Закачка вус что это

Закачка вус что это

Вязко-упругие составы (ВУС) предназначены для временной защиты пласта от влияния технологических жидкостей как в период строительства и освоения скважин, так и при проведении ремонтно-изоляционных работ, в том числе при глушении скважин.

Разработаны несколько вариантов ВУС. Технология применения, состав и концентрации реагентов выбираются индивидуально для каждой скважины в зависимости от геолого-технических условий и цели работ.

Особенностью ВУС является способность к деструкции через определенное время, которое регулируется изменением соотношения ингредиентов или рН среды, вводом деструктора или при сдвиговых деформациях. После деструкции состав имеет минимальную вязкость (1,5-2 сПз), но при этом сохраняет минимальную фильтрацию и полностью удаляется из пласта после проведения несложных технологических приемов.

Технология приготовления ВУС основана на использовании стандартного оборудования. Объемы ВУС обычно небольшие (1-15 м 3 ) и зависят от проводимых технологических операций.

Для условий АВПД и высоких забойных температур предлагается утяжеленный (плотностью 1360-2000 кг/м 3 ) и термостабильный до 90°С вязкоупругий состав, в качестве утяжеляющей основы которого используются соли органических кислот (формиат калия, формиат цезия или их смесь).

Для пластов с большим раскрытием флюидопроводящих каналов предлагается ВУС с добавкой наполнителя, разрушающегося при разложении ВУС.

Для обычных и условий АНПД предлагается ВУС на основе пресной и минерализованной воды.

Опыт применения ВУС на месторождениях Пермского Прикамья, Удмуртии, Западной Сибири, республики Коми показал его высокую экономическую и технологическую эффективность применения при следующих операциях:

• При цементировании скважин с открытым забоем, в т.ч. с горизонтальным участком (ВУС устанавливается в интервале продуктивных пластов, тем самым предохраняя коллектор от попадания цементного раствора);

• При глушении эксплуатационных скважин (ВУС устанавливается в интервале перфорации и препятствует поглощению жидкости глушения в пласт);

• При ремонтно-изоляционных работах ВУС применяется как “мягкий” пакер для временной изоляции продуктивного горизонта;

• Для разделения буровых и тампонажных растворов при цементировании скважин;

• При ликвидации поглощений при бурении скважин.

В 1996-2003 г.г. ВУСы были использованы при глушении более 80 скважин в Пермском Прикамье и Западной Сибири.

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Технологии применения ВУС, ГОС и ОС

Технологии применения ВУС, ГОС и ОС на месторождениях Западной Сибири

Технология основана на целенаправленном закрытии водопромытых высокопроницаемых зон в пласте, в результате закачиваемые объемы воды распределяются по менее проницаемым частям объема коллектора, увеличивается коэффициент охвата воздействием и заводнением.

Потокоотклоняющие технологии используют на отдельных участках пластов и эксплуатационных объектов путем закачки их в нагнетательные скважины. Иногда их используют в добывающем фонде. В общем технологии преследуют цель – закрыть высокопроницаемые пропластки высоковязкими системами и перераспределить потоки. В качестве этих систем используют вязкоупругие системы (ВУС). В целом эти системы основываются на полимерах различного строения.

Полимерные ОПЗ (ГОС, ВУС) – это обработки с применением высокомолекулярного анионактивного химреагента полиакриламида (ПАА) импортного производства.

ГОС – гелеобразующая система, представляет собой раствор ПАА и ацетата хрома (III) (Хромового сшивателя).

Водные растворы на основе ПАА, сшитого различными хромсодержащими соединениями, представляют собой гели, обладающие высокой вязкостью и высоким напряжением сдвига.

Закачиваемые в нагнетательные скважины композиции создают вокруг них барьер, который служит экраном, закупоривающим или снижающим проницаемость промытой части пласта. Создание барьеров приводит к значительному перераспределению фильтрационных потоков в пласте, в результате чего происходит интенсификация притоков нефти из неохваченных процессом оставшихся нефтенасыщенными пропластков.

Источник

Способ глушения эксплуатационной скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу глушения эксплуатационной скважины, включающий закачку в затрубное пространство скважины вязкоупругого состава (ВУСа) и жидкости глушения [1].

Недостатком известного способа является то, что во всех случаях производится заполнение значительного объема скважины ВУСом, включающего подъемные трубы и часть скважины от башмака подъемных труб до забоя, что существенно осложняет процесс глушения, а именно, процесс закачки и продавки ВУСа. Известный способ неприменим в скважинах, оборудованных глубинными насосами. Кроме того, по известному способу приходится всю скважинную жидкость вытеснять под большим давлением на устье в пласт, при использовании известного способа в скважинах, оборудованных насосами, при освоении скважины после ремонтных работ для предотвращения заклинивания насоса (откачка сразу через насос ВУСа в виде геля) требуется дополнительная операция по спуску в скважину насосно-компрессорных труб (НКТ) с воронкой и проведение промывки для удаления ВУСа, при закачке и продавке ВУСа происходит его перемешивание с жидкостью глушения.

