Способ глушения скважины

 

Изобретение относится к нефтяной пром-сти. Цель - повышение эффективности способа на месторождениях, эксплуатирующихся с применением диоксида углерода для вытеснения нефти. При глушении скважины в призабойную зону закачивают раствор полигликолей или полидиметилдиаллиламмонийхлорид мар- ВПК - 402 в качестве блокирующей жидкости . Закачка в призабойную зону данной блокирующей жидкости приводит к образованию достаточно вязких и стабильных в присутствии жидкого диоксида углерода систем, которые могут выполнять экранирующую функцию. 1 табл

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛ6СТВУ (21) 4474924/03 (22) 18,08.88 (46) 30.11.91. Бюл. ¹ 44 (71) Научно-производственное объединение по геолого-физическим методам повышения нефтеотдачи пластов "Союзнефтеотдача" (72) Н.И.Хисамутдинав, А.Г.Телин, Н.И.Тарасова, А.С.Моисеев и М,П.Малюшова (53) 622.243.144.3 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

¹ 874975, кл. Е 21 В 43/12. 19871.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам глушения скважин.

Цель изобретения — повышение эффективности глушения скважины на месторождениях, эксплуатирующихся с применением диоксида углерода для вытеснения нефти, При глушении скважины в призабойную зону эакачивают раствор полигликолей или полидиметилдиаллиламмонийхлорид марки

ВПК вЂ” 402 в качестве блокирующей жидкости.

Полигликоли — отход производства, получаемый при гидратации окиси этилена и представляющий собой смесь гликолей (триэтиленгликоля, тетраэтиленгликоля и т,д.) ARQTHocTblo не менее 1075 кг/м .

Полидиметилдиаллиламмонийхлорид является водорастворимым полиэлектролитом катионного типа линейно-циклической структуры, получаемый путем полимериза„„SU „„1 694868 А1 (я)5 E 21 В 43/12, С 09 К 7/06 (54) СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ (57) Изобретение относится к нефтяной пром-сти. Цель — повышение эффективности способа на месторождениях, эксплуатирующихся с применением диоксида углерода для вытеснения нефти. При глушении скважины в призабойную зону закачивают раствор полигликолей или йолидиметилдиаллиламмонийхлорид марВПК вЂ” 402 в качестве блокирующей жидкости. Закачка в призабойную зону данной блокирующей жидкости приводит к образованию достаточно вязких и стабильных в присутствии жидкого диоксида углерода систем, которые могут выполнять экранирующую функцию. 1 табл, ции мономера диметилдиаллиламмонийхлорида. Молекулярная масса элементарной ячейки со структурной формулой

CH — СН вЂ” СН-СН

2 1 i 2

С 2 СН2

g-/ ме а

/ 1

3 Н3 и равна 161,7 по международным атомным весам (марка ВПК вЂ” 402).

Закачка в призабойную зону в качестве а блокирующей жидкости полигликолей или

ВПК-402 приводит к образованиЮ достаточно вязких и стабильных в присутствии жидкого диоксида углерода систем, которые могут выполнять экранирующую функцию.

Растворы ВПК вЂ” 402 практически не меняют вязкость при контакте с жидким С02.

1694868

Растворы полигликоля понижают свою вязкость при контакте с жидким СО2 незначительно, Выбор конкретной концентрации растворов ВПК вЂ” 402 и полигликолей для закачки в призабойную зону пласта в качестве блокирующей жидкости будет определяться коллекторскими свойствами призабойной зоны пласта и содержанием

COz B прискважинной зоне, При высоких проницаемостях с высоким содержанием

COz необходимо использовать растворы с верхними пределами концентрации: ВПК—

402, (10;ь), полигликоль (100 ), При малом содержании СО2 и низких проницаемостях можно ограничиться нижними пределами содержания реагентов: ВПК вЂ” 402 — 2,5 /, полигликоля — 100,. Ниже нижних концентрационных пределов использование данных реагентов невозможно из-за низкой вязкости растворов; выше верхних — нецелесообразно из-за увеличения времени освоения скважин.

Необходимо отметить, что закачка полигликоля нецелесообразна при минерализации пластовой воды выше, чем 100 г/л.

