Способ предупреждения проявлений при строительстве нефтяных и газовых скважин
Владельцы патента RU 2670307:
Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" (RU)
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям предупреждения проявлений пластового флюида при строительстве нефтяных и газовых скважин, в частности к ликвидации перетоков в проявляющих пластах. Способ включает последовательную закачку в пласт блокирующей пачки и продавочной жидкости. При этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую 5-20 мас.% дизельного топлива или подготовленной нефти с пункта подготовки и перекачки нефти, 2-3 мас.% эмульгатора, 0,5-1 мас.% коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм, 3-5 мас.% сухой аморфной двуокиси кремния (92-99%) с размером частиц от 5 до 500 нм, 10-15 мас.% микрочастиц ильменита или тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия – остальное. При этом в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. Техническим результатом является повышение технологической эффективности мероприятий по предупреждению проявлений и ликвидации перетоков в системе пласт-скважина в проявляющих пластах с высоким газовым фактором или аномально высоким пластовым давлением, а также упрощение способа. 4 з.п. ф-лы, 6 пр., 4 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям предупреждения проявлений пластовых флюидов при строительстве нефтяных и газовых скважин, в частности, к ликвидации перетоков в проявляющих пластах.
Одной из наиболее актуальных проблем в отрасли строительства нефтяных и газовых скважин является проявление пластовых флюидов из пластов с аномально-высоким пластовым давлением (АВПД). В данном случае условия предупреждения или ликвидации перетоков из проявляющих пластов будут выполнены при создании противодавления на пласт жидкостью с большей плотностью, чем в случае с нормальным или аномально-низким пластовым давлением.
Основными недостатками всех классических буровых растворов на водной основе является гидрофилизация поверхности горных пород, низкая вязкость, слабая адгезия и отсутствие тампонирующей способности, которые приводят к перетокам пластовых флюидов и технологических жидкостей в системе пласт-скважина при проявлениях.
В связи с этим, при вскрытии пластов с аномальными условиями применение классических буровых растворов неэффективно. В процессах строительства скважин при бурении интервалов с аномальными условиями необходимо применять особые технологические жидкости - блокирующие составы (блокирующие пачки). Физико-химические свойства блокирующих составов значительно отличаются от свойств классических буровых растворов.
Степень проявления факторов, осложняющих процессы строительства скважин, находится в зависимости от горно-геологических условий месторождения и геолого-физических параметров пластов.
Наиболее часто осложняющие факторы проявляются при бурении скважин в зонах залегания пластов с высоким газовым фактором (при вскрытии пласта ввиду перепада давления пластовые нефть и газ с меньшей плотностью проникают из пласта в скважину, что приводит к снижению противодавления на пласт и является причиной нефтегазопроявлений).
Для повышения эффективности процессов строительства нефтяных и газовых скважин и решения задачи предупреждения проявлений пластовых флюидов (ликвидации осложнений) при вскрытии пластов с аномальными условиями необходимо применение технологических жидкостей с особыми реологическими, поверхностно-активными и тампонирующими свойствами.
Из уровня техники известен состав для изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых и заколонных перетоков на скважинах (патент РФ №2032068, МПК Е21В 33/138, дата публикации 27.03.1995), содержащий кремнийорганическую жидкость и спиртсодержащий раствор, при этом в качестве кремнийорганической жидкости он содержит водно-спиртовые растворы этилсиликоната натрия (ГКЖ-10) или метилсиликоната натрия (ГКЖ-11), а в качестве спиртсодержащего раствора - водный раствор поливинилового спирта. Недостатками способа является необходимость выдержки состава при закрытой скважине под давлением в течение 12-24 ч, а также отсутствие твердых частиц для ликвидации поглощений в высокопроницаемых интервалах пластов.
