Способ временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению газовых и газоконденсатных скважин с временным блокированием продуктивных пластов при проведении ремонтных работ в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) и сверх АНПД. Технический результат заключается в повышении эффективности временного блокирования продуктивного пласта, в образовании в призабойной зоне пласта экрана повышенной прочности и возможности его полной деструкции, а также возможности управления гидродинамическими процессами в призабойной зоне пласта, с предотвращением разрушения пласта-коллектора и обеспечением сохранения его фильтрационно-емкостных свойств. Способ включает последовательное закачивание в скважину, оборудованную колонной НКТ, жидкости глушения, блокирующей жидкости и продавочной жидкости. В колонну НКТ спускают гибкую трубу и через нее закачивают жидкость глушения в объеме заполнения ствола скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации, затем открывают затрубное пространство и закачивают в него жидкость глушения в объеме для создания противодавления на продуктивный пласт при выполнении условия полуторакратного превышения гидростатического давления над пластовым, после чего опускают гибкую трубу до кровли продуктивного пласта, закрывают затрубное пространство и через гибкую трубу закачивают блокирующую жидкость в продуктивный пласт с давлением, определяемым расчетным путем. При этом в качестве жидкости глушения и продавочной жидкости используют трехфазную пену, приготовленную на основе пенообразующей жидкости следующего состава, мас. %: биополимер Гаммаксан 0,2-0,5; сульфонол 0,5-1,2; горчичный порошок 0,1-0,5; вода остальное; а в качестве блокирующей жидкости используют композицию следующего состава, мас. %: биополимер Гаммаксан 0,30-0,60; ЛСТП 0,45-0,90; ФХЛС-М 0,15-0,30; хром азотнокислый 9-водный 0,50-1,30; аммоний азотнокислый 0,5-10,0; вода остальное, при массовом соотношении биополимер Гаммаксан : ЛСТП : ФХЛС, равном 1:1,5:0,5. Жидкость блокирования может дополнительно содержать органо-минеральный наполнитель «ОМ-2С» в количестве 5-10% от массы последней. 1 з.п. ф-лы, 5 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению газовых и газоконденсатных скважин с временным блокированием продуктивных пластов при проведении ремонтных работ в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) и сверх АНПД.

Известен способ глушения скважин и вязкоупругий состав (ВУС), в котором выполняют закачку буфера минерализованной воды, затем закачку ВУС, включающего, масс. %: эфир целлюлозы - ЭЦ 0,8-2,5, гидроксид щелочного металла 0,1-0,7, комплексообразователь - растворимую соль алюминия или меди 0,19-0,6, внутренний деструктор - капсулированный перкарбонат или перборат натрия 0,1-0,2, утяжелитель - хлорид натрия или хлорид калия, или хлорид кальция, или нитрат натрия, или реагент МНК 6,5-22,0, регулятор рН - уксусную или щавелевую кислоту или лимонную кислоту 0,02-0,3, водоудерживающую гидрофобизирующую добавку - этиленгликоль и/или глицерин, или высшие диоксановые спирты 2,0-6,6, воду остальное, путем одновременно-раздельной закачки состава 1, содержащего 50% от общего количества ЭЦ, около 50% от общего количества воды и гидроксид щелочного металла, и состава 2, содержащего остальное количество ЭЦ, остальное количество воды, утяжелитель, комплексообразователь, регулятор рН, внутренний деструктор и водоудерживающую гидрофобизирующую добавку, и затем активирующего состава - АС, содержащего, мас. %: лимонную или сульфаминовую кислоты 5-10, перекисное соединение - персульфат калия или персульфат аммония, или пероксигидрат мочевины 5-10, НПАВ - Неонол АФ9-12 или Синоксол марки В, или Реверсмол марки В 0,02 - 0,03, деэмульгатор - Диссолван 4411 или СНПХ- 4802 0,05-0,2, воду остальное, при соотношении АС: ВУС равном 1:3-4 (патент РФ №2575384 от 31.12.2014 г., кл. Е21В 43/22, С09К 8/42, опубл. 20.02.2016 г.)

Недостатком указанного способа является следующее. В способе применяют ВУС, содержащий одновременно гидроксид щелочного металла и соли алюминия, кальция или меди. Их взаимодействие происходит с образованием соответствующего гидроксида металла, таким образом в растворе образуются не растворимые в воде гидроксиды алюминия, кальция или меди, мелкодисперсные частицы которых способны глубоко проникать в поры пласта, что может привести к существенному загрязнению пласта и ухудшению его фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).

Кроме того, существенным недостатком является то, что вышеуказанный ВУС не имеет единой структуры, а представляет собой смесь из агломератов имеющих полимерную структуру, образованных благодаря адгезионному взаимодействию полимерных молекул с частицами конденсируемой гидроксидной твердой фазы, причем их форма и прочностные характеристики могут весьма отличаться в зависимости от очередности, агрегатного состояния и скорости введения и перехода в раствор осадкообразующих компонентов, а также интенсивности перемешивания и внешних условий. Таким образом, в растворе могут образовываться агломераты, состоящие из нитевидных, пластинчатых, гранулярных структур. Причем связь между отдельными агломератами ограничивается формированием немногочисленных низкоэнергетических водородных связей. Указанное определяет достаточно высокую подвижность ВУС после его структурирования и неспособность к формированию в порах пласта тампонирующего материала, обладающего однородными по площади сечения поровых каналов физико-химическими и механическими свойствами, что повышает вероятность протока жидкостей и их фильтратов из ствола скважины в пласт, при небольших репрессиях через пространство между агломератами. Кроме того, ввиду низкой структурированности состава молекулы его компонентов, не участвующие в формировании агломератов, адсорбируются на поверхности частиц породы, образуя двухмерные пленочные покрытия, а также мембраноподобные образования. Все это приводит к недостаточной эффективности блокирования пласта, загрязнению его компонентами жидкостей, используемых при ремонте скважин.

