Спосіб селективної ізоляції конусів припливу мінералізованих пластових вод хлорокальцієвого – хлоромагнієвого типу

1 Спосіб селективної ізоляції конусів притоку мінералізованих пластових вод хлоркальцієвохлормагнієвого типу, що включає закачування в свердловину розчину реагенту, для взаємодії з вказаними водами, продавлювання його в пласт, витримку, освоєння та зупинку свердловини перед закачуванням розчину для набору статичного тис ку, закачування в трубний або затрубний простір і витримку розчину реагенту в пласті до повного його розпливу по великій площі контакту пластова вода-газ або пластова вода-нафта, утворення в пластових умовах непроникного шару блокуючого матеріалу, для забезпечення блокування притоку пластової води, який відрізняється тим, що перед закачуванням блокуючого реагенту в свердловину подають розчин хлористого калію концентрацією 0,2 -5 % мас 2 Спосіб за п 1, який відрізняється тим, що як блокуючий реагент, використовують водний розчин солей вугільної кислоти і поліфосфатів амонію в довільному співвідношенні між собою у межах 1 100 з загальною концентрацією в межах розчинності Винахід відноситься до газової та нафтової промисловості, точніше до фізико - ХІМІЧНИХ способів ізоляції конусів притоків мінералізованих пластових вод, а саме вод хлоркальцієвого, хлормагнієвоготипу Відомий спосіб ізоляції притоку пластових вод, потребуючий послідовної закачки в свердловину реагентів - водного розчину хлориду кальцію та солей вугільної кислоти При цьому в водний розчин солей вугільної кислоти попередньо додають флотореагент ВЖС - кубовий залишок виробництва вищих жирних спиртів в КІЛЬКОСТІ 1,8 - 2% мас , а в якості солей вугільної кислоти використовують бікарбонат - карбонат амонію, а розблокування проводять послідуючою соляно - кислотною обробкою (Див а с СРСР № 1774004 від 1992 р) Недоліком способу є його неселективність, бо він призначений для блокування поглинаючих пластів від рідин глушіння при капітальних ремонтах свердловин Утворення блокуючого крейдяного в'язкопружного складу відбувається в стовбурі свердловини, а не в поровому просторі пласту, крім того, одержаний склад має властивості з низькою водовіддачею, внаслідок чого не може за давлюватися в пласт Відомий також спосіб селективної ізоляції конусів допливів мінералізованих пластових вод хлоркальцієво - хлормагнієвого типу (прототип), який включає закачку в свердловину розчину реагенту взаємодіючого з вказаними водами, продавку його в пласт витримку і освоєння свердловини, утворення і ущільнення в пластових умовах великого непроникного екрану з блокуючого матеріалу, який забезпечує блокування притоку пластової води як безпосередньо поблизу так і на віддаленні від вибою свердловин При цьому в якості реагенту, реагуючого з вказаними водами використовується продукт очистки природного газу від двоокису вуглецю, представленого розчиненими в воді в довільному співвідношенні карбонатів і бікарбонатів амонію сукупною концентрацією від 13 до 25% мас (Див патент України №26168 від 07 06 99) Недоліками прототипу є - по перше, при закачці реагенту в свердловину при попаданні його на вибій та в пласт, спостерігається ріст тиску закачки, свердловина не поглинала розчин реагенту Після деякого росту тиску (свого для кожної свердловини) він починає О о о со ю 53000 знижуватись і пласт поглинає розчин Виникнення цього явища було невідоме, - по друге, при освоєнні свердловини майже в кожному випадку на амбарі з'являються продукти реакції реагенту з пластовими водами - крейда (СаСОз або МдСОз), хоч припливу солоної води майже немає і пояснити викид продуктів реакції руйнуванням блокуючого шару неможливо, - по третє, в багатьох випадках навіть при повному блокуванні пластової води відновити дебітні можливості не вдається, дебіти по газу і конденсату зменшуються, тому що знижуються колекторські можливості газоносного горизонту, блокується деяка частина газоносного шару - по четверте, при блокуванні розчином бікарбонату карбонату амонію ефект блокування недовгий Пластова вода з часом (1 - 3 МІСЯЦІ) починає знову виноситися Задачею винаходу є збереження колекторських властивостей газоносного пласту при блокуванні, а також збільшення терміну дії блокування припливу пластової води Для вирішення поставленої задачі у відомому