Что касается ВПК вЂ” 402, то для его применения ограничений по минерализации воды не имеется. Кроме того, выбор реагента в конкретном случае должен предусматривать и технико-экономическую экспертизу— транспортные расходы и стоимость реагентов (ВПК вЂ” 402 на порядок дороже, чем полигликоль).

Основным технологическим параметром блокирующей жидкости в данном случае является ее вязкость, Сохранение вязкости небольшой оторочки раствора

ВПК вЂ” 402 или полигликоля при контакте с

COz обеспечивает низкую подвижность —, К ,И где К вЂ” проницаемость,,и- вязкость) блокирующей жидкости в призабойной зоне пласта и предотвращает тем самым контакт

С02 с задавочной жидкостью, например, с раствором СаО2.

Если в известных случаях глушения скважин с предварительной закачкой известных блокирующих жидкостей лишь обеспечивает сохранение фильтрационных характеристик призабойной зоны и не годится для месторождений, эксплуатирующихся с применением COz, то предварительная закачка в качестве блокирующей

I жидкости ВПК вЂ” 402 или полигликолей может применяться на месторождениях, эксплуатирующихся с применением СО2, за счет предотвращения фонтанирования диоксида углерОда, чего не удается достичь предварительной закачкой известных бл, кирующих жидкостей.

В таблице представлены преимуществ данной блокирующей жидкости перед изве

5 стными после контакта с жидким диоксидщд углерода, Пример. В условиях нефтяного. месторождения глубина скважины LOKB 1400 м, 10 статический уровень перед подземным ремонтом Нс, 120 м, средняя плотность жидкости р 920 кгlм, пластовое давление 12,5 МПа, давление насыщения COz Ps с02 6,8 МПа, пористость m 0,23, мощность пласта h 2,8 м, радиус скважины r 0,075 м, радиусы границ прокачки блокирующей жидкости R1, Rz 2,5 и

2 м.

Для определения объемов закачки задавочной и блокирующей жидкостей рассчитывается забойное давление Ilo начальной

ПЛОТНОСТИ ЖИДКОСТИ.

Рзаб= Lст. g Р =1280 920 9,81=

= 11,5 МПа, Таким образом, Psa1; » Ps

Далее рассчитывают требуемую плотность задавочной жидкости по заданному пластовому давлению

Pý,æ. —

Рлл

i-скв g — 1,1 — 1011 кгlм

12,5 10 з

I где c —.коэффициент запаса.

Определяют объем блокирующей жидкости по параметрам прокачки

Чб,ж.= тг hm(R1 — Rz )=

=3,14 0,23 2,8(2,5 -2 )=5,05 м

45 Вычисляют объем задавочной жидкости

Чз,ж.= X hm(RZ -I ñ ) + Чскв =

2 2

3,14 0,23 28"

50 «(2 -0,075 ) + лгс скв=- 8,02+

+ 17,5 = 2552 м .

Глушение скважины проводят путем последовательной закачки блокирующей и за55 давочной жидкостей.

Для эскпериментальной проверки эффективности данных жидкостей приготовлены различные варианты блокирующих и задавочных жидкостей.

5, 1694868

Устойчивость указанных жидкостей к действию жидкого диоксида углерода исследовали на лабораторной установке, включающей: поршневые колонки, ручной пресс, напорную колонку, манометр. В поршневую колонку помещается 100 r испытуемой жидкости с известными технологическими параметрами (вязкость, плотность), затем колонка присоединяется к установке. Необходимое давление жидкого диоксида углерода в поршневой колонке создается с помощью ручного пресса и напорной колонки, При достижении заданного давления (контроль по манометру), жидкий диоксид углерода из поршневой колонки передавливается в поршневую колонку, содержащую испытуемую жидкость, после чего колонка отсоединяется от установки и термостатируется. По окончании термостатирования давление в колонке сбрасывается до атмрсферного, обработанная жидкость выдерживается сутки, после чего определяются ее вязкость и плотность.

