Спосіб блокування поглинаючих пластів

Использование нефтяная и газовая промышленность Сущность изобретения1 закачивают в качестве 1 реагента бентони томеловый раствор состава мае % бентонитовый глинопорошок 20 0-25 0 мел молотый 7 , 0 - 8 , 0 . сульфанол 0 10 0,15. кэрбоксиметилцеллюлоза 1,0-15 вода остальное который готовят путем механического перемешивания з в качестве 2 реагента - ингибированную соляную кислоту в количестве 10-20% от объема первого реагента В качестве ингибированной соля ной кислоты используют раствор, содержащий (мае %) соляную кислоту 2 3 - 2 4 ингибитор КИ-1 1 0 1.5, воду остальное Ин гмбитор КИ-1 представляет собой смесь 25% катапина Б-300 алкилполибензилпиридинийхлорид, 25% уротропина воды остальное После доставки в поглощающий пляст двух реагентов их перемешивают и пегав ляют скважину на отстой на 4 б ч 1 табл . 1 з п ф-лы Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам и составам для блокирования поглощающих пластов перед установкой разделительных цементных мостов при капитальном ремонте скважин Целью предлагаемого изобретения является повышение качества блокирования not лощающих пластов путем создания высоковязкого нефильтрующегося состава в скважине из легкопрокачивэемых исходных составов Поставленная цель достигается тем, что R известном способе вк/.ючающем 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 прокачиваемоегь. бентонитово-меловой. а затем солянокис лотный ингибировзнный ингибитором КИ 1 причем объем второго составляет 10-20% от первого, а образование нефильтрующе гося высоковязкого газированного тампона происходит в процессе перемешивания и химического реагирования этих составов повышая качество блокирования поглощаю щего интервала Исходные растворы, из которых образуе т е высоковязкий нефильтрующиися состав включают следующие компоненты Первый состав мае % бентонитовый глинопорошок 20-25 мел молотый 78 сульфанол 0 1 0 15 КМЦ 10 15 вода остальное ел С о СО 1802084 Второй состав, мас.%: соляная кислота 12% концентрации 23-24 ингибитор КИ-1 1,0-1,5 вода остальное Второй состав берется 10-20% от объема первого. В случае необходимости разрушения высоковязкого газированного геля в незацементированной части интерпала продукт и в н о г о пласта, в п р и з а б о й н у ю зону закачивается дополнительное количество солянокислотного раствора в объеме равном разрушаемому объему геля, как 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-мелооого раствора плотностью 1230-1270 кг/м и закачивают его в скважину, затем закачивают раствор соляной кислоты 12% концентрации ингибированный ингибитором КІ/И в соотношении 1-1,5 мас.%. Ингибитор КИ-1 представляет собой смесь 25% катапина Б-300-алкилполибензилпиридинийхлорид [CnHWi СбН4СН2(СбН4СН2)тРу]СІ, где п=6-8; т=1-4; 25% уротропина; остальное вода, (Б. Г. Логинов и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Недрз, М., 1966, с. 44, 73-74). Объем закачиваемого раствора соляной кислоты с добавкой ингибитора КИ-1 составляет 1020% от объема бентонитово-мелового раствора. Во время продавки этих рзстворов 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 это 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 5 мост. После твердения моста проводят капитальный ремонт скважины. Использование предложенного способа и составов для блокирования поглощающих пластов исключает загрязнение пластов в процессе 10 капитального ремонта скважин. При необходимости разрушения высоковязкого геля в призабойную зону закачивают дополнительное количество раствора соляной кислоты в объеме разрушаемого геля. В 15 результате реакции образуется углекислый газ, вода и хорошо растворимый в водехло• рид кальция. Скважины легко осваиваются без потери дебитов. Ниже приводятся конкретные примеры 20 осуществления способа получения геля в граничных содержаниях компонентов. 