Известен способ глушения скважины, включающий последовательное закачивание в затрубное пространство скважины жидкости глушения в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) с одновременным стравливанием газа через трубное пространство на факельную линию и блокирующего раствора из расчета заполнения им всего интервала перфорации. Блокирующий раствор продавливают на забой скважины жидкостью глушения, в указанном объеме, спускают во внутреннюю полость лифтовой колонны, заполненную вытесненной из затрубного пространства жидкостью глушения, гибкую трубу до нижних отверстий интервала перфорации. Закачивают в гибкую трубу жидкость глушения и продавливают ею блокирующий раствор в пласт с одновременным подъемом гибкой трубы в интервале перфорации и с поддержанием противодавления в затрубном и кольцевом, между гибкой трубой и лифтовой колонной, пространствах. При этом объем закачиваемой жидкости глушения равен объему гибких труб плюс объем блокирующего раствора (см. патент РФ №2319828 от 26.06.2006 г., кл. Е21В 43/12, опубл. 20.03.2008 г.)

Недостатком известного способа является следующее.

Проведение закачки жидкости глушения и следующей за ней блокирующей жидкости через затрубное пространство при глушении скважин в условиях сверх АНПД приведет к значительным поглощениям указанных жидкостей продуктивным пластом, особенно его высокопроницаемыми пропластками и, соответственно, к существенному его загрязнению и ухудшению ФЕС. Это объясняется следующим. По мере закачивания жидкости глушения, происходит заполнение ею ствола скважины от забоя до башмака НКТ, с дальнейшим подъемом ее уровня в трубном пространстве. При этом с возрастанием столба жидкости глушения в скважине происходит увеличение гидростатического давления на забой, и возникают условия для поглощения указанной жидкости нижней частью продуктивного пласта, величина которого может достигать значительных величин ввиду того, что пластовое давление характерное для скважин со сверх АНПД не способно эффективно препятствовать этому.

Также закачка блокирующей жидкости через затрубное пространство с последующей продавкой ее жидкостью глушения, подача которой осуществляется через гибкую трубу, не обеспечивает возможности блокирования каждого отдельного пропластка с заданным давлением. Это приводит к формированию блокирующего экрана с различными характеристиками в различных пропластках продуктивного пласта, что в условиях сверх АНПД может явиться причиной загрязнения на значительную глубину пропластков с большей проницаемостью и малой эффективностью блокирования низкопроницаемых участков пласта.

Наиболее близким к заявленному изобретению является способ глушения продуктивного пласта газовой скважины, который 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 (патент РФ №2348799 от 23.07.2007 г., кл. Е21В 43/12, С09К 8/42, опубл. 10.03.2009 г.)

Одним из наиболее существенных недостатков известного способа глушения газовых скважин является применение гидрофобной жидкости в качестве жидкости глушения, содержащей полиметилгидросилоксан. При глушении скважин в условиях сверх АНПД задавка такой жидкости в пласт приводит к проникновению ее на значительную глубину с образованием устойчивых гидрофобных пленок, усложняющих геометрию поровых каналов и уменьшающих их эффективный диаметр. Высокая адгезионная активность предложенной жидкости глушения обусловлена адсорбционной активностью полиметилгидросилоксана в отношении многих горных пород. Кроме того, предлагаемая при реализации данного способа жидкость глушения имеет плотность 860-1200 кг/м³ (по данным таблицы приведенной в описании к патенту на изобретение), что также способствует увеличению интенсивности ее поглощения в процессе работ.

Также недостатком является то, что известный способ глушения базируется на использовании в качестве блокирующей жидкости эмульсионно-дисперсионного состава. Из-за низкой степени структурированности, а также отсутствия прочных связей между частицами твердой фазы, по мере формирования блокирующего экрана в пласте происходит загрязнение его поровых каналов твердофазными компонентами блокирующей жидкости. Особенно больших масштабов указанное явление может достигать при проведении работ в условиях сверх АНПД, приводя к существенному загрязнению продуктивного пласта и ухудшению его ФЕС.

Кроме того, в рамках описанного способа глушения не предполагается использование гибкой трубы, что не позволит реализовать при его применении прецизионное воздействие на отдельные пропластки (закачка и продавка с различным заданным давлением), обладающие различными проницаемостями и иными характеристиками. Указанное в условиях сверх АНПД приведет к неравномерному распределению блокирующего состава в различных пропластках и негативно повлияет на эффективность блокирования пласта и на его коллекторские свойства после проведения работ.

Согласно СТО Газпром 2-3.3-786-2014, определение «аномально низкое пластовое давление» - это пластовое давление с коэффициентом аномальности от 0,5 до 1,0, а определение согласно п. 3.12 «давление пластовое сверханомально низкое: пластовое давление с коэффициентом аномальности ниже 0,5» (СТО Газпром 2-3.3-786-2014, Капитальный ремонт скважин. Термины и определения, утв. Распоряжением ОАО "Газпром" от 02.12.2013 №342. - М.: Газпром экспо, 2015. 30 с.)

Задачей заявленного изобретения является разработка способа временного блокирования продуктивного пласта при проведении капитального ремонта газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД и сверх АНПД с коэффициентом аномальности ниже 0,2.

