РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА
ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ,
ПАТЕНТАМ И ТОВАРНЫМ ЗНАКАМ
(19) RU (11) 2545197 (13) C1
(51)  МПК

E21B43/12   (2006.01)

(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ
Статус: по данным на 27.03.2015 - действует
Пошлина: учтена за 3 год с 28.08.2015 по 27.08.2016

(21), (22) Заявка: 2013139980/03, 27.08.2013

(24) Дата начала отсчета срока действия патента:
27.08.2013

Приоритет(ы):

(22) Дата подачи заявки: 27.08.2013

(45) Опубликовано: 27.03.2015

(56) Список документов, цитированных в отчете о
поиске: RU 2431736 C1, 20.10.2011. RU 2144135 С1, 10.01.2000. RU 2272903 С1, 27.03.2006. RU 2187625 С1, 20.08.2002. RU 2266394 С1, 20.12.2005. RU 2255209 С1, 27.06.2005. RU 2264531 С1, 20.11.2005. US 3353600 А, 21.11.1967

Адрес для переписки:
450000, Россия, г.Уфа, ул. Ленина, 28, а/я 1362, патентному поверенному РФ Сафиной М.Б.

(72) Автор(ы):
Репин Дмитрий Николаевич (RU),
Туктамышев Дамир Хазикаримович (RU)

(73) Патентообладатель(и):
Репин Дмитрий Николаевич (RU),
Туктамышев Дамир Хазикаримович (RU)

(54) СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ

(57) Реферат:

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологиям ремонта скважин. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин за счет обеспечения надежной и продолжительной изоляции притока пластового флюида в ствол скважины на время операций по ремонту скважины. По способу осуществляют закачку в призабойную зону пласта расчетного объема газожидкостной смеси с азотом в качестве фазы. Продавливают газожидкостную смесь жидкостью, компенсирующей пластовое давление. Осуществляют замену жидкости в объеме скважины на жидкость, компенсирующую пластовое давление. При этом для газожидкостной смеси используют неньютоновскую товарную нефть. Осуществляют газирование товарной нефти азотом в соотношении 100-125 л азота на 1 л товарной нефти. В качестве жидкости, компенсирующей пластовое давление, используют жидкость на углеводородной основе. В интервале перфорации после технологической выдержки газированной товарной нефти в призабойной зоне пласта до перераспределения азота в пористой среде пласта устанавливают водяную ванну. Этим создают дополнительную границу раздела между газированной товарной нефтью и жидкостью на углеводородной основе. 2 з.п. ф-лы, 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологиям ремонта скважин.

Аналогом заявляемого способа является способ глушения скважин «твердой пеной», который заключается в одновременной закачке в скважину растворов гелеобразователя и сшивателя совместно с азотом (или другим инертным газом). В результате происходит образование объемной структуры с высокими структурно-механическими свойствами в стволе скважины и низкими плотностью и фильтруемостью в пласт, что обеспечивает высокую эффективность при глушении газовых и газоконденсатных скважин с аномально низким пластовым давлением (АНПД); глушение проводится с полным заполнением ствола скважины «твердой пеной». После проведения ремонта в скважину закачивается небольшое количество специального раствора-деструктора, который разрушает «твердую пену» до состояния, в котором жидкость легко удаляется из скважины /http://www.geal-invest.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=132&Itemid=142&lang=ru, 26.03.2010/.

Недостатками способа-аналога являются следующие.

Блокирование пластовых флюидов вертикальной вязкой пробкой обеспечивается только в свободном объеме ствола скважины; при этом граница блокирования пластовых флюидов находится непосредственно у стенки скважины, что обуславливает возможность проникновения из призабойной зоны пласта (ПЗП) пластовых флюидов в ствол скважины; а вязкий характер пробки обеспечивает накапливание в скважине пластовых флюидов, включая газ, вплоть до критического объема, что впоследствии приведет к непрогнозируемому нефте- и газопроявлению.