Известен способ проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений (патент РФ №2405926, МПК Е21В 43/22, дата публикации 10.12.2010), который может быть использован, в частности, для ликвидации заколонных перетоков. Способ включает предварительную закачку в интервал поглощения оторочки из 1-3 м3 нефтекислотной эмульсии, а затем 1-4 цикла последовательной закачки равных количеств стекла натриевого жидкого и 50%-ной водной суспензии фосфогипса с суммарным объемом одного цикла от 4 до 8 м3 с промежуточной закачкой между ними буфера из пресной воды. Недостатками способа являются многоэтапность технологии закачки жидкостей в скважину, а также невозможность применения способа при вскрытии продуктивных интервалов нефтегазоносных пластов ввиду необратимой кольматации каналов фильтрации композицией стекла натриевого жидкого и 50%-ной водной суспензии фосфогипса.
Для решения указанных проблем в области строительства нефтяных и газовых скважин предлагается способ предупреждения проявлений пластовых флюидов в пластах с АВПД (ликвидации перетоков в проявляющих пластах) или высоким газовым фактором, основанный на закачке в пласт блокирующей пачки в виде эмульсионно-суспензионной системы и продавке водным раствором хлористого кальция или хлористого калия.
Сущность изобретения заключается в том, что способ включает следующие последовательные этапы: закачку в пласт блокирующей пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти, эмульгатор, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, сухую аморфную двуокись кремния, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия, а в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия. При этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (% масс): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5-20, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0,5-1, сухую аморфную двуокись кремния (92-99%) с размером частиц от 5 до 500 нм - 3-5, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 10-15 и водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. В качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния можно использовать композицию, содержащую (% масс): двуокись кремния - 31-32,5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67, воду -остальное; либо двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте -остальное; либо двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное. В качестве эмульгатора можно использовать композицию, содержащую (% масс.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0,7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0,5-1, дизельное топливо-остальное.
Положенное в основу способа радиальное размещение блокирующей пачки в проявляющем пласте обеспечивает создание блокирующего экрана, который благодаря комплексу высоких адгезионных и реологических характеристик способен противостоять высокому перепаду давлений (до 300 атм.) без прорыва пластового флюида и поглощений бурового раствора.
При движении эмульсионно-суспензионной системы (ЭСС) в пористой среде ее эффективная вязкость зависит от объемного водосодержания в ЭСС и скорости фильтрации ЭСС в пористой среде, увеличиваясь с ростом объемного водосодержания и снижением скорости фильтрации. Это приводит к тому, что при движении ЭСС в пористой среде происходит саморегулирование вязкостных свойств, скорости и направления фильтрации в глубь пласта. Эти реологические свойства ЭСС позволяют сформировать радиальный экран, который преимущественно блокирует наиболее проницаемые интервалы пласта.
Увеличение вязкости ЭСС при взаимодействии с водой и разложение ЭСС при взаимодействии с углеводородами обеспечивает селективность действия блокирующей пачки и позволяет предотвратить необратимую кольматацию продуктивного пласта при первичном вскрытии. Гидрофобность и поверхностная активность ЭСС обеспечивает изменение фазовой проницаемости преимущественно гидрофильных горных пород продуктивных пластов.
Техническим результатом изобретения является повышение технологической эффективности мероприятий по предупреждению проявлений и ликвидации перетоков в системе пласт-скважина в проявляющих пластах с высоким газовым фактором или АВПД, а также упрощение способа.
Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.
На фиг. 1 приведена таблица, раскрывающая технику и оборудование для приготовления и закачки технологических жидкостей.
На фиг. 2 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений плотности эмульсионно-суспензионных систем (плотность водной составляющей - 1280 кг/м3).
На фиг. 3 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений агрегативной устойчивости эмульсионно-суспензионных систем (плотность водной составляющей - 1280 кг/м3).
На фиг. 4 приведена таблица, иллюстрирующая результаты измерений кинематической вязкости эмульсионно-суспензионных систем (плотность водной составляющей - 1280 кг/м3).