Известен способ глушения эксплуатационной скважины, наиболее близкий к предложенному способу, включающий закачку в затрубное пространство скважины при открытых на устье НКТ ВУСа, содержащего полиакриламид, сшиватель и воду, и жидкости глушения, продавку ВУСа на забой скважины и в фильтр, закачку жидкости глушения в НКТ [2].

Недостатком известного способа является то, что его нельзя использовать при глушении скважин, оборудованных скважинными насосами, так как закачка и продавка ВУСа на забой осуществляется через НКТ. При этом продавка ВУСа на забой и в фильтр, в частности в случае аномально высокого пластового давления, требует больших давлений продавки, а давление опрессовки НКТ гораздо меньше давления, создаваемого при продавке ВУСа. Регулирование этого давления давлением, создаваемым гидростатическим столбом жидкостей в скважине, не представляется возможным.

К недостаткам известного способа можно отнести также и то, что первоочередная закачка ВУСа при контакте его с пластовым флюидом, особенно с остаточной нефтью на стенках фильтровой части скважины и в поровых каналах, приводит к ослаблению адгезионных свойств ВУСа при глушении и недостаточной величине предельного напряжения сдвига. Кроме этого, к недостаткам известного способа относится то, что заполнение ВУСом объема скважины выше низа НКТ осложняет процесс ремонтных работ и освоения скважин после ремонтных работ. При этом использование ВУСа в объемах, применяемых в способе, неэкономично.

Целью изобретения является повышение эффективности глушения скважин, оборудованных глубинными насосами, призабойная зона которых загрязнена различными кольматантами.

Кроме того, ВУС закачивают в затрубное пространство в объеме части скважины ниже НКТ и в качестве буферной жидкости в затрубное пространство закачивают воду, применяемую в качестве жидкости глушения.

В предложенном способе используется ВУС, раствор ПАА у которого приготовлен на жидкости, используемой в способе как жидкость глушения, в качестве которой используют воду, подаваемую, например, из близлежащих нагнетательных скважин осуществляемым процессом, т.е. техническую воду.

Это позволяет упростить процесс приготовления ВУСа и обеспечить непрерывность осуществления способа, не применяя высокоминерализированные растворы в качестве жидкостей глушения.

Кроме того, в тех случаях, когда удается закачать объем ВУСа в пласт (исходя из мощности фильтровой зоны), то одновременно с глушением скважины достигается очистка призабойной зоны от различных накоплений и частичная изоляция водоносных пропластков.

Способ проверен в лабораторных условиях.

Результаты определения физико-химических свойств ВУСа приведены в таблице. Как видно из таблицы, адгезионные свойства и предельное напряжение сдвига на поверхности, смоченной нефтью и водой, отличаются значительно.

Процесс на скважинах осуществляют в следующей последовательности.

После проверки наземных коммуникаций на герметичность в затрубное пространство скважины при открытых на устье НКТ последовательно закачивают буферную жидкость (воду), ВУС и воду. При приготовлении ВУСа входящий в состав ПАА готовят на жидкости глушения, используемой в способе. В качестве буферной жидкости и жидкости глушения может быть использована вода из близлежащих нагнетательных скважин. При закрытых НКТ продавливают ВУС из затрубного пространства ниже НКТ в фильтровую зону. Открывают на устье НКТ и закачивают через затрубное пространство жидкость глушения в объеме НКТ. После полимеризации ВУСа стравливают давление на устье.

Пример конкретной реализации способа глушения скважины.

Глушили эксплуатационную скважину, оборудованную электроцентробежным насосом.

Источники информации 1. RU, патент, 2054118, кл. Е 21 В 43/12, 1995.

3. Способ по одному из пп.1 и 2, отличающийся тем, что в качестве буферной жидкости в затрубное пространство закачивают воду, применяемую в качестве жидкости глушения.

Источник

Способ глушения эксплуатационной скважины

Способ глушения эксплуатационной скважины предназначен для использования в нефтяной промышленности при ремонте скважин. Способ глушения скважины включает закачку в затрубное пространство скважины при открытых на устье насосно-компрессорных трубах (НКТ) вязкоупругого состава на основе раствора полиакриламида и жидкости глушения. Вязкоупругий состав продавливают на забой и в фильтр. Закачивают жидкость глушения в НКТ. Продавливают вязкоупругий состав при закрытых насосно-компрессорных трубах. Закачку жидкости глушения в НКТ осуществляют через затрубное пространство при открытых на устье НКТ после продавки вязкоупругого состава. В затрубное пространство скважины закачивают вязкоупругий состав, раствор полиакриламида у которого приготовлен на жидкости глушения. В качестве жидкости глушения используют высокоминерализованный раствор. Использование изобретения повышает эффективность глушения скважин, оборудованных глубинными насосами, особенно с аномально-высокими пластовыми давлениями. 1 з.п.ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к способу глушения эксплуатационной скважины.