Технический результат, достигаемый при реализации заявленного изобретения, заключается в повышении эффективности временного блокирования продуктивного пласта скважины с обеспечением выравнивания профиля приемистости продуктивного пласта деструктурирующейся жидкостью глушения, в образовании в призабойной зоне пласта экрана повышенной прочности и возможности его полной деструкции за счет разработки рецептуры деструктурирующегося блокирующего состава с новой совокупностью компонентов и качественным составом регулирующих добавок, а также возможности управления гидродинамическими процессами в призабойной зоне пласта (ПЗП), с предотвращением разрушения пласта-коллектора и обеспечением сохранения его фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) за счет блокирования каждого отдельного пропластка продуктивного пласта с расчетными репрессиями.

Технический результат достигается с помощью предлагаемого способа временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений, согласно которому последовательно закачивают в скважину, оборудованную колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), жидкость глушения, блокирующую жидкость и продавочную жидкость. Причем в колонну НКТ спускают гибкую трубу и через нее закачивают обеспечивающую выравнивание профиля приемистости продуктивного пласта жидкость глушения в объеме заполнения ствола скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации, затем, продолжая закачку жидкости глушения через гибкую трубу в колонну НКТ, открывают затрубное пространство и закачивают в него жидкость глушения в объеме для создания противодавления на продуктивный пласт при выполнении условия полуторакратного превышения гидростатического давления над пластовым, после чего опускают гибкую трубу до кровли продуктивного пласта, закрывают затрубное пространство и через гибкую трубу закачивают блокирующую жидкость в продуктивный пласт с давлением, рассчитываемым по формуле:

где Р - давления закачки блокирующей жидкости, Па;

Р_пл - пластовое давление, Па;

m - пористость пласта;

μ - пластическая вязкость блокирующей жидкости, Па⋅с;

S_в.ост - остаточная водонасыщенность пласта;

k - проницаемость пласта, м²;

t - время закачки блокирующей жидкости, с;

r - радиус проникновения блокирующей жидкости в пласт, м;

R_скв - радиус ствола скважины, м,

затем продавливают блокирующую жидкость в пласт продавочной жидкостью, при этом в качестве жидкости глушения и продавочной жидкости используют трехфазную пену, приготовленную на основе пенообразующей жидкости следующего состава, мас. %:

Биополимер Гаммаксан	0,2-0,5
Сульфонол	0,5-1,2
Горчичный порошок	0,1-0,5
Вода	остальное,

а в качестве блокирующей жидкости используют композицию следующего состава, мас. %:

Биополимер Гаммаксан	0,30-0,60
Лигносульфонат технический порошкообразный (ЛСТП)	0,45-0,90
Феррохромлигносульфонат(ФХЛС-М)	0,15-0,30
Хром азотнокислый 9-водный	0,50-1,30
Аммоний азотнокислый	0,5-10,0
Вода	остальное,

при массовом соотношении биополимер Гаммаксан : ЛСТП : ФХЛС-М равном 1:1,5:0,5. Блокирующая жидкость может дополнительно содержать органо-минеральный наполнитель «ОМ-2С» в количестве 5-10% от массы вышеуказанной жидкости.

Временное блокирование продуктивных пластов газовых скважин в условиях сверх АНПД с коэффициентом аномальности ниже 0,2 связано со значительными поглощениями используемых при этом технологических жидкостей. Результатом этого является существенное загрязнение пласта, ухудшение его ФЕС и значительное снижение производительности скважин в послеремонтный период. Это обусловлено низкими пластовыми давлениями и, следовательно, неспособностью к созданию достаточного сопротивления движению жидкостей в порах пласта, а также невозможностью освоения скважин после проведения ремонтных работ с необходимыми для полного очищения коллектора депрессиями. При этом наиболее существенное негативное влияние в условиях сверх АНПД могут оказывать следующие технологические факторы:

- применение жидкостей глушения с плотностью близкой к плотности воды или более высокой, что создает благоприятные условия для ее поглощения;

- использование в качестве жидкостей глушения и блокирующих жидкостей эмульсионных растворов или модифицированных химическими реагентами углеводородных жидкостей, способных к образованию на стенках поровых каналов с гидрофильным характером поверхности устойчивых гидрофобных пленок, что приводит к усложнению их геометрии и уменьшению эффективного диаметра;

- осуществление блокирования пластов блокирующими жидкостями, не подвергающимися деструкции, а также содержащими твердофазные кольматирующие частицы, не иммобилизированные по объему жидкости, что приводит к значительному загрязнению пласта в процессе создания блокирующего экрана в ПЗП;

- недостаточная эффективность блокирования пласта в целом или отдельных его интервалов в результате значительного поглощения блокирующей жидкости высокопроницаемыми пропластками в процессе проведения работ;

- закачка блокирующей жидкости с давлением, соответствующим усредненным данным по продуктивному пласту без учета индивидуальных характеристик отдельных его пропластков.

Для снижения влияния указанных факторов на эффективность временного блокирования пластов скважин в условиях АНПД и сверх АНПД, заявленный способ основывается на применении жидкости глушения, блокирующей и продавочной жидкостей, несодержащих гидрофобных компонентов, а также иных реагентов способных к формированию с породами пласта устойчивых пленочных покрытий, изменяющих тип смачиваемости их поверхности (например, катионных ПАВ или полимеров, силоксанов).

Способ временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений реализуют следующим образом.

В колонну НКТ спускают гибкую трубу, через нее закачивают обеспечивающую выравнивание профиля приемистости продуктивного пласта жидкость глушения в объеме заполнения ствола скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации.

Затем открывают затрубное пространство и закачивают в него жидкость глушения в объеме для создания противодавления на продуктивный пласт при выполнении условия полуторакратного превышения гидростатического давления над пластовым, и одновременно продолжают закачку жидкости глушения через гибкую трубу в колонну НКТ.

