Способ глушения продуктивного пласта газовой скважины

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для глушения или временного блокирования продуктивного пласта перед ремонтными работами или консервацией газовой скважины с низким пластовым давлением. Технический результат - глушение газовой скважины с минимальным отрицательным воздействием на фильтрационно-емкостные свойства газового коллектора с кислым высокоминерализованным остаточным водонасыщением. Способ глушения продуктивного пласта газовой скважины включает последовательное закачивание в скважину жидкости глушения состава, мас.%: хлорированная углеводородная жидкость - трихлорэтилен или углеводородная тяжелая жидкость, или композиция АПК 10-60, полиметилгидросилоксан 0,3-0,4, углеводородная жидкость - конденсат или дизельное топливо - остальное, продавливание ее в пласт, закачивание жидкости блокирования состава, мас.%: 11%-ный водный раствор хлорида кальция 36-44, эмультал 2-3,5, СМАД 1-2, мел 1,8-2,0, асбест 2,8-3,0, 0,3%-ный водный раствор карбоксиметилцеллюлозы 5,8-6,2, углеводородная жидкость - конденсат или дизельное топливо - остальное, размещение жидкости блокирования в интервале заглушаемого пласта, закачивание продавочной жидкости, обеспечивающей доставку первых двух жидкостей на забой скважины и в пласт. 4 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для глушения или временного блокирования продуктивного пласта перед ремонтными работами или консервацией газовой скважины с низким пластовым давлением.

Известен способ глушения скважины путем продавливания в пласт водного раствора, загущенного полимером, в частности полиакриламидом [Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. - М.: Недра, 198. - С.130-134].

Недостатком такого способа глушения скважины является необратимая кольматация порового пространства пород околоскважинной зоны пласта полиакриламидом вследствие высокой адсорбционно-адгезионной активности макромолекул загустителя.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является способ глушения нефтяных и газовых скважин [Патент RU 2111345 C1, E21B 43/12. Способ глушения нефтяных и газовых скважин. Заявка 96103467/03. Опубл. 1998.05.20], суть которого состоит в том, что для его осуществления используют жидкость, загущенную модифицированным полиакриламидом, адсорбционно-адгезионная активность которого значительно снижена за счет его радиационного γ-облучения, а перед тем, как закачивать жидкость глушения, в пласт подают противокольматирующий состав, содержащий 3-10% пирофосфата натрия или ортофосфата натрия и 0,2-1,5% ПАВ.

Недостатком способа-прототипа является то, что он не может быть применен в тех случаях, когда необходимо осуществить глушение продуктивного пласта, представленного терригенными породами с кислым характером остаточного водонасыщения, обусловленного высокой минерализацией поровых вод с доминирующим содержанием в них хлорида и бромида кальция, поскольку в этом случае предлагаемый в способе-прототипе декольматант, то есть натриевая соль пирофосфорной или ортофосфорной кислоты, попав в пласт, станет причиной образования обильного осадка в виде пирофосфата или ортофосфата кальция, который частично или полностью закупорит фильтрационные каналы коллектора, обеспечивающие гидродинамическую связь «скважина-пласт». Примером продуктивных пластов с кислым характером поровых вод являются подсолевые терригенные отложения месторождений Сибирской платформы [Нефтегазовая гидрогеология юга Сибирской платформы. // А.С.Анциферов, А.С.Артеменко, О.В.Зехова и др. - М.: Недра, 1983. - 192 с.].

Технической задачей заявляемого изобретения является разработка способа глушения газовой скважины, оказывающего минимальное отрицательное воздействие на фильтрационно-емкостные свойства газового коллектора с кислым высокоминерализованным остаточным водонасыщением.