Известен способ глушения эксплуатационной скважины, включающий закачку в затрубное пространство скважины вязкоупругого состава (ВУСа) и жидкости глушения [1].

Недостатком известного способа является то, что используется ВУС в объеме всей скважины, что осложняет процесс глушения, а именно, процесс закачки и продавки ВУСа, особенно при аномально высоких пластовых давлениях (АВПД).

Известный способ нельзя применять в скважинах, оборудованных глубинными насосами.

Кроме того, по известному способу приходится всю скважинную жидкость вытеснять под большим давлением на устье в пласт; при использовании известного способа в скважинах, оборудованных насосами, при освоении скважины после ремонтных работ для предотвращения заклинивания насоса (откачка сразу через насос ВУСа в виде геля) требуется дополнительная операция по спуску в скважину насосно-компрессорных труб (НКТ) с воронкой и проведение промывки для удаления ВУСа; при закачке и продавке ВУСа происходит его перемешивание с жидкостью глушения.

Известен способ глушения эксплуатационной скважины, наиболее близкий к предложенному, включающий закачку в затрубное пространство скважины, при открытых на устье НКТ, ВУСа и жидкости глушения, продавку ВУСа на забой скважины и в фильтр, закачку жидкости глушения в НКТ [2].

Недостаток известного способа состоит в том, что его нельзя использовать при глушении скважин, оборудованных насосами, так как закачка и продавка ВУСа на забой осуществляется через НКТ. Продавка ВУСа на забой и в фильтр, особенно при АВПД, требует больших давлений продавки, а давление опрессовки НКТ гораздо меньше давления, создаваемого при продавке ВУСа, а регулирование этого давления давлением, создаваемым гидростатическим столбом жидкостей в скважине, не представляется возможным.

К недостаткам известного способа можно отнести также и то, что закачка ВУСа выше низа НКТ осложняет процесс ремонтных работ и освоения скважины после ремонтных работ. Кроме того, использование ВУСа в количествах, применяемых в способе, не экономично.

Целью изобретения является повышение эффективности глушения скважин, оборудованных глубинными насосами, особенно с АВПД.

Цель достигается тем, что в способе глушения скважины, включающем закачку в затрубное пространство скважины при открытых на устье НКТ, ВУСа, на основе раствора полиакриломида, и жидкости глушения, продавку ВУСа на забой и в фильтр, закачку жидкости глушения в НКТ, продавку ВУСа осуществляют при закрытых на устье НКТ, закачку жидкости глушения в НКТ осуществляют через затрубное пространство при открытых на устье НКТ после продавки ВУСа, в качестве ВУСа в скважину закачивают ВУС, раствор полиакриламида у которого приготовлен на жидкости глушения, при этом в качестве жидкости глушения используют высокоминерализованный раствор.

Кроме того, ВУС закачивают в затрубное пространство в объеме части скважины ниже НКТ.

В известных ВУСах на основе раствора полиакриламида (ПАА), используемых для глушения скважин, раствор ПАА приготавливают на воде. В предложенном способе используется ВУС, раствор ПАА у которого приготовлен на жидкости, используемой в способе как жидкость глушения, в качестве которой используют высокоминерализованный раствор. Это позволяет упростить процесс приготовления и непрерывность осуществления способа, увеличить гидростатическое давление столба жидкости в скважине и тем самым уменьшить устьевое давление при продавке ВУСа на забой и в фильтр.

Кроме того, при закачке и продавке ВУСа уменьшится смешение ВУСа последовательно прокачиваемой жидкостью глушения и тем самым сохранится однородность получаемого в скважине геля.

Расположение ВУСа ниже низка НКТ позволяет при освоении скважины после ремонтных работ облегчить освоение скважины и при необходимости, при закрытых НКТ и открытом на устье затрубном пространстве, дать возможность образовавшемуся гелю переместиться в затрубное пространство выше насоса и выполнить функцию “пакера”.

Способ выполняют следующим образом.

1. При открытых на устье НКТ в затрубное пространство скважины закачивают ВУС и жидкость глушения. При приготовлении ВУСа входящий в его состав раствор ПАА готовят на жидкости глушения, используемой в способе.