После чего опускают гибкую трубу до кровли продуктивного пласта, закрывают затрубное пространство и через гибкую трубу закачивают блокирующую жидкость в продуктивный пласт.Затем продавливают блокирующую жидкость в пласт продавочной жидкостью.

Для реализации способа используют колтюбинговую установку, обеспечивающую спуск гибких труб до необходимого уровня в скважину с целью доставки первой пачки жидкости глушения, а также блокирующей жидкости точечно в зону, где предполагается проведение той или иной операции.

Использование гибких труб также обеспечивает возможность закачки блокирующей жидкости поочередно в каждый пропласток, в случае их наличия в продуктивном пласте, с давлением соответствующим его параметрам.

Давление закачки блокирующей жидкости в продуктивный пласт (пропласток) определяют по формуле:

где Р - давления закачки блокирующей жидкости, Па;

P_пл - пластовое давление, Па;

m - пористость пласта (пропластка);

μ - пластическая вязкость блокирующей жидкости, Па⋅с;

S_в.ост - остаточная водонасыщенность пласта (пропластка);

k - проницаемость пласта (пропластка), м²;

t - время закачки блокирующей жидкости, с;

r - радиус проникновения блокирующей жидкости в пласт (пропласток), м;

R_скв - радиус ствола скважины, м.

Указанная формула позволяет при расчете учесть остаточные обводненности пропластков, их пористость и проницаемость, сопряженные с вязкостью закачиваемой жидкости. Кроме того, крайне важно, что при ее выводе система «пласт-скважина» рассматривалась не в статическом режиме, а в динамике. Это обеспечивает высокую эффективность блокирования пласта в целом и отдельных его пропластков с репрессиями, позволяющими сформировать блокирующий экран с одинаковыми параметрами, независимо от проницаемости пропластков, проводя блокирование пласта в щадящем режиме.

В качестве жидкости глушения и продавочной жидкости применяется трехфазная пена на основе пенообразующей жидкости, содержащей биополимер Гаммаксан по ТУ 2458-002-50635131-2003 изм. №1-5, анионное ПАВ Сульфонол по ТУ 2481-135-07510508-2007 и горчичный порошок по ТУ 9199-001-75889356-15 или ТУ 10-04-02-85-91, являющийся твердофазным стабилизатором растительного происхождения. Указанная трехфазная пена обладает значительной стабильностью во времени, достаточно низкой плотностью, высокими реологическими характеристиками, обеспечивающими возможность выравнивания профиля приемистости пласта благодаря большому сопротивлению при движении в пористой среде, что отчасти нейтрализует негативные последствия от наличия в продуктивном пласте высокопроницаемых пропластков.

Стабильность заявляемой трехфазной пены обусловлена синергетическими эффектами, возникающими в результате взаимодействия частиц горчичного порошка с макромолекулами биополимера Гаммаксан в присутствии алкилсульфонатных анионов Сульфонола. Причем последний иммобилизован на поверхности полимерных молекул за счет образования водородных связей.

Стабилизирующее действие горчичного порошка обусловлено развитой поверхностью его частиц, наличием на ней гидрофобных и гидрофильных участков, а также химической природой поверхностных групп атомов, являющихся фрагментами липидов и полисахаридов семени растений рода Sinapis. Указанное обуславливает его высокую активность в отношении молекул биополимера. В результате этого происходит выстраивание структуры пенообразующей жидкости с узлами, в качестве которых выступают частицы горчичного порошка. Причем указанное образование формируется еще до введения в пенообразующую жидкость газообразного агента и представляет своего рода каркас для формирования в дальнейшем пузырьков газа. Такие структуры значительно менее подвижны, чем молекулы отдельных веществ (полимеров, ПАВ и т.п.), что препятствует броуновскому движению алкилсульфонатных ионов Сульфонола, приводящему к разрушению стенок пузырьков газа. Благодаря этому использование в пенообразующей жидкости горчичного порошка ведет к значительному повышению ее стабильности во времени и, соответственно, повышению ее эксплуатационных свойств для применения в качестве основы жидкости глушения.

Также важно отметить, что благодаря высокой поверхностной активности, для получения положительного эффекта не требуется введения значительного количества горчичного порошка, что минимизирует риски загрязнения пласта его частицами.

При реализации заявляемого способа временное блокирование пласта обеспечивается блокирующей жидкостью, содержащей биополимер Гаммаксан, ЛСТП по ТУ 2455-347- 05133190-2014, ФХЛС-М по ТУ 2458-344-05133190-2012, хром азотнокислый 9-водный по ГОСТ 4471-78, аммоний азотнокислый по ГОСТ 22867-77 и воду, причем массовое соотношение биополимера Гаммаксан: ЛСТП: ФХЛС-М равно 1:1,5:0,5.

Достижение технического результата обусловлено высокими блокирующими свойствами заявляемой блокирующей жидкости, а также ее способностью к образованию в поровых каналах пласта полимерной тампонирующей пробки, состоящей из сшитых в единую структуру олигомерных звеньев, характеризующейся упругим изменением геометрической формы при повышении репрессии при проведении работ, возможностью при ее применении осуществления деблокирования поровых каналов пласта, не сопровождающегося разрушением и диспергированием тампонирующих структур, что обеспечивает снижение степени загрязнения продуктивных пластов используемыми в дальнейшем при ремонте технологическими жидкостями в условиях сверх АНПД. Указанное является результатом протекания физико-химических процессов, происходящих в системе «блокирующий состав-пласт», приводящих к формированию блокирующего экрана в ПЗП, представленного полимерным гелем.