Пример 1, В поршневую колонку помещается 100 r полигликоля, имеющего вязкость 93,3 МПа.с и плотность 1,13 r/ñì з при 2 1 С. После четырехсуточного контакта с жидким СОг при 10,0 МПа и 21 С полигликоль сутки выдерживался при атмосферном давлении (для удаления избытка СО ), После обработки вязкость полигликоля составила73,6 МПа с, а плотность 1,13 г/см, Пример 2, В поршневую колонку помещается 100 г мицеллярного раствора ,(известного), имеющего вязкость 9,9 МПа с и плотность 0,96 г/см . После 1,5 суточного з контакта с жидким СО при 10,0 МПа и 21 С мицеллярный раствор разделился на две фазы — водную и органическую, причем поверхностное натяжения водной фазы на гра5 нице с керосином по сравнению с исходным мицеллярным раствором возросло более, чем в 200 раз. Вязкость водного слоя составила 1,0 МПа с, плотность 1,01 r/ñì . Верхний органический слой имел вязкость

10 89,0 МПа с и плотность 0,96 г/см, причем верхний слой обладал свойством неограниченно смешиваться с жидким диоксидом уг. лерода, что после разгазирования и уносэ легких углеводородов привело к резкому

15 увеличению вязкости органического слоя.

Закачка в призабойную зону в качестве блокирующей жидкости растворов ВПК-402 или полигликолей упрощает технологию глушения скважин, так как в этом случае

20 не требуется использование специального смесителя с зффективным перемешиванием, что необходимо, например, для приготовления многокомпонентного мицеллярного раствора.

Формула изобретения

Способ глушения скважины, включающий закачку в призабойную зону блокирующей жидкости, о тл ич а ю щи йс я тем,что, 30 с целью повышения зффективностиспособа на месторождениях, зксплуатирующихся с применением диоксида углерода для вытеснения нефти, в призабойную зонузакачивают раствор полигликолей или

35 полидиметилдиаллиламмонийхлорид марки ВПК-402.

1694868

10,0

4 Разрушение обратной эмульсии

1ОО

21 " Полиакрил«кк амид-СаС1

4 Коагуляция раствора полиакриламида

1О,О

П,О5

Мицеллярный раствор имеет следу)лщий состав, r: петронат !П. 6,8; волгоната 0,4; диэтоплива 33,2; иэопропанола 1,6, t/-ный раствор

NaC1 в дистиллированной воде 58,0.

"к Обратная эмульсия составлена по рецепту Орлов Г.А. и др.

""" Полиакриламидный хлоркальциевый раствор составлен по рецепту

Андресон Б.А. и др.

Составитель Л.Бестужева

Техред М.Моргентал Корректор А;Осауленко

Редактор И.Сегляник

Заказ 4141 Ти раж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент.", r. Ужгород, ул.Гагарина, 101

2

4

6

8

11

12

13

14

16

17

18

Полигликоль

Полигликоль

Полигликоль

Полигликоль

Полигликоль

Полигликоль

Полигликоль

Полигликоль

Полигликоль

Полигликоль

Полигликоль

ВПК-402

ВПК402

ВПК-402

ВПК-402

ВПК-402

ВПК-402

ВПК-402

Мицеллярный раствор

Обратная эмульсия

100 10,0

100 12,0

100 V О

100 10,0

100 10,0

100 10 О

80 10,0

60 10,0

40 1(), О

20 10,0

10 10i 0

10 10,0

9 10,0

8 10,0 б 10,0

0,01 10i0

0,025 10,0

2,5 10,0

100 10,0

21

21

21

28

21

21

21

21

21

21

21

21

4 93ю3/73юб 1э13/1 э 13

4 93,3/71,4 1,13/1,13

4, 93, 3/84,6 1, 13/1, 13

4 93, 3/70,5 1, 13/1, 13

1,5 93, 3/81, 2 1, 13/1, 13

6 93 э 3/73 юО 1 э 13/1 е 13

4 74,7/69,3 1,07/1,06

4 59, 2/56, б 1, 03/1, ОЗ

4 33 ° 74/ 28в3 1э03/ 1э03

4 . 11в44/8132 1вОЗ/1,03

4 2,84/2,41 1,02/1,02

4 86, 1/86, 1 1, 12/1, 12

4 72,5/71,9 1,12/1,12

4 54,6/54,6 1,11/1,11

4 20,9/20,9 1, 10/1, 10

4 1,64/1,64 1,02/1, 02

4 1,71/1,71 1,03/1,03

4 Зв 20/Зэ 20 1 ю 05/1 в 05

1, 5 Раэрушение мицеллярного раствора