СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
METHOD FOR INSULATION OF BOTTOM WATER INFLUX IN GAS WELLS

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах.
Известен способ изоляции притока пластовых вод в скважину, включающий спуск насосно-компрессорных труб - НКТ и длинномерной трубы, последовательное закачивание изолирующего и блокирующего составов методом уходящей заливки, а также продавочной жидкости (см. п. №2232265 по кл. Е21В 43/32 от 20.03.2003 г., опубл. 10.07.2004 г.). Скважину заполняют жидкостью глушения с циркуляцией по НКТ и затрубному пространству.
Недостатком способа является невозможность методом уходящей заливки точного заполнения выбранных интервалов изолирующим и блокирующим составом, а постепенное заполнение скважины жидкостью глушения может привести к частичному поглощению изолирующего состава и заполнению водопроявляющего пласта блокирующим составом, что снижает охват обрабатываемого интервала и качество изоляции. Сложность способа и неэкономичность заключается в использовании дополнительного технологического оборудования.
В качестве ближайшего аналога (прототипа) выбран способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах, включающий спуск НКТ, закачивание блокирующего состава с предварительно определенным значением структурной вязкости по затрубному пространству, цементного изолирующего состава по НКТ, а также их продавку технологической жидкостью (см. а.с. №2121569 от 21.06.1996 г. по кл. Е21В 43/32, 33/138, опубл. 10.11.1998 г.). Перед закачкой указанных составов подают буферную жидкость структурной вязкостью ниже структурной вязкости пластовой воды. Определяют значение структурной вязкости блокирующего состава из условия превышения над значением структурной вязкости пластовой воды. Спускают НКТ до подошвы газоносного пласта и закачивают блокирующий состав по затрубному пространству, затем спускают НКТ до уровня подошвы водопроявляющего пласта и закачивают цементный изолирующий состав по НКТ. Продавку технологической жидкостью цементного изолирующего и блокирующего составов осуществляют с давлениями, разницу между которыми определяют по формуле.
Недостатком способа является невозможность точного блокирования газоносного пласта в условиях, когда газоносный и водопроявляющий пласты имеют идентичные коллекторские свойства. Существует опасность проникновения одновременно в газоносный и водопроявляющий пласты блокирующего состава, так как в условиях высокой дренированности изначально будет проникать в интервалы пласта, оказывающие минимальное сопротивление. Кроме того, разница давлений продавки блокирующего и цементного изолирующего составов может снизить качество изоляционных работ ввиду того, что цементный изолирующий состав, закачиваемый при более низком давлении, чем блокирующий состав, будет не в состоянии оттеснить вглубь пласта блокирующий состав, попавший в водопроявляющий пласт под более высоким давлением. Также необходимо отметить, что использование буферной жидкости со структурной вязкостью ниже структурной вязкости воды, существенно сужает область применения и удорожает технологию, так как жидкости со структурной вязкостью ниже воды имеют ограниченный перечень и высокую стоимость (газовый конденсат, диз. топливо, эфиры, спирты). Выбор объема блокирующего состава без учета реальной фильтрации в пласт приводит в лучшем случае к необоснованному перерасходу материалов, а в худшем к некачественному блокированию газоносного пласта и снижению его фильтрационно-емкостных характеристик. Сложность способа заключается в раздельном проведении операций изолирования и блокирования, а также необходимости проведения спуско-подъемных операций.
Технический результат заключается в повышении качества изоляции, упрощении способа проведения работ и повышении экономичности.
Технический результат достигается с помощью известного способа изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах, включающего спуск НКТ, закачивание блокирующего полимерного состава с предварительно определенным значением структурной вязкости по затрубному пространству, цементного изолирующего состава по НКТ, их продавку технологической жидкостью.
Согласно изобретению спуск НКТ осуществляют до подошвы водопроявляющего пласта.