Принцип действия блокирующей жидкости основан на получении блокирующего эффекта при ее движении в пласте уже в структурированном состоянии. Блокирующая жидкость, заключенная в поровом пространстве, представляет собой однородное по составу и консистенции тело, обладающее упругими свойствами и составляющее единое целое с фильтрационной коркой, сформированной из полимерного геля. Таким образом, при блокировании пласта заявляемым составом внутрипластовая часть блокирующего экрана представлена тампонирующими пробками, расположенными в каждом поровом канале коллектора. Они обладают механическими (упругость, хрупкость, твердость), а также химическими свойствами достаточными для недопущения диспергирования их материала (гелиевой структуры) при внешнем воздействии, под которым следует понимать, как репрессионное влияние в процессе проведения ремонтных работ, так и депрессионное при освоении скважины.

Гелеобразование блокирующей жидкости обеспечивается за счет сшивания молекул биополимера Гаммаксан ионами хрома, образующимися при диссоциации хрома азотнокислого 9-водного в присутствии регулирующих добавок лигносульфоната технического порошкообразного ЛСТП, феррохромлигносульфоната ФХЛС-М и аммония азотнокислого. При этом в растворе между молекулами биополимера Гаммаксан образуются мостиковые химические связи типа -O-Cr(O-)-O- и -O-Cr(ОН)-O-, обеспечивающие формирование единой протяженной структуры.

С целью модификации структуры блокирующей жидкости, а также для увеличения ее прочностных свойств, что способствует повышению твердости и упругости образующегося из нее геля, в качестве добавок используют ЛСТП и ФХЛС-М. Оба эти реагента относятся к лигносульфонатам. По химической природе они представляют собой низкомолекулярные полимеры с нерегулярным строением. Благодаря сложной разветвленной структуре и наличию высокоактивных сульфонатных групп ЛСТП, ферросульфонатных и хромсульфонатных групп ФХЛС-М способны образовывать устойчивые структуры с молекулами биополимера, а также эффективно адсорбировать воду из раствора. Это обеспечивает армирование геля лигносульфонатными молекулами, насыщение системы водородными связями и, как следствие, повышение ее прочностных характеристик. В конечном итоге это позволит выдержать значительные репрессии, в том числе при блокировании пропластков, представленных поровыми коллекторами с высокопроницаемыми каналами.

При этом только совместное введение указанных лигносульфонатных реагентов и биополимера и только в определенном соотношении обеспечивает улучшение до оптимального уровня параметров геля, что является проявлением синергетических эффектов в системе. Указанное обусловлено тем, что ЛСТП и ФХЛС-М имеют не только позитивное, но и негативное влияние на систему. Оно обусловлено экранирующим действием молекул указанных добавок по отношению к образованию мостиковых связей типа -O-Cr(O-)-O- и -O-Cr(ОН)-O-, что препятствует формирование единой структуры и приводит к падению прочности геля и снижению его эксплуатационных характеристик.

Для проявления этих эффектов существенным является нахождение рН заявляемого блокирующего состава в определенных пределах. Для стабилизации указанного показателя рецептура включает в себя регулятор рН - аммоний азотнокислый. Указанный реагент является аммонийной солью азотной кислоты. В водных средах он подвергается диссоциации и гидролизу. Ионное равновесие в системе в этом случае можно проиллюстрировать следующими уравнениями реакций:

Присутствующие в растворе молекулы ЛСТП и ФХЛС-М содержат значительное количество сульфонатных, ферросульфонатных и хромсульфонатных групп, имеющих отрицательный заряд, которые способны взаимодействовать с ионами аммония, локализуя их в определенной области и существенно снижая их подвижность. Это приводит к смещению ионных равновесий в растворе и обеспечивает изменение его рН до уровня, который отвечает оптимальной интенсивности протекания процессов гелеобразования. Таким образом, введение аммония азотнокислого обеспечивает регулирование рН блокирующей жидкости и способствует повышению прочностных характеристик геля и, соответственно, повышению его блокирующей способности. При этом аммоний азотнокислый, как и другие соли аммония, является ингибитором набухания глин, что также может иметь положительное влияние на сохранение ФЕС пласта при проведении работ.

Для повышения эксплуатационных характеристик блокирующей жидкости при применении ее для временного блокирования пластов с высокопроводимыми каналами дополнительно вводится органо-минеральный наполнитель марки «ОМ-2С» по ТУ 2458-027-00158770-2015. Он представляет собой смесь органических волокон (фракционированный торф) с измельченными пластинчатыми частицами слюдяного материала. Благодаря присутствию в составе частиц различной формы и генезиса, обладающих достаточно развитой поверхностью, эффективность процесса структурирования системы значительно увеличивается.

Учитывая гелеобразующую способность блокирующей жидкости, введение в нее органо-минерального наполнителя марки «ОМ-2С» приводит к получению прочного армированного геля, обладающего низкой водопроницаемостью, способного выдержать значительные репрессии, в том числе при блокировании пластов представленных поровыми коллекторами с высокопроницаемыми каналами.

Кроме того, благодаря высокой структурированности системы, ее компоненты имеют минимальную подвижность в поровом пространстве, тем самым препятствуя глубокому проникновению состава в пласт и предотвращая его кольматацию твердофазными частицами наполнителя во время формирования блокирующего экрана.

Заявленное изобретение поясняется таблицами с данными лабораторных испытаний.

В таблице 1 представлены компонентные составы заявляемой (пенообразующей) и известной жидкостей глушения.

В таблице 2 представлены параметры заявляемой (пенообразующей) и известной жидкостей глушения.

В таблице 3 представлены компонентные составы заявляемой и известной блокирующих жидкостей.

В таблице 4 представлены свойства блокирующих жидкостей в зависимости от массового соотношения компонентов.