2. При закрытых НКТ продавливают ВУС из затрубья ниже НКТ и в фильтр.

3. Открывают на устье НКТ и закачивают через затрубное пространство жидкость глушения в объеме НКТ. После полимеризации ВУСа стравливают давление на устье.

4. ВУС закачивают в затрубное пространство в объеме части скважины ниже НКТ, но выше интервала перфарации.

Пример. Глушили эксплуатационную скважину, оборудованную электроцентробежным насосом.

Способ осуществляли следующим образом.

2. В затрубное пространство при открытых НКТ закачали 12 м 3 ВУСа и 4 м 3 жидкости глушения. Давление закачки 30-50 атм.

3. Закрыли НКТ и продавили ВУС ниже НКТ и в фильтр жидкостью глушения путем ее закачки в объеме 16 м 3 в затрубное пространство при закрытых НКТ. Давление закачки 130-150 атм.

4. Открыли НКТ и закачали через затрубье 4 м 3 жидкости глушения при давлении 40-60 атм.

5. Оставили скважину под давлением для полимеризации ВУСа на 24 ч.

6. Стравили давление ( давление на устье равно нулю).

1. Способ глушения эксплуатационной скважины, включающий закачку в затрубное пространство при открытых на устье насосно-компрессорных трубах вязкоупругого состава на основе полиакриламида и жидкости глушения, продавку вязкоупругого состава на забой и в фильтр, закачку жидкости глушения в насосно-компрессорные трубы, отличающийся тем, что в затрубное пространство скважины закачивают вязкоупругий состав, раствор полиакриламида у которого приготовлен на жидкости глушения, в качестве жидкости глушения используют высококоминерализованный раствор, при этом продавку вязкоупругого состава на забой и в фильтр производят при закрытых насосно-компрессорных трубах, закачку жидкости глушения в насосно-компрессорные трубы осуществляют через затрубное пространство при открытых на устье насосно-компрессорных трубах после продавки вязкоупругого состава на забой и в фильтр.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что вязкоупругий состав закачивают в затрубное пространство в объеме части скважины ниже насосно-компрессорных труб.

MM4A Досрочное прекращение действия патента из-за неуплаты в установленный срок пошлины заподдержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 04.09.2009

Источник

Способ глушения скважин и вязкоупругий состав для его осуществления

Владельцы патента RU 2575384:

При проведении текущего и капитального ремонта скважин, при проведении комплекса технологических операций по освоению скважин, необходимым мероприятием является глушение скважин, направленное на прекращение притока жидкости из пласта открытой скважины, путем создания противодавления жидкостью глушения.

Наиболее распространенной в настоящее время при неаномально высоких пластовых давлениях жидкостью глушения является раствор хлорида натрия, а также в качестве жидкости глушения используют водные растворы хлорида кальция. Использование известных водных растворов неорганических солей хлористого кальция и хлористого натрия, в качестве жидкости глушения приводит к уменьшению проницаемости пород призабойной зоны скважины, к резкому увеличению насыщенности пласта водой и, как следствие, снижению относительной фазовой проницаемости по нефти. Кроме того, перемешиваясь с нефтью, вода образует высоковязкие эмульсии, а смешение с пластовыми водами приводит к нарушению химического равновесия и к выпадению солей.

Исключить отрицательное влияние указанных технологических жидкостей на снижение продуктивности скважин возможно только лишь при использовании специальных составов, не проникающих в пласт в процессе проведения операций по заканчиванию и ремонту скважины и

легко удаляющихся из скважины после проведения операций. К таким составам относятся вязкоупругие составы.

В такой функции вязкоупругие составы предназначены для временной защиты продуктивного пласта от влияния технологических жидкостей как в период строительства, заканчивания и освоения скважин, так и при проведении ремонтно-изоляционных работ, в том числе, в качестве жидкости глушения.

Отличительной особенностью технологии с использованием ВУС от традиционно применяемых технологий (неструктурированные жидкости, обработанные поверхностно-активными веществами) является значительно меньшие объемы жидкости, используемые для проведения данного вида операций и, как следствие, снижение негативного влияния на коллектор в связи с низкой проникающей способностью ВУС. Высокие структурные свойства вязкоупругого состава и способность принимать форму заполняемого объема дают возможность надежно блокировать перекрываемый интервал пласта и исключить как проникновение технологической жидкости в пласт, так и поступление пластового флюида из пласта, что необходимо для беспроблемного и безаварийного ведения работ.

Известен способ временной изоляции интервала продуктивного пласта (Патент РФ №2190753). Способ включает создание вязкоупругого пакера путем введения в призабойную зону пласта раствора полимерного материала и сшивателя, с последующим разрушением его и освоением скважины. Известный способ позволяет восстанавливать коллекторские свойства пласта и предотвращать отказы насосного оборудования за счет разрушения вязкоупругого пакера после окончания работ.