способі селективної ізоляції конусів притоку мінералізованих пластових вод хлоркальцієво - хлормагнієвого типу, що включає закачку в свердловину розчину реагенту, який взаємодіє з вказаними водами, продавку його в пласт, витримку і освоєння свердловини, зупинку свердловини перед закачкою розчину для набору статичного тиску, закачку в трубний або затрубний простір і витримку розчину реагенту в пласті до повного його розпливу реагенту по великій площі контакту пластова вода - газ або пластова вода - нафта, утворення в пластових умовах непроникного шару блокуючого матеріалу, для забезпечення блокування притоку пластової води, стосовно винаходу, перед закачкою блокуючого реагенту в свердловину подають розчин хлористого калію концентрацією 0,2 -ь 5% мас Другою ВІДМІННІСТЮ являється те, що в якості блокуючого реагенту використовують водний розчин солей вугільної кислоти і поліфосфатів амонію в довільному співвідношенні між собою в границях 1 100 з загальною концентрацією в межах розчинності На приведеному кресленні зображена фіг 1 - розподільча воронка з кварцовим піском, що моделює газоносний пласт, фіг 2 - нестандартне обладнання до реалізації способу В лабораторії проведені досліди по виявленню причин недоліків прототипу і досліди по їх усуненню Досліди проводились на спрощеній моделі пласта (Див фіг 1), що являє собою розподільчу воронку 1, шар фільтрувального паперу 2 і шар кварцового піску З В розподільчу воронку з сухим кварцовим піском (100 г піску), що моделює собою сухий газоносний пласт, в якому не було пластової води, залили 100 мл водного розчину бікарбонату, карбонату амонію з загальною концентрацією 200 г/л час протоку 5 хв 18 с В іншу розподільчу воронку з кварцовим піском (100 г піску) залили 100 мл мінералізованої води, наприклад, модель пластової води свердловини № 92 Тимофіївського ГКР зі складом питома вага - 1,14 г/см3, рН - 5,6, соло ність по Боме - 16, вміст Са 2+ + Мд2+ - 27,6 г/л - і дали їй стекти, що моделює процес осідання конусу мінералізованої пластової води в газоносній частині пласта З розподільчої воронки стекло 80 мл мінералізованої води, ХІМІЧНИЙ аналіз якої показав, що її склад ідентичній воді, яку заливали В шарі піску залишилося 20 мл мінералізованої пластової води Залили в цю воронку 100 мл розчину карбонату, бікарбонату амонію з загальною концентрацією 200 г/л Час протоку розчину карбонату, бікарбонату амонію змінився з 5 хв 18 с д о 1 2 х в 25 с Це свідчить про те, що колекторські властивості моделі пласта погіршилися за рахунок реакції між залишками мінералізованої води і карбонату, бікарбонату амонію з утворенням крейди (СаСОз, МдСОз) в шарі піску, утворена крейда заблокувала пори і зменшила проникність шару піску, що збільшило час протікання MgCI2 + (NH4)2CO3 -» МдСОз^ + NH4CI СаСІ2 + (NH4)2CO3 -» СаСОз^ + NH4CI Отриманий результат в лабораторії пояснює перший, другий, третій вказані недоліки промислових обробок Після відтиснення конусу пластової води в газоносній частині пласта залишається залишкова солоність, яка реагує з блокуючим реагентом, що збільшує опір при закачці блокуючого реагенту, в газоносній частині пласта утворюється крейда, а потім частина крейди виноситься при освоєнні свердловини, інша частина, залишаючись в пласті, знижує видобувні можливості свердловини В результаті лабораторних досліджень по усуненню залишкової солоності в газоносній частині пласту підібраний безпечний реагент, що представляє собою водний 2 % мас розчин хлористого калію, продавка якого через газоносний пласт усуне залишкову солоність та не дасть змоги набухання глинистих включень, що часто зустрічаються в газоносних пластах Це підтверджено слідуючим дослідом в розподільчу воронку після стікання мінералізованої пластової води залили водний розчин хлористого калію (2% мас ) Потім в розподільчу воронку подали блокуючий реагент водний розчин карбонатів, бікарбонатів амонію Час протоку блокуючої рідини - 5 хв 20 с Цей результат свідчить, що промивкою розчину калію хлористого (2% мас) вдалося усунути залишкову солоність насипного шару піску і зберегти колекторські властивості газоносної частини пласта Дослідження четвертої проблеми, а саме нетривалого ефекту блокування, показали, що деяка частина крейди із - за малих розмірів часток під час експлуатації