Процес блокування привибійної зони

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, а саме до процесів блокування поглинаючих пластів при проведенні капітального ремонту свердловин з аномально-низьким пластовим тиском (АНПТ) при глушінні їх на знижений рівень. Відомий процес блокування пластів з АНПТ включає задавку в пласт пінного складу, який являє собою лігносульфонати з наповнювачами крейдою і торфом (Див. Газовая промышленность, 1999, №8, К.М.Тагиров, Ρ.Α.Гасумов, А.А.Перейма, В.З.Миндикаев. "Пенные системы с наполнителем для глушения скважин" с.50-51). Недоліком процесу є те, що торф в стовбурі свердловини утворює непроникну для геофізичних досліджень пробку, крім того лігносульфонати та торф при попаданні в пласт після освоєння свердловини не видаляються з нього і продуктивні властивості пласта повністю не відновлюються. Застосування соляно-кислотних обробок пласта не ефективне, так як ні лігносульфонати, ні торф в соляній кислоті не розчиняються. Найбільш близьким технічним рішенням - прототипом до запропонованого процесу являється "Спосіб блокування привибійної зони" (Див. а.с. СССР №1774004, кл. Ε21В33/138, 43/32), суть якого полягає в тому що послідовно закачують водні розчини хлориду кальцію і сіль вугільної кислоти, причому в розчин солі вугільної кислоти попередньо вводять флотореагент ВЖС - кубовий залишок вищих жирних спиртів в кількості від 1,8 до 2,0% від маси розчину солей вугільної кислоти. Недоліком прототипу є те, що флотореагент ВЖС, попадаючи в продуктивний пласт, різко знижує його проникність після освоєння свердловини, а видалити його з пласта відомими хімічними методами неможливо. Крім того, в стовбурі свердловини в інтервалі поглинаючих пластів утворюється в'язко-пружний осад, через який неможливо опускати прилади для проведення геофізичних досліджень чи провести інші подібні роботи в цьому інтервалі. Задачею запропонованого процесу є збереження вільного проходу по стовбуру свердловини в інтервалі поглинаючих пластів в період блокування компонентами, які не знижують проникності пластів після їх розблокування. Поставлена задача вирішується тим, що процес блокування привибійної зони включає закачку водних розчинів хлориду кальцію та солей вугільної кислоти і який відрізняється тим, що водний розчин хлорид) кальцію додатково містить хлорид магнію та крохмаль (далі розчин 1) при наступному співвідношенні компонентів, мас.%: хлорид кальцію 5¸15; хлорид магнію 5¸15; крохмаль 2¸3; вода решта а водний розчин солей вугільної кислоти містить водорозчинні поліфосфати та неіоногену поверхневоактивну речовину (ПАР) (далі розчин 2) при наступному співвідношенні компонентів, мас.% : солі вугільної кислоти 10¸15; водорозчинні поліфосфати 5¸15; неіоногена поверхнево-активна речовина (ПАР) 6¸8; вода решта, при цьому розчини готуються окремо, закачуються роздільно одночасно у співвідношенні 1:1¸3:2 у піногенератор, де змішують між собою, додають газ або повітря і утворюють трифазну піну, яку нагнітають в пласт по трубному простору свердловини при закритому затрубному просторі, або по затрубному просторі при закритому трубному просторі до тих пір, доки в закритому просторі тиск зросте вище статичного тиску свердловини не менше ніж на 10-15% і відсутності його падіння після припинення нагнітання піни в свердловину. Аналіз процесу блокування (за прототипом) показує, що водні розчини хлориду кальцію та солей вугільної кислоти, наприклад, бікарбонат амонію, реагуючи між собою 2NH4HCО3+СаСl2 =СаСО3+2NH4Cl+СО2+Н2О, утворюють мілкодисперсну крейду, водний розчин хлориду амонію, вуглекислий