25 30 35 40 45 50 55 Наличие избыточного количества мела в бентонитово-меловом растворе позволяет разрушать гель путем солянокислотной обработки. При выдержке в лабораторных условиях гелеобразиых 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 3 на 1 м вскрытого интервала) под уровень вводится раствор ПАВ. Раствор соляной кислоты приготавливают в емкости агрегата Азинмаш - 30. Предлагаемый способ поясняется схемами на фиг. 1 и 2, где: 1 - насосно-компрессорные трубы; 2 - задвижка фонтанной арматуры; 3 - задвижка на 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 заглушённую жидкостью скважину через задвижку 2,и насосно-компрессорные трубы 1. при закрытой задвижке 3, насосным агрегатом закачивают расчетный объем 1802084 бентонитово-мелового раствора 5. затем разделительный объем воды б, 100-150 л и расчетный объем 12% соляной кислоты 7, Доставляются растворы в призабойную зону пласта продавочным объемом воды 8. 5 При достижении бентонитово-мелового раствора фильтровой части скважины 11 продолжают продавку растворов в пласт, где они смешивались, образуя гель. Последующее резкое возрастание давления при 10 продавке растворов будет свидетельствовать о блокировании призабойной зоны пласта образовавшимся газированным, высоковязким гелем 9. При резком нарастании давления про- 15 давки 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 20 из незацементированной части пласта необходимо разрушить гель закачкой соляной кислоты 13. Получив разрушенный гель 10, осуществляют освоение скважины. Преимущества предлагаемого способа 25 блокирования поглощающих пластов по сравнению с известными следующие. повышения качества блокирования призабойных зон поглощающих пластов; снижение стоимости ремонтных работ 30 за счет удешевления исходных компонентов, применяемых при блокировании, Состав 1 2 Соотношение компонентов. мае % снижение трудоемкости работ по блокированию, повышение культуры производства; сокращение сроков ремонта и освоение скважины Формула изобретения 1. Способ блокирования поглощающих пластов, включающий раздельную закачку в 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.%: Бентонитовый глинопорошок 20-25; мел молотый 7-8; сульфанол 0.10-0.15; карбоксиметилцеллюлоза 1,0-1,5; вода ' остальное, а в качестве второго-инхибированную сопяную кислоту, причем второй реагент закачивают в количестве 10-20% от объема первого реагента 2. Способ по п. 1 , о т л и ч а ю щ и й с я тем, что в качестве инибированной соляной кислоты используют раствор, содержащий, мас;%. соляная кислота 23-24; ингибитор КИ-1 1,0-1,5; вода остальное. Параметры, плотностьркг/м , условная вязкость Т.е. СНС-Па Водоотдача (В) см /30 мин Толщина корки п, мм Бентонитовый глино порор- 1100 шок - 10 Т - не течет Мел молотый - 5 СНСі~ю = 39 4-31,6 ПАВ (сульфанол)- 0.05 В =42 КМЦ-0.5 п - 21 Вода - остальное НСІ ингибир - 10 от объема реаг I (катэпин 1.0) Бентонитовый глинопорор=- 1230 шок - 20 Т - не течет Мел молотый - 7 СНСыо = 50.6-44,2 ПАВ-0.1 В = 39.5 К М Ц - 1,0 п = 22 Вода - остальное НСІ ингибир. (от V pear. I ) 10 (катапин 1.0) Примечание Маловязкий газированный гель Высоковязкий газированный гель С малым содержанием ПАВ и КМЦ 1807084 Продолжение таблицы Состав 3 4 5 6 Редактор Параметры, плотность/5-* кг/м 1 , условная вязкость Т.е. СНС-Па Водоотдача (В) см3/30 мин Толщина корки п, мм р- 1240 Бенто нитовый глино порошок - 21 Т ~ не темег Мел молотый - 7 СНСыо - 62,2 56.6 ПАВ-0Л5 В = 38 КМЦ - 1,5 п-24 Вода - остальное НСІ ингибир (от Vpear I ) • 10 (катапин 1.0) Бентонитовый глинопорор-1255 шок- 21 Т - не течет Мел молотый -- 8 СНСыо = 73.8-69.3 ПАВ 0,1 В =36 КМЦ- 1.5 п - 26,5 Вода - остальное HCI ингибир (от V pear. 1 ) 15 {катапин 1.0) Бентонитовый глинопоро /0-1270 шок - 25 Т - не течет Мел молотый 8 СНСыо = 91.4-88,1 ПАВ 0.1 В = 34 КМЦ- 1,0 п = 29 Вода - остальное HCI ингибир (от V pear. 1) 20 (катапин 1,0) Бентонитовый fлинопорор-= 1290 шок - 25 Т - не течет Мел молотый 8 СНСмо= 109.6-107,3 ПАВ - 0 15 В = 30 КМЦ- 1 5 п = 32 Вода - остальное HCI ингибир. (от V реаг. ! ) -20 (катапин 1.0) Соотношение компонентом. мае % Составитель В.Троцкий Техред М.Моргентал Примечание Высоковязкий газированный гель Высоковяэкий газированный гель с малым содержанием ПАВ и КМЦ Высоковязкий газированный гель с малым содержанием ПАВ и КМЦ Высоковязкий газированный гель Корректор О Кравцова Заказ 835 Тираж Подписное ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР 111035, Москва, Ж-35, Раушская нзб., 4/5 Производственно издяіепьский комбинат "Патент" г Ужгород, ул.Гагарина, 101