В таблице 5 представлены данные по коэффициенту восстановления проницаемости после использования заявляемых и известных жидкостей глушения и блокирующих жидкостей (без обработки глинокислотой).

Приготовление пен осуществлялось в соответствии с методиками, принятыми стандартными в нефтегазовой отрасли (Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. - М.: Недра, 1972. - 336 с.)

Исследование влияния заявленных и известных жидкостей глушения и блокирующих жидкостей на изменение естественной проницаемости породы проводилось на установке УИПК-1М с использованием искусственных песчаных кернов с необходимой проницаемостью. Определяли коэффициент восстановления проницаемости - отношение значений проницаемости керна после деблокирования и до блокирования, %. Проницаемость образца до и после взаимодействия с циркуляционными агентами рассчитывали по формуле

где μ_B - динамическая вязкость воздуха, Па⋅с;

Р_атм - атмосферное давление, Па;

q - расход прокачиваемого воздуха, м³/с;

L - длина образца, м;

F - площадь сечения образца, м²;

P₁ и Р₂ - давление на входе и выходе испытуемого образца, Па.

Параметры жидкостей глушения и блокирующих жидкостей определяли по стандартным методикам с использование специализированного лабораторного оборудования.

Содержание в пенообразующей жидкости биополимера Гаммаксан более 0,5 мас. %, сульфонола более 1,2 мас. %, горчичного порошка более 0,5 мас. % технологически и экономически нецелесообразно, поскольку жидкость глушения, приготовленная на ее основе, имеет более низкие эксплуатационные характеристики при большем расходе химических реагентов.

Содержание в пенообразующей жидкости биополимера Гаммаксан менее 0,2 мас. %, сульфонола менее 0,5 мас. %, горчичного порошка менее 0,1 мас. % технологически нецелесообразно, поскольку жидкость глушения, приготовленная на его основе, не обладает достаточной стабильностью во времени, что не позволит использовать ее для выравнивания профиля приемистости пласта и обеспечения создания заданной постоянной репрессии на пласт или пропласток.

Содержание в деструктурирующейся блокирующей жидкости биополимера Гаммаксан более 0,6 мас. %, ЛСТП более 0,9 мас. %, ФХЛС-М более 0,3 мас. %, хрома азотнокислого 9-водного более 1,3 мас. % аммония азотнокислого более 10 мас. % технологически и экономически нецелесообразно, поскольку при увеличении уровня расхода реагентов происходит снижение эксплуатационных характеристик жидкости, что обусловлено падением прочности образуемого им геля, что снижает эффективность блокирования пласта.

Содержание в деструктурирующейся блокирующей жидкости биополимера Гаммаксан менее 0,3 мас. %, ЛСТП менее 0,45 мас. %, ФХЛС-М менее 0,15 мас. %, хрома азотнокислого 9-водного менее 0,5 мас. % аммония азотнокислого менее 0,5 мас. % технологически нецелесообразно, поскольку состав не обладает достаточными блокирующими свойствами.

Технический результат обеспечивается в равной степени совокупно как жидкостью глушения, блокирующей и продавочной жидкостями, так и технологическими приемами проведения работ по временному блокированию пласта.

Сущность заявляемого изобретения описывается в примерах лабораторных и промысловых испытаний.

Пример 1 (лабораторный).

Для приготовления 1000 мл жидкости глушения или продавочной жидкости в 330 г воды поочередно растворяют 1 г биополимера Гаммаксан, 2,66 г Сульфонола. Далее при перемешивании в полученный раствор добавляют 0,67 г горчичного порошка. Приготовленную таким образом пенообразующую жидкость перемешивают в течении 5 мин при скорости 1400 об/мин.

Приготовленная жидкость глушения или продавочная жидкость обладает следующими показателями: кратность 3, стабильность 12 ч, плотность 0,33 г/см³.

Пример 2 (лабораторный).

Для приготовления 1000 г блокирующей жидкости в 949 г воды одновременно растворяют 4 г биополимера Гаммаксан, 6 г ЛСТП и 2 г ФХЛС-М. В полученной таким образом жидкости растворяют 30 г аммония азотнокислого. После растворения всех ранее вводимых компонентов в полученной жидкости производят растворение хрома азотнокислого 9-водного.

Блокирующая жидкость обладает следующими показателями: прочность на сдвиг 48,8 кН/м², фильтрация за 30 мин равна нулю, водородный показатель (рН) 4,57, структурная вязкость 53,6 мПа⋅с.

Пример 3 (лабораторный).

Для приготовления 1000 г блокирующей жидкости в 949 г воды одновременно растворяют 4 г биополимера Гаммаксан, 6 г ЛСТП и 2 г ФХЛС-М. В полученной таким образом жидкости растворяют 30 г аммония азотнокислого и вводят при перемешивании 70 г органо-минерального наполнителя ОМ-2С. После диспергирования наполнителя в полученной жидкости производят растворение хрома азотнокислого 9-ти водного.

Блокирующая жидкость обладает следующими показателями: прочность на сдвиг 49,5 кН/м², фильтрация за 30 мин равна нулю, водородный показатель (рН) 4,75, структурная вязкость 55,8 мПа⋅с

Пример 4 (промысловый).