Дополнительно перед закачиванием блокирующего полимерного состава подают в затрубное пространство маловязкий гелеобразующий состав, содержащий, мас.%: силикат натрия марки «Сиалит 30-50» 50, жидкие отходы процесса электрохимического покрытия металлов 0,8, вода остальное, доставляют последний к водопроявляющему пласту, а блокирующий полимерный состав - к газоносному пласту. Осуществляют их продавку закачиванием технологической жидкости по НКТ при закрытом затрубном пространстве.
Блокирующий полимерный состав используют со значением структурной вязкости, превышающим не менее чем в три раза значение структурной вязкости маловязкого гелеобразующего состава.
Для коллекторов с высокой проницаемостью в качестве блокирующего полимерного состава используют полимерный состав с органическим наполнителем, содержащим, мас.%: лигносульфонат 5, хлористый кальций 15, газовый конденсат 20, торфощелочной наполнитель 7, техническая вода остальное, а для коллекторов с низкой проницаемостью - полимерный состав с конденсируемой твердой фазой, содержащий, мас.%: кальций хлористый 9, аммоний фосфорнокислый двузамещенный 11, водорастворимый полимер 2, поверхностно-активное вещество 1, техническая вода остальное, при этом объем блокирующего состава определяют по формуле
БЛOК
2
2
V=0,785(D-d)·h·n,
БЛОК
3
где V - объем блокирующего состава, м;
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
d - наружный диаметр НКТ, м;
h - мощность газоносного пласта, м;
2
n - коэффициент, учитывающий фильтрацию блокирующего состава в пласт, определяемый экспериментально прокачиванием состава через образец площадью поперечного сечения 0,0005 м и начальным объемом блокирующего состава 100 мл, определяемый по формуле
к
3
где V - объем блокирующего состава, оставшийся после блокирования образца, м.
Закачивание цементного изолирующего состава по НКТ осуществляют в объеме, превышающем объем эксплуатационной колонны в интервале водопроявляющего пласта на 20%.
Причем продавку цементного изолирующего состава начинают при открытом затрубном пространстве, а после достижения им подошвы газоносного пласта продавливают его при закрытом затрубном пространстве с давлением, превышающим давление поглощения.
Таким образом, данное техническое решение соответствует условию «новизны».
Предлагаемая в способе последовательная закачка составов позволяет разместить их строго в заданных зонах - маловязкий гелеобразующий состав против водопроявляющего пласта, а блокирующий полимерный состав против газоносного пласта и проводить одновременно строго целенаправленные операции по изоляции притока подошвенной воды и по сохранению фильтрационно-емкостных свойств газоносного (продуктивного) пласта. Причем закачка по затрубному пространству составов и доставка их в последовательности маловязкий гелеобразующий состав - блокирующий полимерный состав позволяет избежать загрязнения водопрявляющего пласта и снижения его фильтрационных характеристик, что существенно влияет на качество изоляции. Закачка по трубному пространству при закрытом затрубном пространстве технологической жидкости обеспечивает одновременное проведение операций. Маловязкий гелеобразующий состав продавливается в глубь водопроявляющего пласта, создавая там необходимый водоизоляционный экран, а блокирующий полимерный состав попадает в газоносный пласт, надежно его блокируя и сохраняя фильтрационно-емкостные свойства.
Совмещение двух операций (временное блокирование газоносного пласта и изоляция водопроявляющего пласта) в одну технологическую операцию путем последовательной закачки составов и одновременного продавливания в пласт не только повышает качество изоляции, но и существенно упрощает способ проведения работ, а также позволяет сократить сроки проведения способа, исключить выполнение спуско-подъемных операций, что повышает экономичность способа.
Использование блокирующего полимерного состава со значением структурной вязкости, превышающим не менее чем в три раза значение структурной вязкости маловязкого гелеобразующего состава, позволяет избежать смешивания составов, что дает возможность использовать их без разделительной (буферной) жидкости. Это позволяет проводить строго целенаправленное воздействие каждого из составов в необходимом нам направлении. Наличие разделительной жидкости приводит к тому, что какая-то часть пласта окажется не охваченной заданным нами воздействием.
Попадание разделительной жидкости в водопроявляющий пласт ведет к значительному снижению качества изоляции, так как по не отсеченной зоне возможно дальнейшее поступление пластовых вод к забою скважины.