Однако, используемый в составе вязкоупругий пакер характеризуется длительным периодом «сшивки» при невысоких температурах («сшивка» пакера при комнатной температуре составляет более 9 часов), что не позволяет его использовать для низкотемпературных скважин.

Известен способ глушения эксплуатационной скважины (Патент РФ №2114985), включающий закачку в затрубное пространство при открытых на устье насосно-компрессорных трубах вязкоупругого состава (ВУС), содержащего полиакриламид (ПАА), сшиватель и воду, и жидкости глушения, продавку ВУС на забой и в фильтр; и последующий) закачку жидкости глушения в насосно-компрессорные трубы (НКТ). ВУС, согласно известному способу, характеризуется высокими адгезионными свойствами, позволяющими создать надежный флюидо-удерживающий экран на период глушения скважин.

Недостатком известного способа является то, что используемый вязкоупругий состав характеризуется нерегулируемыми «сроками жизни», с сохранением высоких структурно-механических свойств после проведения операции глушения, что может приводить к отказам скважинного насосного оборудования по причине его загрязнения остатками неразрушенного ВУС.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является способ глушения скважин, эксплуатирующихся погружными насосами (Патент РФ №1816848).

Еще одним недостатком известного способа является использование в составе ВУС полиакриламида (ПАА) в качестве полимерной основы. ПАА представляет собой карбоцепной синтетический полимер, характеризующийся высокой устойчивостью к воздействию кислотных и окислительных деструкторов. А благодаря своей неразветвленной линейной структуре ПАА способен проникать глубоко в поровое пространство пласта, практически необратимо кольматируя низкопроницаемые участки.

Известный состав имеет низкие значения показателя фильтрации, пониженное поверхностное натяжение на границе с породой, что позволяет использовать его для вскрытия продуктивного пласта.

Существенным недостатком известного состава является его высокая проникающая способность в пласт, за счет низких значений вязкости и структурных свойств, низкая седиментационная устойчивость и газоудерживающая способность.

Кроме того, известный состав не обладает достаточно высокой деструктурирующей способностью, что не позволяет полностью восстановить проницаемость продуктивного пласта после проведения ремонтных работ в скважине.

Известный состав имеет высокие вязкоупругие свойства, высокую газоудерживающую способность и высокие деструктурирующие свойства.

Однако этот известный состав не обеспечивает сохранение первоначальной проницаемости пласта, т.к. процесс структурообразования у известного состава (появление вязкоупругих свойств) происходит в течение длительного времени (не менее 8-10 ч), в результате чего известный состав успевает проникнуть в продуктивный пласт на большую глубину, образуя зону кольматации с низкой проницаемостью для нефти.

Кроме того, в процессе деструкции происходит “усадка” состава с образованием хрупкого упругого осадка и отделением большого количества дисперсионной среды, характеризующейся низкой вязкостью и высокими фильтрационными свойствами. Это приводит к дополнительной кольматации продуктивного пласта.

Вместе с этим, для приготовления известного состава необходим повышенный расход реагентов, в частности, структурообразователя и деструктора, а процесс приготовления требует значительных затрат времени.

В качестве структурообразователя в известном составе используют экологически опасные вещества, а именно: хроматы и лигносульфонаты.

Существенным недостатком указанного известного состава являются нерегулируемые сроки деструкции, за счет наличия в составе монопероксигидрата мочевины, который является высокоактивным деструктором, начинающим действовать сразу же после его введения в ВУС, в результате чего снижение вязкости происходит через 10-24 часа, в то время как процесс ремонта может занимать несколько суток.

Единым техническим результатом, достигаемым при осуществлении заявляемой группы изобретений, является повышение эффективности глушения скважин за счет придания используемому в способе ВУС свойства регулирования сроков деструкции в широком временном диапазоне, технологически необходимом для проведения работ, исключение отказов скважинного оборудования за счет полной деструкции ВУС со снижением вязкости до уровня воды, при одновременном сохранении фильтрационно-емкостных свойств коллектора за счет сохранения у ВУС низкого проницающего и кольматирующего воздействия на пласт, технологически приемлемого времени структурообразования, низкой фильтрации и вязкости и высокой газоудерживающей способности.

Дополнительным техническим результатом является экологичность состава.

В качестве эфира целлюлозы ВУС содержит гидроксиэтилцеллюлозу, или полианионную целлюлозу, или карбоксиметилцеллюлозу.

В качестве гидроксида щелочного металла ВУС содержит гидроксид натрия или гидроксид калия.

В качестве растворимой соли меди ВУС содержит реагент Блустоун, активной составляющей которого является сульфат меди, или уксуснокислую медь.