Подготовительные работы на скважине
При первых признаках возникновения поглощений в процессе строительства скважины необходимо осуществить следующие мероприятия:
- оценить приемистость скважины на разных режимах расхода бурового насоса (данные фиксировать по максимальному значению);
- при падении статического уровня необходимо оценить скорость снижения уровня раствора в скважине и уровень стабилизации, определить интенсивность поглощения как во время бурения на различных режимах, так и в статике;
- по фактическим данным мониторинга приемистости (или интенсивности поглощения) принимать решение по составу блокирующей пачки.
Объем блокирующей пачки определяется в зависимости от приемистости интервала и находится в интервале 5-25 м3 на метр вскрытой толщины пласта (м3/м), но не менее 150% от объема, достаточного для перекрытия поглощающего интервала.
Оценку приемистости интервала можно проводить по следующей формуле:
где:
I - приемистость при определенном расходе насоса, 
TVD - глубина скважины по вертикали, м;
ECD - эквивалентная циркуляционная плотность, 
S - удельный вес раствора, 
Приготовление блокирующей пачки
Приготовление блокирующей пачки производится на установках приготовления растворов: блок приготовления растворов «БПР» (емкость с лопастной мешалкой и внешним центробежным насосом). Необходимое оборудование для приготовления эмульсионных систем представлено на фиг. 1.
В емкость для приготовления блокирующей пачки набирается (% масс) дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5-20. Далее запускается центробежный насос на циркуляцию и лопастной перемешиватель. После этого последовательно в дизельном топливе диспергируются эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1, сухая аморфная двуокись кремния (92-99%) с размером частиц от 5 до 500 нм - 3-5 и микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 10-15, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.
В качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния можно использовать композицию, содержащую (% масс.):
- двуокись кремния - 31-32,5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67, воду - остальное, или
- двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте - остальное, или
- двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
В качестве эмульгатора можно использовать композицию, содержащую (% масс.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (в частности, линолевую, олеиновую, линоленовую) и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0,7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0,5-1, дизельное топливо (летнее или зимнее) - остальное.
Ввод составляющих в углеводородную основу производится через эжектор с помощью вакуумного шланга или через открытый верх емкости «БПР».
Технологические емкости должны быть оборудованы лопастными мешалками, обеспечивающими постоянное и равномерное распределение реагентов по всему объему. Для обеспечения получения и поддержания свойств стабильности систем рекомендуется применять лопастные мешалки с реверсивным направлением вращения.
Качество приготовления и стабильность свойств систем зависит от полноты охвата перемешиванием всего объема емкости приготовления, чистоты емкостей, скорости ввода составляющих и времени диспергирования. Рекомендуется использовать емкость со «скошенными» углами (форма близкая к цилиндрической).
Контроль качества приготовления ЭСС Контроль проводится путем проверки седиментационной устойчивости систем. Тест считается положительным, если при выдержке ЭСС при комнатной температуре в течение 2 ч произошло отделение водной или углеводородной фазы не более 3% от объема ЭСС.
Перечень оборудования и специальной техники для проведения работ на скважине Количество и вид специальной техники представлены на фиг. 1. Расчет произведен при условии приготовления систем на растворном узле «БПР». Представленный перечень оборудования и специальной техники является базовым и может включать в себя дополнительные наименования в зависимости от условий проведения работ, месторасположения растворного узла. Закачка блокирующей пачки в скважину может быть произведена с применением буровых насосов.
Технология осуществления способа
Порядок технологических операций:
1. Перевод нагнетательной линии на «БПР».
2. Закачка в скважину блокирующей пачки в объеме 5-25 м3/м, но не менее 150% от объема, достаточного для перекрытия поглощающего интервала.
3. Про давка блокирующей пачки водным раствором хлористого кальция или хлористого калия в объеме достаточном для выхода блокирующей пачки из колонны бурильных труб.
4. Поднятие компоновки низа бурильной колонны (КНБК) на 50 м выше интервала установки блокирующей пачки.
5. Закрытие превентора.