Поставленная задача решается тем, что в способе глушения продуктивного пласта газовой скважины, включающем последовательное закачивание в скважину и затем в пласт жидкости глушения, гидрофобизирующей внутрипоровую поверхность пород околоскважинной зоны пласта и оттесняющей в глубь пласта насыщающий его углеводородный флюид, и жидкости блокирования, формирующей на входных фильтрационных каналах пористой породы прочный волокнисто-порошковый слой, препятствующий внутрипоровому загрязнению пород продуктивного пласта, в качестве жидкости глушения используют композицию состава, мас.%: хлорированная углеводородная жидкость (или трихлорэтилен, или углеводородная тяжелая жидкость, или композиция АПК) 10-60; полиметилгидросилоксан 0,3-0,4, углеводородная жидкость (конденсат или дизельное топливо) - остальное, а в качестве жидкости блокирования используют эмульсионно-дисперсионный состав, мас.%: 11%-ный водный раствор хлорида кальция 36-44; эмультал 2-3,5; СМАД 1-2; мел 1,8-2,0; асбест 2,8-3,0; 0,3%-ный водный раствор карбоксиметилцеллюлозы 5,8-6,2; углеводородная жидкость (конденсат или дизельное топливо) - остальное.

Для приготовления жидкости глушения используют реагенты, выпускаемые отечественной промышленностью:

- летнее дизельное топливо (ДТ) по ГОСТ 305-82 с изм. 1-4;

- трихлорэтилен (ТХЭ) по ТУ 2631-022-44493179-98 или углеводородная тяжелая жидкость (УТЖ - отход при получении ТХЭ) по ТУ 6-01-12275-82 или композиция АПК по ТУ 6-2122-232-05763458-97 (отход при хлорировании углеводородов - смесь тяжелых хлорированных углеводородов);

- полиметилгидросилоксан (ПМГС) марки 136-157 (М) по ТУ 6-02-694-76 с изм.

Назначение жидкости глушения - оттеснение углеводородной продукции в глубь пласта с одновременной обработкой поверхности пропускных каналов пород призабойной зоны пласта гидрофобизирующей жидкостью ПМГС, которая, адсорбируясь на поверхности пор и каналов песчаника, придает им водоотталкивающие свойства, вследствие чего профилактируется их обводнение и улучшаются условия выхода углеводородной продукции из пласта в процессе расконсервации скважины и освоения пласта.

Назначение компонентов в составе жидкости глушения следующее:

- дизельное топливо или конденсат играют роль растворителя ПМГС, доставляющего гидрофобизатор в пласт;

- хлорированные углеводородные жидкости (ТХЭ, УТЖ или АПК) - регуляторы плотности жидкости глушения в широком диапазоне этого показателя (табл.1);

- полиметилгидросилоксан - гидрофобизатор поверхности пор и каналов пород околоскважинной зоны продуктивного пласта (табл.2).

Видно, что полярная жидкость (вода) хорошо смачивает гидрофильную поверхность, но не растекается на поверхности образцов, однократно обработанных жидкостью глушения.

Для приготовления жидкости блокирования необходимы следующие реагенты:

- летнее дизельное топливо по ГОСТ 305-82 с изм. 1-4;

- эмультал по ТУ 2458-014-22288198-01;

- СМАД-1 по ТУ 2458-001-50780546-01;

- асбест марки А-6К-5;

- мел по ГОСТ 12085-88;

- хлористый кальций по ГОСТ 450-77;

- карбоксиметилцеллюлоза по ТУ 2231-057-07508003-2002.

С помощью жидкости блокирования формируется волокнисто-порошковый экран на пристенном участке входных фильтрационных каналов пористой породы и предотвращается внутрипоровое загрязнение пород околоскважинной зоны пласта.

Назначение компонентов в составе жидкости глушения следующее:

- дизельное топливо (конденсат) - углеводородная основа;

- эмультал и СМАД-1 - эмульгаторы эмульсий второго рода;

- асбест, мел - кислоторастворимые реагенты для формирования пристенного кольматационного слоя;

- кальций хлористый - минерализатор водной дисперсной фазы, идентичный основному минерализатору остаточной поровой воды заглушаемого объекта;

- карбоксиметилцеллюлоза - стабилизатор эмульсионно-дисперсионного состава.