В качестве растворимой соли алюминия ВУС содержит сернокислый алюминий или щавелевокислый алюминий.

при соотношении АС:ВУС, равном 1:3-4.

Приведенный технический результат обеспечивается за счет следующего.

Благодаря тому, что перед закачкой ВУС производят закачку буфера в виде минерализованной воды, преимущественно, в объеме труб, обеспечивает полное замещение жидкостью глушения скважинного флюида и сокращение временных затрат на процесс промывки скважины.

Благодаря закачке смеси 1, состоящей из гидроксида щелочного металла, растворенного в водном растворе эфира целлюлозы, одновременно-раздельно со смесью 2 в скважину, за счет присутствия указанного комплексообразователя в смеси 2, содержащим ионы переходных металлов, за счет резкого изменения pH системы и соответствующего перехода металла из одной валентности в другую происходит реакция «сшивки» молекул эфира целлюлозы ионами металла с формированием сплошной полимерной массы с трехмерной пространственной структурой, обуславливающей составу комплекс вязкоупругих аномалий.

Введение в ВУС регулятора pH, в виде органической кислоты (уксусная кислота или щавелевая кислота или лимонная кислота), обеспечивает исходное снижение pH системы до значения не менее 3,8, что позволяет регулировать валентность сшивающего металла в независимости от типа и концентрации утяжелителя. Целенаправленное регулирование процесса изменения pH системы на стадии «сшивки» состава обеспечивает возможность получения ВУС с широким диапазоном плотности: 1,05-1,20 г/см 3 без использования нерастворимых утяжелителей, вызывающих необратимую кольматацию пласта.

Благодаря тому, что в качестве утяжелителей используются хлориды и нитраты щелочных и щелочноземельных металлов, характеризующиеся высокой растворимостью в воде, исключается кольматация порового пространства продуктивного пласта нерастворимыми твердыми частицами.

Наличие водоудерживающей гидрофобизирующей добавки в виде многоатомных спиртов (этиленгликоль и/или глицерин или высшие диоксановые спирты) обеспечивает получение ВУС с высокой водоудерживающей способностью и, как следствие, отсутствием у него «усадки» и водоотделения. Введение добавки обеспечивает также замедление процесса гелеобразования и, как следствие, более ровное образование «сшитых» связей в структуре полимера.

Установка в перекрываемый интервал ВУС в расчетном объеме, обеспечивает высокую эффективность глушения скважин даже с высокопроницаемыми коллекторами и высоким газовым фактором, за счет высоких прочностных и газоудерживащих свойств ВУС и оптимального объема «вязкоупругого» пакера.

При реализации предлагаемого способа осуществлялись операции в следующей последовательности.

Расчет требуемого объема ВУС осуществляется следующим образом. При глушении фонтанных скважин с высокопроницаемыми коллекторами, а также с высоким газовым фактором (более 200 м 3 /м 3 ) ВУС готовится в объеме, необходимом для заполнения скважинного пространства высотой 150 м + интервал перфорации (открытый ствол); при глушении фонтанных скважин с низкопроницаемыми коллекторами, а также с небольшим газовым фактором (менее 200 м 3 /м 3 ) ВУС готовится в объеме, необходимом для заполнения скважинного пространства высотой 100 м + интервал перфорации (открытый ствол); при глушении скважин, оборудованных подземными насосами, ВУС готовится в объеме, необходимом для заполнения скважинного пространства высотой 100 м.

Приготовление на скважине ВУС используемом в заявляемом способе глушения скважин осуществляют с использованием цементировочных агрегатов АНЦ-320 в количестве 2 единицы следующим образом. В емкость первого цементировочного агрегата набирают воду (50% от расчетного количества) и последовательно по циркуляции растворяют эфир целлюлозы (50% от расчетного количества) и гидроксид щелочного металла (образуется смесь 1). В емкости второго цементировочного агрегата в воде (остальное от расчетного количества) растворяют расчетное количество утяжелителя, оставшееся количество эфира целлюлозы, комплексообразователь, водоудерживающую добавку, регулятор pH и внутренний деструктор (образуется смесь 2).

Агрегаты обвязывают через тройник с нагнетательной линией. Насосы агрегатов должны иметь втулки одинакового диаметра для одинаковой подачи составов через тройник в соотношении 1:1. В зимних условиях предусматривается использование передвижная парогенерирующая установка (ППУ) для подогрева пресной воды.

После окончания операции глушения, с целью деструкции вязкоупругого состава в заявляемом способе используется активирующий состав, содержащий органическую кислоту, перекисное соединение, ПАВ, деэмульгатор, воду и, при необходимости, утяжелитель.