Несмотря на низкую фильтруемость, «твердая пена» по способу-аналогу загрязняет ПЗП. Способ недостаточно технологичен из-за необходимости применения специального раствора-деструктора для разрушения «твердой пены» после ремонта скважины.

Прототипом заявляемого является способ глушения скважин /патент РФ 2431736, опубл. 20.10.2011/, включающий закачку в ствол скважины газожидкостной смеси (ГЖС) с азотом в качестве фазы и с водой в качестве среды, с продавкой ГЖС из ствола скважины в ПЗП жидкостью, компенсирующей пластовое давление (ЖКПД).

Данная ГЖС недостаточно стабильна, соответственно, время гарантированной изоляции пластового флюида составляет всего 12-15 суток. Вследствие применения воды с ПАВ в качестве среды ГЖС по прототипу в дальнейшем ухудшает фазовую проницаемость для пластовых углеводородов, не снижая, а в ряде случаев и увеличивая за счет действия ПАВ фазовую проницаемость для воды.

Решаемая задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности и технологичности способа глушения скважин за счет обеспечения надежной и продолжительной изоляции притока пластового флюида в ствол скважины на время операций по ремонту скважины; предотвращении проникновения ЖКПД в ПЗП в период ремонта. Указанное качество изоляции достигается за счет реологических свойств среды предлагаемой ГЖС, а также за счет изменения свойств указанной среды под влиянием фазы - азота и фильности поверхности горной породы к среде предлагаемой ГЖС. Предотвращается проникновение ЖКПД в ПЗП в период ремонта.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ глушения скважины, включающий закачку в призабойную зону пласта расчетного объема газожидкостной смеси с азотом в качестве фазы, продавку газожидкостной смеси жидкостью, компенсирующей пластовое давление, с последующей заменой объема скважины на жидкость, компенсирующую пластовое давление, отличается тем, что для газожидкостной смеси используют неньютоновскую товарную нефть, газирование которой азотом осуществляют в соотношении 100-125 л азота на 1 л товарной нефти, а в качестве жидкости, компенсирующей пластовое давление, используют жидкость на углеводородной основе, при этом в интервале перфорации после технологической выдержки газированной товарной нефти в призабойной зоне пласта до перераспределения азота в пористой среде пласта устанавливают водяную ванну для создания дополнительной границы раздела между газированной товарной нефтью и жидкостью на углеводородной основе. Перед закачкой газированной товарной нефти в призабойную зону пласта закачивают жидкость, филизирующую поверхность коллектора к среде газированной товарной нефти. Используют газированную товарную нефть со степенью дисперсности - размером пузырька меньше эффективного диаметра порового канала.

Закачка перед газожидкостной смесью, полученной газированием азотом неньютоновской товарной нефти (НГЖС), в ПЗП жидкости, филизирующей поверхность коллектора к среде НГЖС, например метанола, обеспечивает гарантированное проникновение НГЖС в любые пропластки ПЗП, включая и водоносные, что очень важно для глушения скважины. Причем гидрофобизированная поверхность порового пространства водоносного пропластка с закачанной в нее НГЖС существенно осложнит приток пластовой воды после освоения и пуска скважины в работу, т.е. обводненность продукции снизится.