Попадание разделительной жидкости в газоносный пласт ведет к дальнейшему заполнению маловязким гелеобразующим составом и, как следствие, к потере части продуктивного горизонта, что само по себе является не желательным явлением.
Также использование блокирующего полимерного состава со значением структурной вязкости, превышающим не менее чем в три раза значение структурной вязкости маловязкого гелеобразующего состава, обуславливает при одинаковом давлении глубокое и равномерное проникновение маловязкого гелеобразующего состава в пласт, в то время как блокирующий состав будет образовывать плотную, непроницаемую корку в газоносном пласте. Если структурная вязкость блокирующего состава будет превышать структурную вязкость маловязкого гелеобразующего состава менее чем в 3 раза, то возможно их перемешивание во время закачивания и продавливания.
2
Качество блокирования зависит от точного расчета объема закачиваемого блокирующего состава. Для этого в формулу определения объема вводится коэффициент n, учитывающий фильтрацию блокирующего состава в пласт. Значение коэффициента n определяют экспериментальным путем для блокирующего состава при площади фильтрации (поперечного сечения) образца S=0,0005 м, проницаемости образца, соответствующей проницаемости газоносного пласта, давлении блокирования выше давления поглощения. Эксперименты проводят на образцах искусственного керна, моделирующих высоко- или низкопроницаемые коллектора. Начальный объем блокирующего состава для проведения опыта должен составлять 100 мл. Значения площади поперечного сечения образца и начального объема блокирующей жидкости определены эмпирически по результатам многочисленных опытов. Результаты экспериментов и вычисленное значение коэффициента n для полимерного состава с органическим наполнителем и полимерного состава с конденсируемой твердой фазой приведены в табл.1.
Использование в качестве блокирующего состава в скважине с коллектором (газовым пластом) с высокой проницаемостью полимерного состава с органическим наполнителем обусловлено его высокими блокирующими свойствами. Это связано с тем, что в условиях высокой дренированности поры пласта имеют значительные диаметры (0,1-1,0 мм) и для создания непроницаемого экрана необходимо, чтобы кольматирующая составляющая имела соизмеримые с порами пласта размеры. Полимерные составы с неорганическими наполнителями не в полной мере удовлетворяют этому условию, так как большинство неорганических наполнителей имеют размеры твердой фазы 0,1-0,5 мм. Кроме того, образующаяся в порах пласта корка оказывается недостаточно плотно «упакована» частицами такого наполнителя, вследствие чего не удается создать качественный, непроницаемый для жидкостей экран.
Выбор блокирующего состава для коллекторов с низкой проницаемостью, где поры пласта имеют диаметры (0,001-0,1 мм), является более сложной задачей в виду того, что большинство наполнителей - природных и полученных химическим путем имеют, как правило, частицы, превышающие размеры пор.
В этих условиях высокое качество блокирования продуктивного пласта достигается при использовании составов с конденсируемой твердой фазой.
Характерной особенностью составов с конденсируемой твердой фазой является возможность регулирования размера частиц в процессе приготовления составов. В качестве регуляторов дисперсности используют полимеры и поверхностно-активные вещества.
Закупоривающим агентом в блокирующих составах на этой основе являются мелкодисперсные частицы, которые образуются в процессе обменных реакций между двумя растворимыми в воде реагентами. Рекомендуемый состав по химической природе представляет собой гидросолегель. Гидросолегели обладают наилучшими блокирующими свойствами, так как содержат частицы, разные по форме и размерам. При блокировании пласта крупные частицы создают своеобразный каркас, препятствующий проникновению мелких частиц вглубь пласта. При уплотнении образуется непроницаемый блокирующий экран, выдерживающий большие перепады давления при незначительной толщине экрана.