Вязкоупругий состав и активирующий состав, используемые в заявляемом способе, были испытаны в лабораторных условиях. Для их получения были использованы следующие вещества:

– Реоцел марки В, ТУ 2231-012-40912231-2003;

– Cellosize НЕС QP 100 МН по импорту;

– Tylose ЕНН по импорту;

– Целстракт марки А, ТУ 2231-008-38892610-2012;

– Полианионная целлюлоза техническая высоковязкая, ТУ 2231-010-50277563-2003;

– Натрий-карбоксиметилцеллюлоза техническая, ТУ 2231-002-50277563-2000;

– Медь уксуснокислая, 1-водная, ГОСТ 5852-79;

– Алюминий сернокислый, 18-водный, ГОСТ 3758-75;

– Алюминий щавелевокислый, водный, ТУ 6-09-09-688-76;

– Полиакриламид марки Праестол 2530, ТУ 2216-001-40910172-98;

– Калия бихромат технический, ГОСТ 2652-78;

– Хром сернокислый, 6-водный, ГОСТ 4472-78;

Гидроокись щелочного металла

– Натрия гидроокись, ГОСТ 4328-77;

– Калия гидроокись, ГОСТ 24363-80;

– Натрий хлористый, ГОСТ 4233-77;

– Калий хлористый, ГОСТ 4568-95;

– Кальций хлористый, ГОСТ 450-77;

– Натрий азотнокислый, ГОСТ 4168-79;

– Уксусная кислота, ГОСТ 19814-74;

– Лимонная кислота, ГОСТ 908-2004;

– Щавелевая кислота, ГОСТ 22180-76;

– Натрия перкарбонат технический капсулированный, ТУ 2144-002-24345844-2004;

– Перборат натрия гранулированный, ТУ 6-04-02096651-01-5-89;

– Монопероксигидрат мочевины, ТУ 2123-040-05807977-97;

Водоудерживаюшая гидрофобизирующая добавка

– Этиленгликоль, ГОСТ 19710-83;

– Глицерин, ГОСТ 6824-96;

– Флотореагент-оксаль, ТУ 2452-029-05766801-94;

– Лимонная кислота, ГОСТ 908-2004

– Сульфаминовая кислота техническая, ТУ 2121-278-00204197-2001;

– Калий надсернокислый, ГОСТ 4146-74;

– Аммоний надсернокислый, ГОСТ 20478-75;

– неонол АФ9-12, ТУ 2483-077-05766801-98

– Синоксол марки В, ТУ 2458-082-40912231-2012

– Реверсмол марки В, ТУ 2458-0102-38892610-2012

Формиаты щелочных металлов

– Натрий муравьинокислый, ТУ 6-09-1466-86;

– Калий муравьинокислый, 96%-ный, по импорту;

Нитраты калия и натрия:

– нитрат натрия ГОСТ 4142-48

– нитрат калия ГОСТ 4197-74

– Диссолван 4411, по импорту.

– СНПХ 4802, ОАО «НИИнефтепромхим».

Сущность предлагаемых изобретений поясняется следующими примерами.

Заявляемый вязкоупругий состав готовят следующим образом

Таким же образом готовили предлагаемый вязкоупругий состав и активирующий состав с другим компонентным содержанием.

В процессе лабораторных исследований устанавливали следующие свойства составов согласно предлагаемому и известному по прототипу и аналогу изобретениям:

– прочность на сдвиг, Па;

– водоотделение, см 3 ;

– время полной деструкции вязкоупругого состава, мин;

– динамическая вязкость вязкоупругого состава после разрушения, сПз;

– глубинный показатель коррозии активирующего состава, мм/год;

– поверхностное натяжение вязкоупругого состава после разрушения на границе с керосином, мН/м;

Данные о свойствах этих составов, полученные в ходе исследований, приведены в таблицах 3-5.

Прочность на сдвиг вязкоупругих составов через 1,5 часа (среднее время структурообразования ВУС) и через 24 часа после приготовления определяли согласно стандарту ISO 10414-1:2001, с помощью трубки широметра.

Показатель фильтрации (П_ф, см 3 при перепаде давления 1,5 МПа) через керамический пористый фильтр с диаметром пор 190 микрон (проницаемость 75 Дарси) замеряли на динамическом фильтр-прессе фирмы OFI.

Время полной деструкции ВУС определяли по времени от начала контакта активирующего состава с вязкоупругим составом до момента исчезновения остатка ВУС при фильтрации на сите с размером ячеек 1 мм.

Глубинный показатель коррозии активирующего состава определяли по скорости коррозии стальных пластинок марки СТ 3 при выдержке пластинок в среде активирующих составов в течение 24 часов согласно ГОСТ Р 9.905-2007.