Выдержка НГЖС после закачки в ПЗП в состоянии покоя до перераспределения азота в пористой среде пласта, при применении, например, нефти в качестве неньютоновской углеводородной жидкости - среды предлагаемой НГЖС, позволяет нефти проявить ее реологические свойства в поровом пространстве ПЗП. Согласно исследованиям / В.В. Девликамов и др. Влияние азота на некоторые свойства нефтей. - Физико-химия и разработка нефтяного пласта, изд. Недра, 1970, Сб. трудов Уфимского нефтяного института, выпуск VI - с.49-51 - приложение к заявке/, реологические линии нефти с растворенным азотом при движении через капилляр и керн имеют форму, свойственную для слабоструктурированных жидкостей; вязкость нефти с повышением содержания растворенного азота увеличивалась; растворение азота в нефти вызывало усиление ее структурно-механических свойств. Наряду с нефтью в качестве неньютоновской углеводородной жидкости для приготовления НГЖС могут применяться другие лабораторно подбираемые композиции углеводородов, содержащие компоненты, обеспечивающие проявление структурных свойств среды / В.В. Девликамов и др. Влияние азота на некоторые свойства нефтей. - Физико-химия и разработка нефтяного пласта, изд. Недра, 1970, Сб. трудов Уфимского нефтяного института, выпуск VI - с.35-49 - приложение к заявке/. Однако предпочтительнее использовать в качестве среды НГЖС сырую дегазированную и обезвоженную нефть месторождения, на котором проводится глушение скважины. Поскольку природная нефть содержит асфальтены, смолы и парафины, которые, по сути, и являются ПАВ, добавка каких-либо ПАВ к среде НГЖС не требуется. После освоения и пуска скважины в работу закачанный объем НГЖС будет добыт и поступит в пункт сбора, т.е. никаких потерь нефти не будет.

В качестве ЖКПД выбрана жидкость на углеводородной основе; из наиболее доступных - нефть. Установка водяной ванны позволяет создать дополнительную границу раздела между НГЖС и ЖКПД и снизить в значительной степени вероятность проникновения ЖКПД в ПЗП и вероятность проникновения газовой фазы из НГЖС в ЖКПД, за счет действия сил поверхностного натяжения. Также в ряде случаев необходимая высота установки водяной ванны (ее необходимый объем) позволит компенсировать недостаточную величину давления, создаваемого ЖКПД на углеводородной основе. Данную операцию следует осуществлять после технологической выдержки НГЖС в ПЗП в состоянии покоя для гарантированного восстановления реологических свойств среды НГЖС.

Закачку метанола можно исключить, например, при глушении нефтяных скважин с низким процентом обводненности - менее 5%.

Способ осуществляется предпочтительно следующей последовательностью операций:

1) закачка в ПЗП жидкости, филизирующей поверхность коллектора к среде НГЖС;

2) закачка в ПЗП НГЖС - газированной товарной нефти с продавкой ее в ПЗП ЖКПД и замена объема ствола скважины на ЖКПД с последующей технологической выдержкой НГЖС - газированной товарной нефти в ПЗП до перераспределения азота в пористой среде пласта;

3) установка в интервале перфорации водяной ванны для создания дополнительной границы раздела между НГЖС - газированной товарной нефтью и ЖКПД - жидкостью на углеводородной основе;

4) технологический отстой с последующим ремонтом.

Устройства для генерирования НГЖС (диспергаторы и дезинтеграторы газовой фазы (ДГФ)), в том числе с размером пузырька меньше эффективного диаметра порового канала, известны; например, по патентам 2227063 (опубл. 20.04.2004), 64938 (опубл. 27.07.2007) и др.

ПРИМЕР 1. Газовая скважина.

Обсадная колонна диаметром 139,7 мм с толщиной стенки 6 мм.

Объем одного погонного метра обсадной колонны 12,8 л.

НКТ диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм.

Объем одного погонного метра НКТ 3,02 л.

Объем одного погонного метра межтрубного пространства 8,22 л.

Глубина подвески НКТ 1885 м.

Интервал перфорации: 1825-1885 м, перфорированная толщина 60 м.

Пластовое давление: 8,7 МПа.

Продуктивный пласт: карбонатный трещиноватый, эффективная пористость 12%,

эффективный диаметр поровых каналов по керну 20 100 мкм.

Искусственный забой 1897 м.

Дебит скважины до глушения: 25 тыс.м3/сут.

Глушение:

1) Закачка в НКТ 5,7 м 3 метанола (объем НКТ диаметром 73 мм) при открытой затрубной задвижке.