Закачивание по НКТ цементного изолирующего состава после закачивания технологической жидкости, вслед за маловязким гелеобразующим составом, позволяет получить неразрывность процесса закачки маловязкого гелеобразующего состава и цементного изолирующего состава, что обеспечивает более глубокое проникновение цементного изолирующего состава в пласт и, как следствие, улучшение качества изоляции притока подошвенной воды. Глубокое проникновение в пласт становится возможным и за счет сохранения высоких фильтрационных характеристик водопроявляющего пласта, полученных в процессе закачки маловязкого гелеобразующего состава.
Высокое качество изоляционных работ, выполненных по предлагаемому способу, обусловлено тем, что в данном случае используются составы, обладающие различной функциональной способностью по закупориванию каналов притока подошвенной воды. Последовательная закачка маловязкого гелеобразующего состава и цементного изолирующего состава уменьшает проявление отдельных недостатков, присущих этим материалам, используемым самостоятельно. В то время как крупные трещины заполняются цементным изолирующим составом, каналы и микротрещины тампонируются маловязким гелеобразующим составом, обладающим высокой проникающей способностью.
Объем цементного изолирующего состава должен на 20% превышать объем эксплуатационной колонны в интервале водопроявляющего пласта. Выполнение этого условия обеспечивает надежное заполнение крупных трещин цементным изолирующим составом и гарантирует высокое качество изоляции.
Созданный изоляционный экран, опирающийся на цементный мост, является надежным буфером, удерживающим воду вдали от призабойной зоны с высокими скоростями фильтрации газа, что способствует значительному снижению «эжекционного» эффекта и, как следствие, обеспечивает высокое качество изоляции.
Используют в полимерном составе с конденсируемой твердой фазой в качестве полимера - карбоксиметилцеллюлозу по ТУ 6-55-39-90; ТУ-6-55-40-90, в качестве поверхностно-активного вещества - Морпен по ТУ 0258-001-01013393-94.
Используют жидкие отходы процесса электрохимического покрытия металлов завода «Сигнал» г.Ставрополя, которые по химическому составу представляют собой отработанные на 50% кислоты с примесью ионов солей различных металлов (комплект документов №10851 на технологический процесс нанесения анодноокисного эматалевого покрытия на детали из алюминия и его сплавов, утвержденный 29.03.1989 г. Комплект документов №100779 на технологический процесс нанесения многослойных покрытий на детали из стали, меди и ее сплавов, утвержденный 06.03.1989 г.). По внешнему виду представляют собой прозрачные жидкости, окрашенные в зависимости от вида обрабатываемых металлов в голубоватый или зеленоватый цвет. На данный момент времени не сертифицированы. После нейтрализации идут в отвал (или сбрасываются в очистные сооружения).
Химический состав вышеуказанных отходов приведен в таблице 2.
Анализ изобретательского уровня показал следующее:
известно закачивание в скважину по колонне НКТ изолирующего состава с расположением его напротив интервала водопритока, и продавливание в пласт при закрытом затрубном пространстве (см. п. №2247825 по кл. Е21В 33/138 от 18.08.2003 г.);
известна последовательная закачка по колонне НКТ блокирующего и изолирующего составов с расположением их напротив водопроявляющего и газоносного пластов и продавливание составов в пласт, при этом продавливание осуществляют при закрытом пакере, установленном на границе раздела жидкостей (см. п. №2186935 по кл. Е21В 33/13 от 31.05.2000 г.);
известно закачивание цементного раствора в зону водопроявляющего пласта и продавливание части его при закрытом затрубном пространстве и оставшейся части при открытом пространстве, цементный раствор закачивают из расчета формирования цементного стакана в стволе скважины (см. п. №2244115 по кл. Е21В 43/32 от 09.06.2003 г.);
известно закрепление закаченной в водопроявляющий пласт композиции цементным раствором (см. п. №183568 по кл. Е21В 33/138 от 13.04.1992 г., п. №2079647 по кл. Е21В 43/32 от 10.09.1993, п. №2136879 по кл. Е21В 43/32 от 05.01.1999 г.).
Поиск, проведенный по патентной и научно-технической литературе, позволил сделать вывод о соответствии изобретения условию «изобретательский уровень», поскольку не выявлены решения, совпадающие с существенными признаками изобретения, имеющими причинно-следственную связь с заявленным техническим результатом.