Влияние вязкоупругого состава с регулируемыми сроками деструкции по предлагаемому изобретению и известных составов на восстановление проницаемости керновых моделей изучали по следующей методике. На установке AFS-300 определяли коэффициент проницаемости К_пр1 по керосину для составной модели пласта (СМП) в направлении «пласт-скважина» с регистрацией расхода и давления. Осуществляли установку ВУС на торец СМП с выдержкой ВУС на время структурообразования при ΔР = 0 атм в течение от 1,5 часов. Далее моделировали репрессию на пласт, создаваемую при глушении скважины, путем повышения давления со стороны входного для ВУСа торца модели на 1,5 МПа. Модель пласта с ВУС выдерживали при постоянном перепаде давления ΔР = 1,5 МПа до установления динамического равновесия, но не менее 6 часов. В течении всей выдержки производилась регистрация объема вытесненного из модели керосина. Оценка проникающей способности рецептур составов производилась по отношению объема вытесненного керосина к объему пор модели.

Для определения водоизолирующей способности состава на модель пласта с ВУС производилось задавливание пластовой воды в течение 1 часа при перепаде давления ΔР = 1,5 МПа. При определении водоизолирующей способности ВУС велась регистрация вышедшего объема керосина и воды.

Данные по показателям разрушения вязкоупругих составов свидетельствуют (таблица 4), что использование предлагаемого активирующего состава позволяет полностью деструктурировать ВУС в минимально короткие сроки (120-180 минут) с получением низковязкой жидкости, характеризующейся низким поверхностным натяжением и высокими деэмульгирующими свойствами, что способствует минимизации негативного воздействия процесса глушения на коллекторские свойства пласта. Исключение из рецептуры активирующего состава одного из основных ингредиентов: перекисного соединения или органической кислоты, приводит к резкому снижению скорости деструкции вязкоупругого состава, что повлечет за собой увеличение временных затрат на время реакции химического разложения «мягкого пакера» (ВУС).

Данные по коэффициентам восстановления проницаемости после использования вязкоупругих составов (таблица 5) подтверждают практически полное восстановление фильтрационно-емкостных свойств коллектора при использовании предлагаемого ВУС.

Исследования показали, что предлагаемый вязкоупругий состав, используемый в заявляемом способе, имеет следующие преимущества перед прототипом:

– возможность формирования в стволе скважине высокопрочного блокирующего состава на этапе глушения скважин: прочность на сдвиг предлагаемого состава в 1,8 раз выше по сравнению с прототипом;

– улучшение показателей разрушения вязкоупругого состава: сокращение времени полной деструкции по сравнению с прототипом в 32 раза;

– исключение процесса коррозии оборудования: глубинный показатель коррозии активирующего материала, согласно предлагаемому изобретению, меньше по сравнению с прототипом более, чем в 8 раз;

– коэффициент восстановления проницаемости керновой модели высокопроницаемого терригенного коллектора после воздействия вязкоупругим составом в 21 раз выше по сравнению с прототипом.

Указанные технические преимущества предлагаемого способа глушения скважин с использованием вязкоупругого состава при использовании в промысловых условиях позволят:

– повысить эффективность глушения скважин за счет предупреждения газо- и флиюдопроявления, а также поглощения состава в процессе глушения для высокопроницаемых скважин, для скважин с высоким газовым фактором;

– сократить затраты времени на операцию глушения и вывода скважины на режим за счет ускорения времени структурообразования, сокращения времени деструкции вязкоупругого состава после окончания операции по глушению скважин;

– предупредить ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов за счет исключения проникновения состава в глубь пласта, полной деструкции состава после окончания глушения, исключения образования в пласте высоковязких эмульсий и осадков при взаимодействии с пластовыми флюидами;

– предупредить осложнения, связанные с отказами скважинного оборудования за счет попадания в него неразрушенных структурированных остатков вязкоупругого состава, а также исключения процессов коррозии;

– предупредить отрицательное влияние на окружающую среду за счет исключения из состава высокотоксичных хромсодержащих соединений.

2. Вязкоупругий состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве эфира целлюлозы содержит гидроксиэтилцеллюлозу или полианионную целлюлозу, или карбоксиметилцеллюлозу.

3. Вязкоупругий состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве гидроксида щелочного металла содержит гидроксид натрия или гидроксид калия.

4. Вязкоупругий состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве растворимой соли меди содержит реагент Блустоун, активной составляющей которого является сульфат меди, или уксуснокислую медь.

5. Вязкоупругий состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве растворимой соли алюминия содержит сернокислый алюминий или щавелевокислый алюминий.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что он дополнительно предусматривает использование утяжелителя в активирующем составе в виде нитратов кальция или натрия или формиатов щелочных металлов до 34,0 мас. %.

Источник