6. Продавка водным раствором хлористого кальция или хлористого калия в объеме не менее 150% от объема блокирующей пачки. Продавку производить с низким расходом, периодической остановкой агрегата и мониторингом изменения давления в скважине:
- при регистрации роста давления в скважине после остановки агрегата необходимо продолжить продавку закаченного объема блокирующей пачки;
- если в ходе продавки полного объема блокирующей пачки с низким расходом не происходит стабилизации давления, необходимо повторно произвести вышеперечисленные технологические операции по закачке и про давке блокирующей пачки;
- если достигнута стабилизация давления в скважине открыть превентор и возобновить циркуляцию с низким расходом;
- если циркуляция полная, медленно увеличить расход рабочего раствора.
7. Спуск инструмента на забой для удаления остатков блокирующей пачки.
8. Продолжить бурение.
Конкретные объемы закачиваемых в пласт блокирующей пачки и продавочной жидкости рассчитываются в зависимости от приемистости пласта и мощности вскрытого интервала поглощения.
Скорость закачки технологических жидкостей
Закачка технологических жидкостей на этапе установки блокирующей паки должна производиться непрерывно с производительностью, предотвращающей снижение плотности технологических жидкостей всплывающими газом и нефтью, а также при давлении на агрегате, исключающем полное поглощение жидкости.
Скорость закачки технологических жидкостей определяется величиной пластового давления, а в случае высокого газового фактора и аномально высокого пластового давления скорость закачки должна быть максимальной, превышающей производительность пласта.
Расчет требуемой плотности технологических жидкостей
Требуемая плотность технологических жидкостей определяется на основе расчета исходя из условия создания столбом технологических жидкостей давления, превышающего текущее пластовое давление на коэффициент безопасности.
Количество сухого хлористого калия или хлористого кальция, требуемого для приготовления необходимого объема водного раствора определенной плотности, рассчитывается по следующей формуле:
где:
Мр - количество реагента - сухого хлористого калия или хлористого кальция, кг;
Yp - удельный вес реагента, г/см3;
Yжг - удельный вес технологических жидкостей, г/см3;
Yв - удельный вес технической воды, применяемой для приготовления технологических жидкостей, г/см3;
Vp - требуемый объем водного раствора солей, м3.
Расчет необходимой плотности технологических жидкостей при полной замене скважинной жидкости определяется по следующей формуле:
где:
ρ - расчетная плотность технологических жидкостей, кг/м3;
Рпл - пластовое давление, МПа;
П - коэффициент безопасности удельного веса технологических жидкостей, определяемый Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденные приказом Ростехнадзора от 12.03.2013 №101;
Н - расстояние от устья до кровли пласта по вертикали, м.
Для скважины, в которой вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями и расстояние между ними составляет более 50 м, в расчетах принимается величина Н от устья скважины до кровли пласта с более высоким пластовым давлением.
Лабораторные исследования физических свойств ЭСС Для исследования физических свойств систем были подготовлены образцы блокирующей пачки с различным объемным содержанием компонентов.
В результате проведения экспериментов определялись следующие параметры систем:
- плотность;
- агрегативная устойчивость;
- термостабильность;
- кинематическая вязкость.
С целью оценки качества приготовления образцов ЭСС производилась их выдержка не менее 2 часов при комнатной температуре до начала проведения экспериментов.
Измерение плотности ЭСС
Результаты измерения плотности (пикнометрический метод) эмульсионно-суспензионных систем (плотность водной составляющей - 1280 кг/м3), применяемых для ликвидации проявлений пластовых флюидов, представлены на фиг. 2.
Измерение агрегативной устойчивости ЭСС
Агрегативная устойчивость - это способность систем сохранять степень дисперсности внутренней фазы.
Оценку проводили по показателю электростабильности - измерений значений электрического напряжения, соответствующего моменту разрушения систем, заключенной между электродами измерительной ячейки прибора. Эксперименты проводились на приборе марки FANN.
Результаты измерения агрегативной устойчивости ЭСС с плотностью водной составляющей - 1280 кг/м3 представлены на фиг. 3.