Таблица 1
Шифр жидкости глушения	Состав жидкости глушения, мас.%	Свойства жидкости глушения
УТЖ	ПМГС	ДТ	Плотность, г/см3	Динамическая вязкость, сП
-	-	-	100	0,82	2,07
1-Г	10	0,40	89,6	0,86	1,89
2-Г	20	0,36	79,64	0,90	1,67
3-Г	30	0,30	69,7	0,95	1,51
4-Г	40	0,40	59,6	1,01	1,48
5-Г	50	0,40	49,6	1,06	1,34
6-Г	60	0,30	39,7	1,20	0,85
-	100	-	-	1,55	0,65

Таблица 2
№ пп	Условия обработки поверхности кварцевой пластинки	Угол смачивания водой кварцевой пластинки, град.
1	Поверхность кварцевой пластинки смочена жидкостью глушения 2-Г и высушена в вертикальном положении	56
2	Поверхность кварцевой пластинки смочена жидкостью глушения 5-Г и высушена в вертикальном положении	54
3	Поверхность кварцевой пластинки смочена жидкостью глушения 6-Г и высушена в вертикальном положении	55
4	Поверхность кварцевой пластинки смочена дистиллированной водой и высушена в вертикальном положении	42

Примеры приготовления технологических жидкостей и осуществления способа глушения продуктивного пласта газовой скважины

Пример 1. Приготовление жидкости глушения

Компоненты жидкости глушения (дизельное топливо, УТЖ, полиметилгидросилоксан) дозируют в заданном соотношении, заливают в емкость цементировочного агрегата и перемешивают по схеме «емкость-насос-емкость» до выравнивания показателя плотности. Жидкость глушения состава, мас.%: дизельное топливо 45.2; УТЖ 54,4; ПМГС 0,4, имеет плотность 1,05 г/см³, динамическую вязкость 0,959 сП.

Пример 2. Приготовление жидкости блокирования

а) Приготовление дисперсионной среды

Из автоцистерны в гидромешалку подают насосом 1,2 т дизельного топлива. Туда же при перемешивании добавляют 105 кг эмультала. Перемешивают 10 минут. В полученный раствор вводят 45 кг СМАД-1. Все вместе перемешивают 20 минут.

б) Приготовление дисперсной водной фазы

В емкости цементировочного агрегата размещают 1,16 м³ воды и засыпают 144 кг хлористого кальция (в расчете на сухое вещество). Перемешивают по схеме «емкость-насос-емкость» до полного растворения соли и получения раствора с плотностью 1,10 г/см³.

в) Приготовление 0,3%-ного водного раствора КМЦ

Во второй емкости цементировочного агрегата готовят 0,3%-ный раствор карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), для чего в емкость наливают 179,5 л воды и в нее засыпают 0,54 кг КМЦ. Перемешивают в течение 0,5 часа до распускания полимера во всем объеме жидкости.

г) Эмульгирование

В глиномешалку, содержащую раствор эмультала и СМАД-1 в дизельном топливе, приготовленный по п.2.1, из емкости агрегата подают тонкой струей водный раствор хлористого кальция плотностью 1,10 г/см³, полученный по п.2.2. По окончании подачи водной фазы общую массу в глиномешалке перемешивают в течение 1 часа.

д) Стабилизация

В глиномешалку, где находится эмульсионный состав, приготовленный по п.2.4, добавляют 90 кг асбеста (протертого сквозь сетку), 60 кг мела и 180 л 0,3%-ного раствора КМЦ. Общую массу жидкости блокирования перемешивают в течение 2 ч.

Технологические свойства полученной жидкости блокирования определяют с использованием стандартных измерительных средств, входящих в комплект оборудования буровой скважины. В табл.3 приведены сведения о составе и свойствах вариантов жидкости блокирования.