Одновременное проведение операций блокирования газоносного и изолирования водопроявляющего пластов, точное определение объема и типа закачиваемого блокирующего состава, обеспечение более глубокого проникновения цементного изолирующего состава в водопроявляющий пласт, возможное за счет сохранения высоких фильтрационных характеристик водопроявляющего пласта, полученных в процессе закачки маловязкого гелеобразующего состава, сохранение естественной проницаемости газоносного пласта при проведении операции блокирования и подбор физико-химических свойств блокирующего и маловязкого гелеобразующего составов обеспечивают высокое качество изоляции, упрощение способа проведения работ и повышение его экономичности.
Сущность заявляемого способа поясняется следующими примерами.
Пример 1.
-12
Необходимо провести изоляцию притока подошвенной воды газовой скважины. Продуктивный пласт представлен коллектором с высокой проницаемостью 1,5×10
2
м. Водопроявляющий пласт пористостью 0,3.
Исходные данные
Наружный диаметр эксплуатационной колонны
219 мм
Глубина спуска эксплуатационной колонны
1209 м
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, D
195 мм
Искусственный забой
1197 м
Текущий забой
1196 м
Интервалы перфорации
1140-1195 м
Наружный диаметр насосно-компрессорных труб, d
73 м
Внутренний диаметр насосно-компрессорных
труб. d<sub>внкт</sub>
62 м
Глубина спуска насосно-компрессорных труб
1175 м
Интервал газоносного пласта (мощность газоносного пласта), h
1145-1175 м
Интервал водопроявляющего пласта (мощность
водопроявляющего пласта), Н
1175-1195 м.
3
Из промысловой практики известно, что для качественного создания водоизоляционного экрана в глубине пласта необходимо 0,27 м на один погонный метр обрабатываемого пласта.
МГОС
1. Для обработки 20 м водопроявляющего пласта определяют объем маловязкого гелеобразующего состава V по формуле
МГОС
3
V=0,27·20=5,4 м.
3
2. Готовят 5,4 м маловязкого гелеобразующего состава, содержащего, мас.%:
Силикат натрия марки «Сиалит 30-50»
50
Жидкие отходы процесса электрохимического
покрытия металлов
0,8
Вода
остальное.
Значение структурной вязкости данного состава - 31 мПа·с.
-12
2
2
На образце искусственного керна проницаемостью 1,5×10 м с поперечным сечением 0,0005 м проводят эксперимент по прокачиванию 100 мл блокирующего полимерного состава, в качестве которого используют полимерный состав с органическим наполнителем, содержащим, мас.%:
Лигносульфонат
5
Хлористый кальций
15
Газовый конденсат
20
Торфощелочной наполнитель
7
Техническая вода
остальное.
Значение структурной вязкости - 250 мПа·с.
Определяют n - коэффициент, учитывающий фильтрацию блокирующего состава в пласт по формуле
к
3
где V - объем блокирующего состава, оставшийся после блокирования образца, м.
Следовательно
БЛОК
3. Объем блокирующего полимерного состава V определяют по формуле
БЛОК
2
2
V=0,785·(D-d)·h·n.
Следовательно
БЛОК
2
2
3
V=0,785·(0,195-0,073)·30·1,18=0,9 м.
ТЖЗП
4. Объем технологической жидкости V для доставки по затрубному пространству маловязкого гелеобразующего состава к водопроявляющему пласту и блокирующего полимерного состава - к газоносному пласту определяют по формуле
ТЖЗП
2
2
V=0,785·(D-d)·L,
где L - расстояние от устья до верхних отверстий интервала перфорации, м.
Следовательно
ТЖЗП
2
2
3
V=0,785·(0,195-0,073)·1140=29,26 м.
