.