газ та воду. Ці компоненти легко проникають в пори пласта, але недостатньо блокують його. Додаток флотореагенту ВЖС в розчин солей вугільної кислоти призводить до утворення в стовбурі свердловини в інтервалі поглинаючих пластів крейдового в'язкопружного осаду, який не задавлюється в пласт, блокує його, але через який неможливо опускати прилади для проведення геофізичних досліджень чи провести інші подібні роботи в цьому інтервалі. Крім того, флотореагент ВЖС суттєво знижує проникність пластів після розблокування, відновити яку відомими способами неможливо. Для усунення вказаних недоліків запропоновано утворити блокуючий пінний екран в самому пласті, додавши в водний розчин хлористого кальцію хлористий магній і крохмаль, а в водний розчин солей вугільної кислоти додати поліфосфати та ПАР. Змішуючись, ці два розчини взаємодіють між собою, утворюючи з продуктів реакції цих розчинів трифазну стійку піну. Водорозчинні солі вугільної кислоти, як то бікарбонат, карбонат амонію, натрію, калію, реагуючи з хлоридами кальцію та магнію, утворюють тверду фазу піни - крейду та газову фазу - газ СO2. Поліфосфати, реагуючи з солями хлоридів кальцію та магнію, утворюють стійкі сполуки гелевої структури в рідкій фазі, ПАР використовується в якості вспінювача, а крохмаль стабілізує стійкість утвореної піни і, на відміну від КМЦ чи лігносульфонатів, легко руйнується при кислотній обробці. Компоненти, запропоновані в винаході, не є дефіцитними, порівняно недорогі, не токсичні, випускаються промисловістю України. Крохмаль випускається згідно ГОСТ 10163-76. Водний розчин хлориду магнію (бішофіту) - в'язка прозора рідина густиною r = 1200 ¸ 1400 кг / м 3 . В дослідженнях використовували розчин хлориду магнію (ропи бішофіту природного) газу згідно ТУ.У 14.401432192-001-2001. 3 Хлористий кальцій - біла кристалічна речовина густиною r = 2150 кг / м . Випускається згідно ГОСТ 450-70 у вигляді гранул білого кольору і водного розчину концентрацією 35¸40мас.%. В якості солей вугільної кислоти використовується карбонат, бікарбонат амонію, біла мілко кристалічна сіль або водний 10-15мас.% розчин. В якості поліфосфатів використовується поліфосфат натрію або амонію згідно ГОСТ 20291-80. В якості неіоногеної поверхнево-активної речовини (ПАР) використовується піноутворювач "Сольпен-10Т" згідно ТУ У 24.6-23913269-001-2001. Для вибору оптимального співвідношення компонентів в розчинах згідно запропонованого винаходу були проведені лабораторні дослідження властивостей трифазних пін, які перевірялися по методиці ГОСТ 6948-81, п.4, блокуюча здатність піни перевірялась на установці для дослідження кернового матеріалу УДПК-2М. Отримані результати наведені в таблиці 1. Розчин 1 являє собою водний розчин хлориду кальцію, який додатково містить хлорид магнію та крохмаль. Розчин 2 являє собою водний розчин солей вугільної кислоти, який містить водорозчинні поліфосфати та неіоногену поверхнево-активну речовину (ПАР). Таблиця 1 Склад піноутворюючої суміші Параметри піни При додаванні Розчин 1,% мас Розчин 2,% мас Блокуючи здатність повітря, найбільші № Тиск 12Тиск п/п Кальцій Магній ПАР Полі Бікарбонат Кратність Стійкість, початку зворотної хлористий хлористий Крохмаль Вода фосфати"Сольпен- Вода амонію К Т/150мл.,хв.. фільтрації промивки CaCl2 MgCl2 амонію 10Т" Рф, МПа Р3, МПа 1 5,0 5,0 2,0 10,0 5,0 6,0 4,0 20,0 2 15,0 15,0 8,0 6,5 9,3 3 15,0 2,0 15,0 8,0 6,0 13,5 4 7,5 7,5 15,0 8,0 6,0 9,0 5 7,5 7,5 2,0 15,0 8,0 5,0 23,0 6 9,0 9,0 12,0 8,0 5,5 17,4 7 9,0 9,0 2,0 12,0 8,0 5,0 27,0 8 15,0 7,5 7,5 8,0 5,3 46,5 8 15,0 2,0 7,5 7,5 8,0 4,5 170,0 решта