виноситься з пласта, що зменшує ефект блокування Розмір частин крейди змінити в умовах пластового тиску 1 5 - 4 5 МПа і температури 80°° 130°С досить складно З метою збільшення терміну дії блокування припливу пластової води було знайдено реагент, який також з солями Са 2+ та Мд2+ утворює нерозчинний водою та конденсатом осад, але має гелеву структуру Реагент представляє собою водний розчин водорозчинних солей вугільної кислоти та поліфосфати амонію Водорозчинні солі вугільної кислоти як то бікарбонат, карбонат амонію, натрію, 53000 калію, реагуючи з мінералізованими пластовими водами, утворюють крейду Поліфосфати амонію, що присутні в блокуючій суміші, утворюють з солями мінералізованих пластових вод нерозчинні сполуки гелевої структури Така структура навіть при зменшенні розмірів твердих часток крейди забезпечує повне блокування пластових вод Наявність одного відсотка поліфосфатів у суміші з солями вугільної кислоти достатня для формування гелевої структури всього осаду при блокуванні Утворений осад складається з крейди (СаСОз МдСОз) і поліфосфатів кальцію і магнію, який зберігає гелеву структуру майже до температури 200 °С Блокуюча здатність отриманого осаду набагато краще ніж у осаду карбонату, бікарбонату амонію Поліфосфати амонію, що пропонуються в якості компоненту блокуючого реагенту, являють собою водний розчин амонійних солей поліфосфорних кислот і представляють собою істинний розчин В якості поліфосфатів амонію в лабораторних дослідах використовувалось рідке комплексне добриво, що випускається українськими підприємствами та має невисоку ціну Рідке комплексне добриво випускається згідно ТУ 113-08-414-91, рН розчину 6 - 7, р = 1,4 ± 0,03 г/см3, відсоток поліфосфатів амонію - 40% При використанні в лабораторії застосовувався розведений в 5 - 10 разів водний розчин рідкого комплексного добрива з питомою вагою р = 1,05 г/см Утворений осад, при необхідності, а саме при невдалій технологічній операції, легко руйнується розчином 2 - 5 % соляної кислоти з утворенням водорозчинних сполук Дослідити В лабораторії ефективність технологи з застосуванням запропонованого реагенту у спрощеному варіанті вдалося на спеціально скон струйованій лабораторній моделі, що представлена на фіг 2 Скляна ємність 1 з двома кранами, боковим 4 і нижнім 5 заповнена кварцовим піском 3, що моделює газоносну і водоносну зону пласта Спочатку ми визначили швидкість протоку розчину калію хлористого (2% мас ) через боковий і нижній кран Потім пропустили через пісковий шар пластову воду Тимофмвської свердловини № 92 і при відкритому боковому крані подали блокуючий реагент (розчин карбонату, бікарбонату амонію) На межі навпроти бокового крану утворився білий шар крейди Подали знову розчин калію хлористого (2 % мас), визначили швидкість протоку рідини по газоносній частині (через боковий кран) і через блокуючий екран (через нижній кран) Потім перевірили якість блокування розчином бікарбонату амонію з попередньою промивкою, а саме перед подачею блокуючої рідини при відкритому боковому крані подали в колонку 100 мл технічної води Провели блокування і визначили швидкість протоку рідини по газоносній частині (через боковий кран) і через блокуючий екран (через нижній кран) В третьому ДОСЛІДІ замість бікарбонату, карбонату амонію в якості блокуючої рідини було взято розчин поліфосфатів амонію, питомою вагою 1,05 г/см3 Провели блокування з попередньою промивкою і визначили швидкість протоку рідини по газоносній частині (через боковий кран) і через блокуючий екран (через нижній кран) Результати лабораторних досліджень порівняння ефективності запропонованої технології і прототипу подано у вигляді таблиці 1 Таблиця 1 - Результати лабораторних досліджень ефективності блокування з використанням промивки та запропонованого реагенту Таблиця 1 Умови дослідження Протікання розчину до блокування Протікання розчину після блокування бікарбонатом без промивки (у відомому способі) Протікання розчину після блокування бікарбонатом з промивкою Протікання розчину після блокування запропонованим реагентом (карбонат, бікарбонат амонію-150 г/л, поліфосфат амонію -50 г/л) з промивкою Час протоку розчину калію хлористого (2% мас ) через боковий кран через нижній кран 7хв 21 с 5хв 18с 7хв 22 с 5хв 17 с 7хв 23 с 5хв 18с 12хв 25 с 21 хв 