2) Закачка в НКТ 9,3 м3 метанола при закрытой затрубной задвижке.

3) Продавка в ПЗП остатка метанола в объеме НКТ (3,6 м3) из НКТ в ПЗП товарной нефтью, газированной азотом - НГЖС в соотношении 100-120 л азота при нормальных условиях на 1 л товарной нефти (при закрытой затрубной задвижке).

НГЖС приготавливают с размером пузырька 5-15 мкм (НГЖС приготавливалась прокачкой через диспергатор и ДГФ товарной нефти и азота. Приготовление НГЖС осуществляют при давлении, соответствующем давлению закачки на устье; при подаче указанных компонентов: нефти - 1,8 л/с и азота - 180 л/с (в нормальных условиях); размер пузырька азота в НГЖС оперативно контролируют в сосуде высокого давления (при давлении закачки на устье) с прозрачным окном, при помощи микроскопа с мерной линейкой).

Объем НГЖС, по жидкой фазе, выбирался из расчета 0,3 м3 на 1 м.п. (метр погонный) интервала перфорации, что составило 18 м3. Объем НГЖС 0,3 м3 на 1 м.п. интервала перфорации определен эмпирически.

Давление закачки составило 12,5 МПа.

Операция проводится при закрытой затрубной задвижке.

4) Закачка в ПЗП объема НГЖС - 12,3 м3.

5) Продавка остатка НГЖС в объеме НКТ - 5,7 м3 из НКТ в ПЗП ЖКПД. Операция проводится при закрытой затрубной задвижке.

6) Технологическая выдержка НГЖС в ПЗП в состоянии покоя 4 часа для перераспределения газовой фазы в пористой среде и гарантированного восстановления реологических свойств среды НГЖС (время восстановления реологии среды НГЖС определяется лабораторно).

7) Замена объема ствола скважины на ЖКПД в объеме 21,3 м3 при открытой затрубной задвижке с моментальным расходом 3,5-4 л/с.

8) Установка водяной ванны в интервале перфорации путем закачки в НКТ воды или рассола в объеме 1,0 м3 (объем зумпфа и ствола скважины в интервале перфорации) с последующей продавкой указанного объема в зону интервала перфорации при открытой затрубной задвижке ЖКПД в объеме 5,7 м3.

9) Технологический отстой при закрытой скважине в течение 6 часов по нормам газобезопасности.

10) Плавное стравливание остаточного давления в скважине через трубную и затрубную задвижки.

11) Подъем эксплуатационного лифта и технологические операции КРС. Капитальный ремонт продолжался в течение 80 суток. За истекший период нефте- и газопроявлений на устье не наблюдалось. По завершении ремонта и спуска эксплуатационного лифта провели освоение и вывод скважины на режим.

После выхода скважины на режим дебит составил 28 тыс.м3/сут.

ПРИМЕР 2. Нефтяная скважина.

Обсадная колонна диаметром 146 мм с толщиной стенки 6,5 мм.

Объем одного погонного метра обсадной колонны 13,89 л.

НКТ диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм.

Объем одного погонного метра НКТ 3,02 л.

Объем одного погонного метра межтрубного пространства 9,62 л.

Глубина подвески НКТ 1580 м.

Искусственный забой 1597 м.

Интервал перфорации: 1560-1575 м, перфорированная толщина 15 м.

Пластовое давление: 11,0 МПа.

Газовый фактор: 250 м33

Продуктивный пласт: карбонатный кавернозно-трещиноватый, эффективная пористость 15%, эффективный диаметр поровых каналов по керну 25 80 мкм.

Дебит скважины до глушения: 9 т/сут.

Обводненность 22%.

Глушение:

1) Закачка в НКТ 4,8 м3 метанола (объем НКТ диаметром 73 мм) при открытой затрубной задвижке.