решта 10 18,0 6,0 6,0 8,0 5,2 49,0 11 18,0 2,0 6,0 6,0 8,0 4,0 148,0 12 7,5 7,5 7,5 7,5 8,0 6,0 116,0 більше менше 13 7,5 7,5 2,0 7,5 7,5 8,0 5,8 300,0 4,0 0,1 14 9,0 9,0 6,0 6,0 8,0 6,5 113,0 більше менше 15 9,0 9,0 2,0 6,0 6,0 8,0 6,0 310,0 4,0 0,1 16 15,0 15,0 3,0 15,0 15,0 8,0 6,0 310,0 З наведених результатів оптимальними являються розчини з співвідношенням компонентів в дослідах 13 та 15, що відповідає співвідношенню компонентів в розчинах згідно формули винаходу. Лабораторними дослідженнями встановлено, що кількість вуглекислого газу, який виділяється в результаті взаємодії розчинів згідно запропонованого винаходу дозволяє утворити піну з отупінню аерації (a) в нормальних умовах рівною a = 1,73 ¸ 1,90 (див.табл.2). , Як відомо, пінний склад буде мати властивості піни і найбільша стійкість при ступіні аерації a = 15, що треба забезпечити в пластових умовах. Отримана піна при закачці в свердловину і при стисненні вже до 0,2МПа втрачає свої властивості, перетворюючись в верований розчин. Тому, згідно з запропонованим процесом, розчини готують окремо, закачують роздільно одночасно у співвідношенні 1:1¸3:2 у піногенератор, де змішують між собою і додають газ або повітря, кількість якого розраховують відомим способом (див. а.с. СССР №1620608, кл. Ε21В33/13) для створення піни з ступенем аерації a = 1,5 в пластових умовах. Щоб утворити блокуючий пінний екран в пласті, отриману піну нагнітають в пласт по трубному простору свердловини при закритому затрубному просторі, або по затрубному просторі при закритому трубному просторі до тих пір, доки в закритому просторі тиск зросте вище статичного тиску свердловини не менше ніж на 10-15% і відсутності його падіння після припинення нагнітання піни в свердловину, причому 10-15% перевищення тиску взято так, як діючими інструкціями по запобіганню ускладнень при глушінні свердловин з АНПТ на знижений рівень закладені норми перевищення тиску стовпа робочої рідини над пластовим тиском в межах 6-10%. Відсутність падіння тиску в закритому просторі при перевищенні його 10-15% над статичним означає, що в пласті утворився пінний бар'єр, який дозволяє утримувати тиск, що буде створювати гідростатичний стовп робочої рідини, на 6-10% більший від пластового. Таблиця 2 Співвідношення компонентів, % мас. Кількість Ступінь видаленого аерації Розчин 1, 50мл. Розчин 2, 50мл. СО2, мл з піни, a Полі ПАР Кальцій Магній Бікарбонат 100мл фосфати "Сольпен- Вода хлористий хлористий Крохмаль Вода амонію амонію 10Т" CaCl2 MgCl2 7,5 7,5 2,0 7,5 7,5 8,0 190 1,90 решта решта 9,0 9,0 2,0 6,0 6,0 8,0 173 1,73 Приклад реалізації процесу в промислових умовах. Даний процес використовувався для глушіння свердловини №116 Яблунівського НГКР. Характеристика свердловини: Штучний вибій, м 3975; Інтервал перфорації, м 3910-3896; Ефективна товщина пласта, м (hеф) 6,8; Кп=0,14-0,18; Колекторські властивості пласта: пісковики газонасичені Кнг=0,89-0,92; Пластовий тиск, МПа (Рпл) 24,9; Статичний тиск, МПа (Pcт) 11,6; Тиск газу в шлейфі, МПа (Ршл) 11,3 Ртр - тиск в трубному просторі свердловини; Рзтр - тиск в затрубному просторі свердловини. Досвід глушіння таких свердловин свідчив, що при перевищенні гідростатичного тиску робочої рідини над пластовим вже на 6-10% приводить до поглинання робочої рідини і втрати продуктивності після освоєння. Крім того, в інтервалі поглинаючих пластів необхідно було провести геофізичні дослідження з метою визначення не відкритих газоносних прошарків з подальшим їх відкриттям. Тому було прийнято рішення заглушити свердловину з застосуванням процесу блокування поглинаючих