18с 12хв 17с 22хв 19с 12хв 19с 25 хв 20 с 7хв 31 с 28хв 31 с 7хв 30 с 29 хв 32 с 7хв 28 с 27хв 51 с 7хв 30с 51хв 15с 7хв 32 с не тече 7хв 31 с не тече (утворився непроникний шар) Висновок попередня промивка газоносної частини пласту навіть при використанні карбонату, бікарбонату амонію зберігає колекторські властивості продуктивного горизонту, крім того, покращилася якість блокуючого шару на границі пластова вода - газ Час протоку через боковий кран, що моделює проникність газоносної частини, майже не змінився (Середній час протоку до блокування 7хв 22с , середній час протоку після блоку вання 7хв ЗО с ) При використанні в якості блокуючого реагенту карбонату, бікарбонату амонію повністю зупинити протік розчину калій хлор через блокуючий шар не вдається Швидкість протоку набагато збільшилась (в 5 - 7 разів), але не зупинилась При використанні в якості блокуючого реагенту на основі поліфосфатів амонію вдалося повністю зупинити рух розчину калію хлористого через 53000 утворений блокуючий шар ( з 5 хв 18с допоєного не протікання) за рахунок утворення гелевої структури блокуючого осаду Між реагентом на основі поліфосфатів амонію і іонами кальцію та магнію, що знаходяться в пластовій воді, утворюється гелеподібний осад поліфосфатів кальцію та магнію, який зупиняє приплив води Осад легко руйнується в разі потреби 2 - 5 % соляною кислотою Попередня промивка працюючої частини газоносного горизонту розчином хлористого калію необхідна перед закачкою реагенту, тому що навіть залишкова солоність суттєво погіршує якість блокування конусів припливу пластових вод, а також погіршує колекторські властивості газоносного горизонту Приклад реалізації способу Запропонований спосіб випробуваний в промислових умовах в ГПУ "Полтавагазвидобування" на свердловині № 68 Тимофмвського ГКМ, Геолого - технічна характеристика свердловини - Експлуатаційна колона НО/168 0-2298 м - Штучний вибій 4220 м - Інтервал перфорації 4147-4187м Колекторські властивості пласту пісковики, гл пісковики К„ = 0,085-ї- 0,21, К н г = 0,78 •• 0,95, * НКТ 73 мм, глибина спуску 4138т Об'єм трубного простору 12,4 м , затрубного 52,4 м Характеристика свердловини до обробки працювала з накопиченням тиску, Qr = 1 тис м3 /добу, Рст= 222 атм, Р пл - 342 атм Після пуску в роботу свердловина самозадавлювалася пластовою водою хлоркальціймагнієвого типу (питома вага р = 1,18 г/см3, вміст Мд2+-1216 мг/л і Са 2+ 35070 мг/л) Пластова вода в продукції свердловини спостерігалася з початку експлуатації (1992 р ) Спроби селективної ізоляції притоку пластових вод розчинами бікарбонату амонію по патенту України 8 № 26168 проводились з 1995 року НВП "Нафтогазтехнолопя" та ЗАТ "Пласт", але результату не принесли Свердловина самозадавлювалася відразу після пуску в роботу Порядок виконання робіт при використанні даного способу Зупинили свердловину і після відновлення статичного тиску Рст=222 атм через 3 доби подавали в свердловину сухий газ високого тиску на протязі 7 діб Відразу після закінчення подачі сухого газу в трубний простір свердловини закачали 8 м3 промивочної рідини, а саме 2% водний розчин К СІ і продавили його газом високого тиску 250 атм Через 4 години в трубний простір свердловини закачали 27м3 блокуючого реагенту, а саме, водяний розчин суміші солей вугільної кислоти - бікарбонат амонію питомою вагоюи р = 1,06 г/см3 - 18 м3 та поліфосфату амонію р = 1,42 г/см3 - 9 м3 і продавили цю суміш в пласт сухим газом тиском 250 атм на протязі 4 годин Залишили свердловину під тиском і провели витримку для реакції та розпливання реагенту по значній площі контакту пластова вода - газ, утворення та ущільнення в пластових умовах непроникного екрану на протязі 11 діб до відновлення статичного тиску Пустили свердловину в роботу на УКПГ, впродовж місяця свердловина працювала на УКПГ в режимі Рвх-180атм , Qr= 150 тис м3/добу, Ок = 33 т/добу, QB = Ом3 Видобуток газу за 1 міс становить Qr = 1490 тис м3/добу, а конденсату Ок = 327,8 т/добу, Порівняння роботи свердловини до і після проведеної обробки виявило високу ефективність запропонованого способу на промислах Заявлений спосіб представляє великий інтерес для нафтопромислової галузі 53000 10 подача реагентів Фіг 1 ТОВ "Міжнародний науковий комітет" вул. Артема, 77, м. Київ, 04050, Україна (044)236-47-24