Исходные данные:

Глубина скважины (Н) - 1105 м

Интервал продуктивного пласта - 1052-1028 м

Интервал перфорации - 1105-1028 м

Мощность газоносного пласта (h_г) - 1052-1028=24 м

Пластовое давление (Р_пл) - 1,8 Па

Диаметр НКТ (D_НКТ) - 0,073 м

Внутренний диаметр НКТ (D_вНКТ) - 0,065 м

Глубина спуска НКТ (Н_НКТ) - 1028 м

Диаметр ГТ (D_ГТ) - 0,048 м

Внутренний диаметр ГТ (D_вГТ) - 0,042 м

Проницаемость (k) - 500⋅10-¹⁵ м²

Пористость (m) - 0,15

Структурная вязкость блокирующей жидкости (μ) - 0,0536 Па⋅с

Остаточная водонасыщенность пласта-коллектора (S_в.ост) - 0,2

Диаметр эксплуатационной колонны (D_э) - 0,168 м

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны (D_вэ) - 0,132 м

Радиус скважины (R_скв) - 0,066 м

1) Готовят необходимый объем жидкости глушения и продавочной жидкости по методике, приведенной в примере 1.

2) Готовят необходимое количество блокирующей жидкости по методике, приведенной в примере 2 (или в примере 3 в случае использования блокирующей жидкости, содержащей органо-минеральный наполнитель «ОМ-2С»).

3) После обвязки устьевого оборудования колтюбинговой установки к устью скважины, проводят спуск ГТ до верхнего интервала перфорации и при закрытом затрубном пространстве закачивают через ГТ жидкость глушения для выравнивания профиля приемистости пласта, в объеме, рассчитанном по следующей формуле:

где V_ВПП - объем жидкости глушения для выравнивания профиля приемистости пласта, м³;

D_ВЭ - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

Н_ВИП - верхний интервал перфорации, м;

Н - глубина скважины, м;

n - коэффициент, учитывающий фильтрацию жидкости в пласт.

Для пенного состава при испытании на кернах с проницаемостью порядка 500⋅10^-15 м² коэффициент правей 1,25.

Следовательно

4) Открывают затрубное пространство и закачивают жидкость глушения в объеме для создания противодавления на пласт, рассчитанном по следующей формуле:

где V_ЖГЗП - объем жидкости глушения в затрубном пространстве, м³.

Следовательно

что обеспечивает создание репрессии 3,3 МПа.

Условие Р>1,5⋅Р_пл соблюдено:

Одновременно продолжают закачивать жидкость глушения через ГТ.

5) Рассчитывают давление продавки блокирующей жидкости для продуктивного пласта по формуле:

При расчете учитывалось, что время закачки жидкости в пласт t составляет порядка 900 с, а глубина проникновения блокирующей жидкости, обеспечивающая минимальное ее воздействие на пласт составляет порядка 0,2 м, т.е.

Для продуктивного пласта давление закачки составляет:

6) Спускают колонну ГТ до кровли пласта и закачивают через ГТ блокирующую жидкость с давлением, рассчитанным в пункте 4, в объеме, рассчитанном по следующей формуле:

где h_п - мощность пласта, м.

Для блокирующей жидкости при испытании на кернах с проницаемостью порядка 500⋅10^-15 м² коэффициент n принимает значение 1,12.

Следовательно:

7) Продавливают блокирующую жидкость в пласт продавочной жидкостью в объеме, необходимом для создания расчетного гидростатического давления на пласт в трубном пространстве, рассчитанном по следующей формуле:

где V_ПЖТП - объем продавочной жидкости в трубном пространстве между НКТ и ГТ, м³;

D_вНКТ - внутренний диаметр НКТ, м;

D_ГТ - наружный диаметр ГТ, м.

Следовательно

8) Закрывают скважину на технологический отстой, с периодическим стравливанием газовой шапки из малого и большого кольцевого пространства (между НКТ и ГТ, НКТ и обсадной колонной) скважины на факельную линию.

Заявленный способ также может быть реализован при проведении работ в скважинах, продуктивный пласт которого содержит пропластки с различными проницаемостью и пористостью, что более подробно может быть описано в примере 5.

Пример 5 (промысловый).

Исходные данные:

Глубина скважины (Н) - 1081 м

Интервал продуктивного пласта - 1044-1006 м

Интервал перфорации - 1081-1006 м

Мощность газоносного пласта (h_г) - 1044-1006=38 м

Пластовое давление (Р_пл) - 1,5 Па

Диаметр НКТ (D_НКТ) - 0,073 м

Внутренний диаметр НКТ (D_вНКТ) - 0,065 м

Глубина спуска НКТ (Н_НКТ) - 1006 м

Диаметр гибких труб (ГТ) (D_ГТ) - 0,048 м

Внутренний диаметр ГТ (D_вГТ) - 0,042 м

Количество пропластков - 3

Толщина 1 пропластка (h_п1) - 8 м

Толщина 2 пропластка (h_п2) - 10 м

Толщина 3 пропластка (h_п3) - 20 м

Проницаемость 1 пропластка (k₁) - 150⋅10^-15 м²

Проницаемость 2 пропластка (k₂) - 450⋅10^-15 м²

Проницаемость 3 пропластка (k₃) - 180⋅10^-15 м²

Пористость 1 пропластка (m₁) - 0,12

Пористость 2 пропластка (m₂) - 0,15

Пористость 3 пропластка (m₃) - 0,12

Структурная вязкость блокирующей жидкости (μ) - 0,0536 Па⋅с

Остаточная водонасыщенность пласта-коллектора (S_в.ост) - 0,2

Диаметр эксплуатационной колонны (D_э) - 0,168 м

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны (D_вэ) - 0,132 м

Радиус скважины (R_скв) - 0,066 м

Готовят необходимый объем жидкости глушения и продавочной жидкости по методике, приведенной в примере 1.

2) Готовят необходимое количество блокирующей жидкости по методике, приведенной в примере 2 (или в примере 3 в случае использования блокирующей жидкости, содержащей органо-минеральный наполнитель «ОМ-2С»).