Измерение термостабильности ЭСС
Измерение термостабильности ЭСС проводили путем выдержки образцов в мерных герметично закрытых цилиндрах в термошкафу в течение 24 часов при заданном температурном режиме 80°С. Тест считался положительным (образец стабилен), если после 6 ч термостатирования из эмульсионной системы отделилось не более 3 об. % водной или углеводородной фаз от общего объема ЭСС. В результате экспериментов на термостабильность определено, что все образцы стабильны в течение 24 часов.
Измерение кинематической вязкости ЭСС
Результаты измерения кинематической вязкости (мм2/с) ЭСС с плотностью водной составляющей 1280 кг/м3 представлены на фиг. 4. Измерения проводились при температуре 23°С (погрешность измерения температуры ±0,1°С) на вискозиметре ВПЖ-2 с константой вискозиметра - 0,09764. Перед экспериментами ЭСС перемешивали в механической мешалке при заданной скорости 1600 об/мин в течение 20 минут.
Результаты комплекса проведенных базовых лабораторных исследований физических свойств ЭСС подтвердили высокие технологические свойства разработанных составов. Особенно важными параметрами являются высокая термостабильность и агрегативная устойчивость систем, а также возможность регулировать вязкость ЭСС изменением объемного содержания водной фазы в системе.
Далее приведены примеры осуществления способа.
Пример 1
Осуществление способа при ликвидации перетоков пластовых флюидов из проявляющего пласта с высоким газовым фактором - 710 м3/т.
Провели подготовительные работы на скважине: произвели расстановку техники для проведения закачки согласно утвержденной схемы, произвели обвязку оборудования и опрессовку нагнетательной линии на давление, превышающее ожидаемое рабочее в 1,5 раза, соблюдая меры безопасности.
По завершению подготовительных работ начали проведение технологических операций по закачке блокирующей пачки.
На первом этапе произвели закачку в призабойную зону пласта (ПЗП) блокирующей пачки ЭС следующего состава, % масс: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.8, сухие наночастицы аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 4.5, микрочастицы ильменита с размером частиц от 0,2 до 5 мкм -15, водный раствор хлористого калия плотностью 1285 кг/м3 - 72,2, в объеме 5 м3/м. На втором этапе произвели продавку блокирующей пачки водным раствором хлористого калия с плотностью 1270 кг/м3 в объеме 2 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% масс): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот -41, окись амина - 0.8, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5, дизельное топливо (летнее) - 57,7. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% масс): двуокись кремния - 30, изопропанол - 68.5, метиловый спирт - 1,5.
Проявление было ликвидировано в один цикл без осложнений. При дальнейшем углублении скважины прорыва газа не произошло.
Пример 2
Здесь и далее подготовительные работы производились в соответствие с порядком, указанным в примере 1.
Осуществление способа при ликвидации проявления пластовых флюидов из пласта с высоким газовым фактором - 620 м3/т.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, % масс: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 12, эмульгатор - 2, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.6, сухие наночастицы аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 5, микрочастицы тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 11.5, водный раствор хлористого кальция плотностью 1275 кг/м3 - 68,9, в объеме 13 м3/м. На втором этапе произвели продавку блокирующей пачки водным раствором хлористого калия с плотностью 1260 кг/м3 в объеме 3.5 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% масс): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5, дизельное топливо (летнее) - 58,8. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% масс): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 2.
Проявление было ликвидировано в один цикл без осложнений. При дальнейшем углублении скважины прорыва газа не произошло.
Пример 3
Осуществление способа при ликвидации перетоков пластовых флюидов из проявляющего пласта с аномально-высоким пластовым давлением.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, % масс: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20, эмульгатор - 3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.9, сухие наночастицы аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 3, микрочастицы ильменита с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 10, водный раствор хлористого кальция плотностью 1270 кг/м3 - 63,1, в объеме 16 м3/м. На втором этапе произвели продавку блокирующей пачки водным раствором хлористого кальция с плотностью 1255 кг/м3 в объеме 4 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% масс.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (олеиновая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 1, дизельное топливо (зимнее) - 56. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% масс): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0,5.