2) Закачка в НКТ остатака метанола в объеме 2,7 м3 при закрытой затрубной задвижке, объем метанола выбран эмпирически из расчета 0,5 м3 на 1 м.п. перфорированной толщины.

3) Продавка в ПЗП остатка метанола из НКТ в ПЗП товарной нефтью, газированной азотом в соотношении 115-125 л азота на 1 л товарной нефти.

НГЖС приготавливают с размером пузырька 5-15 мкм (НГЖС приготавливалась прокачкой через диспергатор и ДГФ товарной нефти и азота. Приготовление НГЖС осуществляют при давлении, соответствующем 15 МПа - давлению закачки на устье; при подаче указанных компонентов: нефти - 1,2 л/с и азота - 150 л/с (в нормальных условиях); размер пузырька азота в НГЖС оперативно контролируют в сосуде высокого давления (при давлении закачки на устье) с прозрачным окном, при помощи микроскопа с мерной линейкой). Объем НГЖС, по жидкой фазе, выбирался из расчета 0,2 м3 на 1 м.п. интервала перфорации, что составило 3 м3. Объем НГЖС 0,2 м3 на 1 м.п. интервала перфорации определен эмпирически.

Давление закачки составило 15 МПа.

Операция проводится при закрытой затрубной задвижке.

4) Продавка в ПЗП НГЖС 3,1 м3 из НКТ ЖКПД, взятой в объеме 4,8 м3. Операция проводится при закрытой затрубной задвижке.

5) Технологическая выдержка НГЖС в ПЗП в состоянии покоя 4 часа для гарантированного восстановления реологических свойств среды НГЖС и перераспределения газовой фазы в пористой среде (время восстановления реологии среды НГЖС определяется лабораторно).

6) Замена объема ствола скважины на ЖКПД при открытой затрубной задвижке в объеме 15,4 м3 с моментальным расходом 3,5-4 л/с.

7) Установка водяной ванны в интервале перфорации путем закачки в НКТ воды или рассола в объеме 0,6 м3 (объем зумпфа и ствола скважины в интервале перфорации) с последующей продавкой указанного объема в зону интервала перфорации при открытой затрубной задвижке ЖКПД в объеме 4,8 м3.

8) Технологический отстой при закрытой скважине в течение 6 часов по нормам газобезопасности.

9) Плавное стравливание остаточного давления в скважине через трубную и затрубную задвижки.

10) Подъем эксплуатационного лифта и технологические операции КРС. Капитальный ремонт продолжался в течение 45 суток. За истекший период нефте- и газопроявлений на устье не наблюдалось. По завершении ремонта и спуска эксплуатационного лифта провели освоение и вывод скважины на режим.

После выхода скважины на режим дебит составил 12 т/сут.

Обводненность продукции 12%.


Формула изобретения

1. Способ глушения скважины, включающий закачку в призабойную зону пласта расчетного объема газожидкостной смеси с азотом в качестве фазы, продавку газожидкостной смеси жидкостью, компенсирующей пластовое давление, с последующей заменой объема скважины на жидкость, компенсирующую пластовое давление, отличающийся тем, что для газожидкостной смеси используют неньютоновскую товарную нефть, газирование которой азотом осуществляют в соотношении 100-125 л азота на 1 л товарной нефти, а в качестве жидкости, компенсирующей пластовое давление, используют жидкость на углеводородной основе, при этом в интервале перфорации после технологической выдержки газированной товарной нефти в призабойной зоне пласта до перераспределения азота в пористой среде пласта устанавливают водяную ванну для создания дополнительной границы раздела между газированной товарной нефтью и жидкостью на углеводородной основе.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что перед закачкой газированной товарной нефти в призабойную зону пласта закачивают жидкость, филизирующую поверхность коллектора к среде газированной товарной нефти.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют газированную товарную нефть со степенью дисперсности - размером пузырька меньше эффективного диаметра порового канала.