ТЖНКТ
5. Определяют необходимый объем технологической жидкости V для продавки по НКТ маловязкого гелеобразующего состава и блокирующего полимерного состава по формуле
ТЖНКТ
НКТ
ЗПВП
V=V+V,
НКТ
3
где V - объем НКТ, спущенных до подошвы водопроявляющего пласта, м;
ЗПВП
3
V - объем затрубного пространства в интервале водопроявляющего пласта, м;
ТЖНКТ
ВНКТ
2
2
2
V=0,785·(d ·1+(D-d)·H),
где l - длина НКТ, спущенных до подошвы водопроявляющего пласта, м. Следовательно
ТЖНКТ
2
2
2
3
V=0,785·(0,062-1195+(0,195-0,073)·20)=4,119≈4,12 м.
ЭК
6. Объем эксплуатационной колонны в интервале водопроявляющего пласта V определяют по формуле
ЭК
2
V=0,785·D·H.
Следовательно
ЭК
2
3
V=0,785·0,195·20=0,597≈0,6 м.
7. Определяют необходимый объем цементного изолирующего состава.
ЦИС
Объем цементного изолирующего состава V, на 20% превышающий объем эксплуатационной колонны в интервале водопроявляющего пласта, рассчитывают следующим образом:
ЦИС
ЭК
V=1,2·V.
Следовательно
ЦИС
3
V=1,2·0,6=0,72 м;
ТЖЦИС
8. Объем технологической жидкости V для продавки по НКТ цементного изолирующего состава до подошвы газоносного пласта определяют по формуле
ТЖЦИС
ВПНКТ
1ЦИС
V=V-V,
ВПНКТ
3
где V - объем внутреннего пространства НКТ от устья до подошвы газоносного пласта, м;
1ЦИС
3
V - разница между общим объемом цементного изолирующего состава и объемом эксплуатационной колонны в интервале водопроявляющего пласта, м.
ВПНКТ
ВНКТ
1
2
V=0,785·d ·L,
1
L - длина НКТ от устья до подошвы газоносного пласта, м.
ЦИС
3
V=0,72-0,6=0,12 м.
Следовательно
ТЖЦИС
2
3
V=(0,785·0,062·1175)-(0,72-0,6)=3,425≈3,43 м.
1ТЖЦИС
3
Определяют необходимый объем технологической жидкости V для продавки по НКТ цементного изолирующего состава в водопроявляющий пласт, м;
1ТЖЦИС
1ЦИС
V=V.
Следовательно
1ТЖЦИC
3
V=0,12 м.
8. Спускают НКТ до подошвы водопроявляющего пласта на глубину 1195 м.
3
3
3
9. В затрубное пространство скважины последовательно закачивают 5,4 м маловязкого гелеобразующего состава и 0,9 м блокирующего полимерного состава и доставляют их к водопроявляющему и газоносному пласту соответственно, путем закачивания технологической жидкости в объеме 29,26 м.
10. В момент роста давления в трубном пространстве, для исключения попадания закачиваемых жидкостей в пласт, открывают задвижку на трубном пространстве, оборудованную штуцером (6 мм), тем самым плавно сбрасывают давление и продолжают закачку в скважину по затрубному пространству оставшейся части расчетного объема технологической жидкости.
3
11. Затрубное пространство скважины закрывают и производят закачку по колонне НКТ технологической жидкости в объеме 4,12 м при давлении 8,5 МПа.
3
3
3
12. При открытом затрубном пространстве в НКТ закачивают 0,72 м цементного изолирующего состава и продавливают его на забой 3,43 м технологической жидкости. После достижения цементного изолирующего состава подошвы газоносного пласта закрывают затрубное пространство и закачивают оставшиеся 0,12 м технологической жидкости для оттеснения цементного изолирующего состава в водопроявляющий пласт.
Продавку цементного изолирующего состава осуществляют с давлением 9,7 МПа, что превышает значение давления поглощения водопроявляющего пласта, равное 9,5 МПа.
13. После продавки цементного изолирующего состава в пласт НКТ поднимают до безопасной глубины - 1095 м и осуществляют их промывку.
14. Закрывают скважину на 48 часов ОЗЦ и структурирования маловязкого гелеобразующего состава.
15. После ОЗЦ и определения головы сформированного цементного моста долотом подчищают стенки эксплуатационной колонны для свободного прохождения геофизических приборов и приступают к освоению скважины.