Пример 3. Осуществление способа глушения продуктивного пласта газовой скважины

В скважину при открытых заглушках последовательно по «цепочке» закачивают жидкость глушения, приготовленную по примеру 1, жидкость блокирования, полученную в соответствии с примером 2, жидкость продавливания, в качестве которой используют воду или буровой раствор на углеводородной основе. После этого перекрывают затрубное пространство и создают давление в трубном пространстве, чтобы весь объем жидкости глушения проник в призабойный участок продуктивного пласта, далее давление повышают на 1...2 МПа, чтобы произошло формирование пристенного кольматирующего экрана из компонентов жидкости блокирования. Выдерживают скважину при закрытых заглушках в НКТ и затрубном пространстве в течение 12...24 часов, следя за давлением в скважине. Отсутствие роста давления свидетельствует об успешности выполненной операции по глушению пласта.

Возможность восстановления проницаемости песчаников после проведения работ по глушению пласта с использованием предлагаемого способа подтверждается фильтрационными экспериментами, выполненными на установке высокого давления УИПК-1М.

Проведение фильтрационного исследования

В работе используют образцы песчаника парфеновского горизонта Ковыктинского месторождения, подготовленные стандартным способом к фильтрационным исследованиям.

После создания остаточной водонасыщенности пластовой водой плотностью 1,244 г/см³ и рН 3,6, имеющей состав, г/л: Са⁺² 106.64; Mg⁺² 9.35; К⁺ 7.44; Na⁺ 0.36; Cl^- 226.97; Br^- 4.68, к торцу образца подают жидкость глушения и прокачивают ее сквозь образец в количестве 1,5 объемов порового пространства, затем в том же направлении подают жидкость блокирования и создают давление до 7,1 МПа. Фильтрацию продолжают до стабилизации процесса проникновения жидкости в керн. После этого определяют проницаемость (K₁) песчаника по декану, подавая его в образец с противоположного торца. Затем входной торец образца песчаника вводят в контакт с глинокислотным раствором, имитируя действие глинокислотной ванны следующего состава, мас.%: HCl 5; NH₄HF₂ 1,7; вода - остальное. Время выдержки глинокислотной ванны (без прокачивания ее сквозь образец) - 4 часа.

После глинокислотной ванны определяют проницаемость (К₂) песчаника по декану, снова подавая его в образец с противоположного торца.

Результаты оценки воздействия жидкостей глушения и блокирования и выдержки в глинокислотной ванне на образцы песчаника парфеновского горизонта Ковыктинского месторождения приведены в табл.4.

Полученные данные подтверждают возможность осуществления заявляемого способа глушения терригенных пластов с низким пластовым давлением и кислым характером остаточной водонасыщенности и показывают эффективность деблокирования коллектора с полным восстановлением его исходной проницаемости при создании депрессии и прокачивании углеводородной жидкости с противоположного торца образца песчаника.

Способ глушения продуктивного пласта газовой скважины, включающий последовательное закачивание в скважину жидкости глушения, препятствующей внутрипоровой кольматации фильтрационных каналов пород пласта, и продавливание ее в пласт, жидкости блокирования, пристенно кольматирующей фильтрационные каналы пород околоскважинной зоны пласта, и размещение жидкости блокирования в интервале заглушаемого пласта, продавочной жидкости, обеспечивающей доставку первых двух жидкостей на забой скважины и в пласт, отличающийся тем, что в качестве жидкости глушения используют композицию состава, мас.%: хлорированная углеводородная жидкость - трихлорэтилен или углеводородная тяжелая жидкость, или композиция АПК 10-60, полиметилгидросилоксан 0,3-0,4, углеводородная жидкость - конденсат или дизельное топливо - остальное, а в качестве жидкости блокирования используют эмульсионно-дисперсионный состав, мас.%: 11%-ный водный раствор хлорида кальция 36-44, эмультал 2-3,5, СМАД 1-2, мел 1,8-2,0, асбест 2,8-3,0, 0,3%-ный водный раствор карбоксиметилцеллюлозы 5,8-6,2, углеводородная жидкость - конденсат или дизельное топливо - остальное.