3) После обвязки устьевого оборудования колтюбинговой установки к устью скважины, проводят спуск ГТ до верхнего интервала перфорации и при закрытом затрубном пространстве закачивают через ГТ жидкость глушения для выравнивания профиля приемистости пласта, в объеме, рассчитанном по следующей формуле:

где V_ВПП - объем жидкости глушения для выравнивания профиля приемистости пласта, м³;

D_ВЭ - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

Н_ВИП - верхний интервал перфорации, м;

Н - глубина скважины, м;

n - коэффициент, учитывающий фильтрацию жидкости в пласт.

При обработке пласта, пропластки которого имеют различные проницаемости, выбирается коэффициент n, характерный для наиболее проницаемого пропластка. Для пенного состава при испытании на кернах с проницаемостью порядка 500⋅10^-15 м² коэффициент n равен 1,25.

Следовательно

4) Открывают затрубное пространство и закачивают жидкость глушения в объеме для создания противодавления на пласт, рассчитанном по следующей формуле:

где V_ЖГЗП - объем жидкости глушения в затрубном пространстве, м³.

Следовательно

что обеспечивает создание репрессии 3,3 МПа.

Условие Р>1,5⋅Р_пл соблюдено:

3,3 МПа > 1,5⋅1,5 МПа = 2,3 МПа.

Одновременно продолжают закачивать жидкость глушения через ГТ.

5) Рассчитывают давление закачки жидкости блокирования для каждого пропластка продуктивной толщи по формуле:

При расчете учитывалось, что время закачки жидкости в каждый пропласток t составляет порядка 900 с, а глубина проникновения блокирующей жидкости, обеспечивающая минимальное ее воздействие на пласт составляет порядка 0,20 м, т.е.

Для первого пропластка давление закачки составляет:

Для второго пропластка давление закачки составляет:

Для третьего пропластка давление закачки составляет:

6) Спускают колонну ГТ до кровли нижнего пропластка и закачивают блокирующую жидкость с давлением, рассчитанным в пункте 4 для соответствующего пропластка, в объеме, рассчитанном по следующей формуле:

где h_п - мощность пропластка, м.

Для блокирующей жидкости при испытании на кернах с проницаемостью порядка 500⋅10^-15 м² и 200⋅10^-15 м² коэффициент n принимает значения соответственно 1,12 и 1,05.

Следовательно:

Аналогично производят закачку блокирующей жидкости в вышележащие пропластки.

7) Продавливают блокирующую жидкость в пласт продавочной жидкостью в объеме, необходимом для создания расчетного гидростатического давления на пласт в трубном пространстве, рассчитанном по следующей формуле:

где V_ПЖТП - объем продавочной жидкости в трубном пространстве между НКТ и ГТ, м³;

D_вНКТ - внутренний диаметр НКТ, м;

D_ГТ - наружный диаметр ГТ, м.

Следовательно

8) Закрывают скважину на технологический отстой, с периодическим стравливанием газовой шапки из малого и большого кольцевого пространства (между НКТ и ГТ, НКТ и обсадной колонной) скважины на факельную линию.

Согласно вышесказанному, предлагаемая совокупность существенных признаков обеспечивает достижение указанного технического результата.

Заявляемый способ обеспечивает высокоэффективное временное блокирование пласта газовых и газоконденсатных скважин в условиях сверх АНПД и сохраняет фильтрационно-емкостные свойства газоносного пласта.

1. Способ временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений, включающий последовательное закачивание в скважину, оборудованную колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), жидкости глушения, блокирующей жидкости и продавочной жидкости, отличающийся тем, что

в колонну НКТ спускают гибкую трубу и через нее закачивают обеспечивающую выравнивание профиля приемистости продуктивного пласта жидкость глушения в объеме заполнения ствола скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации, затем, продолжая закачку жидкости глушения через гибкую трубу, открывают затрубное пространство и закачивают в него жидкость глушения в объеме для создания противодавления на продуктивный пласт при выполнении условия полуторакратного превышения гидростатического давления над пластовым, после чего опускают гибкую трубу до кровли продуктивного пласта, закрывают затрубное пространство и через гибкую трубу закачивают блокирующую жидкость в продуктивный пласт с давлением, рассчитываемым по формуле:

где Р - давление закачки блокирующей жидкости, Па;

Р_пл - пластовое давление, Па;

m - пористость пласта;

μ - пластическая вязкость блокирующей жидкости, Па⋅с;

S_в.ост - остаточная водонасыщенность пласта;

k - проницаемость пласта, м²;

t - время закачки блокирующей жидкости, с;

r - радиус проникновения блокирующей жидкости в пласт, м;

R_скв - радиус ствола скважины, м,

затем продавливают блокирующую жидкость в пласт продавочной жидкостью, при этом в качестве жидкости глушения и продавочной жидкости используют трехфазную пену, приготовленную на основе пенообразующей жидкости следующего состава, мас. %:

Биополимер Гаммаксан	0,2-0,5
Сульфонол	0,5-1,2
Горчичный порошок	0,1-0,5
Вода	остальное,

а в качестве блокирующей жидкости используют композицию следующего состава, мас. %:

Биополимер Гаммаксан	0,30-0,60
Лигносульфонат технический порошкообразный (ЛСТП)	0,45-0,90
Феррохромлигносульфонат (ФХЛС-М)	0,15-0,30
Хром азотнокислый 9-водный	0,50-1,30
Аммоний азотнокислый	0,5-10,0
Вода	остальное,

при массовом соотношении биополимер Гаммаксан : ЛСТП : ФХЛС-М, равном 1:1,5:0,5.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что блокирующая жидкость дополнительно содержит органо-минеральный наполнитель «ОМ-2С» в количестве 5-10% от массы последней.