пластів розчинами з компонентами згідно передбачуваного винаходу з утворенням блокуючого пінного екрану в пласті. Розрахунок технологічних параметрів процесу. , Виходячи з оптимального коефіцієнта аерації піни в пластових умовах aп = 15 при Р =24,9МПа пл розрахували, що при статичному тиску на гирлі (Рст=11,6МПа), коефіцієнт аерації аг становить: Р aг = aп × пл (1) Рст 24,9 = 3,4 11,6 В якості піногенератора застосовувався рідинно-газовий ежектор, параметри роботи якого задавалися за умов, що коефіцієнт ежекції (U ) його повинен відповідати коефіцієнту аерації aг тобто: aг = U0 = 3,4 aг = 1,5 × 0 З формули: U0 = 0,85 DPp DPc ; - 1 ( 2) де : DPp = Pp - Pн; DPc = Pc - Pн; де: Рр - тиск робочої рідини; Рн - тиск ежективного газу; Рc - тиск суміші (піни). З формули (2): 2 æ u +1ö Рр = ç ÷ ç ÷ × (Р c - Рн ) + Р н; ( 3) è 0,85 ø Підставляючи відомі Рс=Рст=11,6МПа; Рн=Рш =11,3МПа, вирахували: 2 æ 3,4 + 1 ö Рр = ç , , ÷ ç 0,85 ÷ × (11 6 - 11,3 ) + 113 = 19,34 » 19,34 МПа; ø è Порядок проведення технологічних операцій процесу. Для утворення піни готувались окремо два розчини, розчин 1 складом мас. %: СаСl3-7,5; MgCl2-7,5; крохмаль - 2,0; вода - решта; розчин 2 складом мас.%: NН4 НСО3-7,5; поліфосфати - 7,5; ПАР "Сольпен-10Т"-8,0; вода 3 решта. Робоча рідина - водний розчин КСl густиною r = 1010 кг / м . Свердловину продули до чистого газу. Зупинили на набір статичного тиску Pст=11,6МПа. Одночасно двома насосними агрегатами, один з яких качав розчин 1, а другий качав розчин 2, в співвідношенні 1:1 розчини подавалися в піногенератор під тиском Рр=19,0МПа, куди також був підведений газ з шлейфу свердловини під тиском Рн=11,3МПа. З піногенератора піна подавалась в трубний простір під тиском Рс=11,6МПа до тих пір, доки тиск в затрубному просторі не виріс до Рзтр=13,5МПа. Після припинення нагнітання тиск в затрубному просторі стабілізувався на рівні Pзтр=13,1МПа. Подальше глушіння свердловини провели закачкою робочої рідини в трубний простір до статичного рівня при пропорційному стравлюванні тиску з затрубного простору до 0МПа на кінець закачки. В свердловині, заглушеній за даним процесом, був проведений капітальний ремонт, який включає ревізію НКТ, геофізичні дослідження в інтервалі блокування та достріл вищезалягаючих продуктивних прошарків. В процесі КРС поглинання робочої рідини та газопроявів не відмічалось, проходження геофізичних приборів в інтервалі блокування було вільним. Освоєння свердловини провели шляхом чередування подачі рідини і газу за 3 години на факельний амбар, після чого свердловину пустили в роботу на УКПГ. Наведений приклад показав, що запропонований процес дає можливість проводити глушіння свердловин з АНТП на знижений рівень, дозволяє уникнути поглинань робочої рідини та газопроявів при проведенні КРС, проводити геофізичні дослідження та інші подібні роботи в інтервалі заблокованих пластів, так як їх блокування проходить в самому пласті, а не в стовбурі свердловини. Свердловина легко освоюється і швидко відновлює свої видобувні можливості, так як пласт не кольматується блокуючими компонентами. Технічний результат запропонованого процесу блокування поглинаючих пластів полягає в тому, що оскільки блокування проходить в самому пласті, а стовбур свердловини залишається вільним, то є можливість проводити в цьому інтервалі, чи нижче, геофізичні дослідження, додаткове відкриття продуктивних пропластків та інші подібні роботи; зменшується час освоєння свердловин і час відновлення її продуктивності після КРС, так як компоненти, якими блокується пласт, легко видаляються з нього відомими способами.