Пример 2.
-12
2
Необходимо провести изоляцию притока подошвенной воды газовой скважины. Продуктивный пласт представлен коллектором с низкой проницаемостью 0,5×10 м. Водопроявляющий пласт пористостью 0,3.
Исходные данные
Наружный диаметр эксплуатационной колонны
219 мм
Глубина спуска эксплуатационной колонны
1209 м
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, D
195 мм
Искусственный забой
1197 м
Текущий забой
1196 м
Интервалы перфорации
1140-1195 м
Наружный диаметр насосно-компрессорных труб, d
73 мм
Внутренний диаметр насосно-компрессорных
труб, d<sub>внкт</sub>
62 мм
Глубина спуска насосно-компрессорных труб
1175 м
Интервал газоносного пласта, h
1145-1175 м
Интервал водопроявляющего пласта (мощность
водопроявляющего пласта), Н
1175-1195 м.
3
Для качественного создания водоизоляционного экрана в глубине пласта необходимо 0,27 м на один погонный метр обрабатываемого пласта.
мгос
1. Для обработки 20 м водопроявляющего пласта определяют объем маловязкого гелеобразующего состава V по формуле
мгос
3
V=0,27·20=5,4 м.
3
2. Готовят 5,4 м маловязкого гелеобразующего состава, содержащего, мас.%:
Силикат натрия марки «Сиалит 30-50»
50
Жидкие отходы процесса электрохимического
покрытия металлов
0,8
Вода
остальное.
Значение структурной вязкости данного состава - 31 мПа·с.
-12
2
2
На образце искусственного керна проницаемостью 0,5×10 м с поперечным сечением 0,0005 м проводят эксперимент по прокачиванию 100 мл блокирующего полимерного состава, в качестве которого используют полимерный состав с конденсируемой твердой фазой, содержащий, мас.%:
Кальций хлористый
9
Аммоний фосфорнокислый двузамещенный
11
Карбоксиметилцеллюлоза
2
Морпен
1
Техническая вода
остальное.
Значение структурной вязкости - 450 мПа·с.
Определяют n - коэффициент, учитывающий фильтрацию блокирующего состава в пласт по формуле
к
3
где V - объем блокирующего состава, оставшийся после блокирования образца, м.
Следовательно,
БЛОК
3. Объем блокирующего полимерного состава V определяют по формуле
БЛОК
2
2
V=0,785·(D-d)·h·n.
Следовательно,
БЛОК
2
2
3
V=0,785·(0,195-0,073)·30·1,3=1,00098≈1,0 м.
Далее расчеты и последовательность выполнения операций по способу выполняются как указано в примере 1.
Высокое качество выполненных работ подтверждается промысловыми и геофизическими данными, свидетельствующими о полной изоляции водопроявляющего пласта в результате проведения способа при сохранении фильтрационно-емкостных свойств газоносного пласта. Способы осуществляют в короткие сроки без выполнения спуско-подъемных операций, что характеризует их экономичность.
Таким образом, способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах соответствует условию «промышленная применимость». Изобретение соответствует условию «новизны», «изобретательского уровня» и «промышленной применимости», следовательно, соответствует условию «патентоспособности».
Способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах
Таблица 2
№ п/п
Кислота
Содержание примесей, мг/л
Плотность раствора, г/см<sup>3</sup>
рН раствора
1.
HF, HNO<sub>3</sub>
Al<sup>3+</sup>
1,260
0,92
2.
H<sub>2</sub>SO<sub>4</sub>, HNO<sub>3</sub>
Cu<sup>2+</sup> - 16518,78
1,330
0,89
3.
HCl
Fe<sup>3+</sup> - 7415,35
1,180
0,84
Na<sup>+</sup> - 3484,30
Cl<sup>-</sup> - 177625,00
4.
HCl
Fe<sup>3+</sup> - 8435,10
1,160
0,65
Na<sup>+</sup> - 652,35
Cl<sup>-</sup> - 156625,00