Проявление было ликвидировано в один цикл без осложнений. При дальнейшем углублении скважины прорыва пластовых флюидов не произошло.
Пример 4
Осуществление способа при ликвидации перетоков пластовых флюидов из проявляющего пласта с аномально-высоким пластовым давлением.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, % масс: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5, эмульгатор - 2, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1, сухие наночастицы аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 5, микрочастицы ильменита с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 15, водный раствор хлористого кальция плотностью 1280 кг/м3 - 72, в объеме 18 м3/м. На втором этапе произвели продавку блокирующей пачки водным раствором хлористого кальция с плотностью 1265 кг/м3 в объеме 7 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% масс.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 1, дизельное топливо (зимнее) - 58,3. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% масс.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0,5.
Проявление было ликвидировано в один цикл без осложнений. При дальнейшем углублении скважины прорыва пластовых флюидов не произошло.
Пример 5
Осуществление способа при ликвидации перетоков пластовых флюидов из проявляющего пласта с аномально-высоким пластовым давлением.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, % масс: дизельное топливо - 15, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1, сухие наночастицы аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 3.5, микрочастицы тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 12, водный раствор хлористого кальция плотностью 1290 кг/м3 -66, в объеме 20 м3/м. На втором этапе произвели продавку блокирующей пачки водным раствором хлористого кальция с плотностью 1275 кг/м3 в объеме 4 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% масс.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линоленовая) и смоляных кислот - 42, окись амина - 0.8, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.7, дизельное топливо (летнее) - 56,5. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% масс): двуокись кремния - 31, этиленгликоль - 69.
Проявление было ликвидировано в один цикл без осложнений. При дальнейшем углублении скважины прорыва пластовых флюидов не произошло. Пример 6
Осуществление способа при ликвидации перетоков пластовых флюидов из проявляющего пласта с аномально-высоким пластовым давлением.
На первом этапе произвели закачку в ПЗП блокирующей пачки следующего состава, % масс: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10, эмульгатор - 2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1, сухие наночастицы аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 4, микрочастицы ильменита с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 12, водный раствор хлористого кальция плотностью 1260 кг/м3 - 70,5, в объеме 16 м3/м. На втором этапе произвели продавку блокирующей пачки водным раствором хлористого кальция с плотностью 1245 кг/м3 в объеме 4 м3/м. При этом эмульгатор содержит (% масс.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая) и смоляных кислот - 40, окись амина - 0.7, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 1, дизельное топливо (зимнее) - 58,3. Коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния содержит (% масс.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, вода - 0,5.
Проявление было ликвидировано в один цикл без осложнений. При дальнейшем углублении скважины прорыва пластовых флюидов не произошло.
Таким образом, изобретение обеспечивает повышение технологической эффективности мероприятий по предупреждению проявлений и ликвидации перетоков в системе пласт-скважина в проявляющих пластах с высоким газовым фактором или аномально-высоким пластовым давлением - в частности, за счет использования твердых частиц, а также упрощение способа - в частности, благодаря использованию лишь двухэтапной технологии, а также за счет отсутствия необходимости выдержки составов в скважине.
1. Способ предупреждения проявлений при строительстве нефтяных и газовых скважин, включающий последовательную закачку в пласт блокирующей пачки и продавочной жидкости,
при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (мас.%):
дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 5-20,
эмульгатор - 2-3,
коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0,5-1,
сухую аморфную двуокись кремния (92-99%) с размером частиц от 5 до 500 нм - 3-5,
микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 10-15,
водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное,
а в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (мас.%) двуокись кремния - 31-32,5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67, воду - остальное.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (мас.%) двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте - остальное.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (мас.%) двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (мас.%):
эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42,
окись амина - 0,7-1,
высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0,5-1,
дизельное топливо - остальное.
