ИННОВАЦИИ БИЗНЕСУ

Результат выполнения технологической разработки

Способ осуществляется в поинтервальном закачивании блокирующего агента через затрубное пространство изолирующего агента через насосно-компрессорные трубы и обеспечении при этом разницы давлений продавки агентов, в котором сначала скважину заполняют буферной жидкостью, коэффициент структурной вязкости которой удовлетворяет условию:

буф пл ^,

где

буф - коэффициент структурной вязкости буферной жидкости, МПа•с;

пл - коэффициент структурной вязкости пластовой воды, МПа•с,

дополнительно подбирают состав блокирующего агента, коэффициент структурной вязкости которого удовлетворяет условию

б ^>пл ^,

где

б - коэффициент структурной вязкости блокирующего агента, МПа•с.

для его закачивания устанавливаю башмак насосно-компрессорных труб на уровне подошвы газоносного горизонта, а для закачивания изолирующего агента спускают насосно-компрессорные трубы до уровня подошвы водоносного горизонта, причем разницу давлений продавки агентов определяют по формуле

Р=

где

Р - разница давлений продавки блокирующего и изолирующего агентов, МРП;

- коэффициент структурной вязкости блокирующего агента, МПа•с;

q- объемный расход блокирующего агента, м ³/с;

k- коэффициент проницаемости породы пласта, м ^2;

h_г- толщина газоносного пласта, м;

r_К- контур питания газоносного пласта, м;

r_с- радиус скважины, м.

Сначала в скважину закачивают буферную жидкость (например, дизельное топливо), что необходимо для продавливания газа, находящегося в скважине, в пласт. При этом происходит заполнение коллектора продуктивного пласта жидкостью со структурной вязкостью меньшей, чем структурная вязкость пластовой воды. При этом избыточное давление на устье скважины снижается до нуля. Далее башмак НКТ устанавливают на уровне подошвы газоносного пласта и закачивают блокирующий агент с определенной структурной вязкостью в затрубное пространство, что позволит создать блокирующую зону только в газоносном пласте, т.к. циркуляция будет происходить выше интервала. Вытесняя буферную жидкость, блокирующий агент проникает в продуктивный пласт, т.к. имеет структурную вязкость большую, чем структурная вязкость буферной жидкости. Проникновение блокирующего агента в водоносный горизонт не происходит, т.к. для этого потребуется закачивание буферной жидкости и блокирующих агентов в большом объеме, что могло бы увеличить сопротивление газоносного пласта до величины сопротивления водоносного горизонта. Этот процесс не происходит, т.к. рассчитывают объем закачиваемого по затрубному пространству блокирующего агента, а непосредственное блокирование пласта обусловлено качеством применяемого блокирующего агента. Давление продавки блокирующего агента (Р _б) выбирают с таким расчетом, чтобы оно отвечало условию

Р _пл<р>_б<0,9р>_опр,

где

Р _пл - пластовое давление;

Р _опр - давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Р _б определяют по формуле

Р _б= Р _пл+1+ ,

где

l- глубина проникновения блокирующего агента, м;

- градиент давления сдвига, МПа/м.

Объем блокирующего агента (q) выбирают в зависимости от мощности газоносного пласта (h_г). Для расчетов высота столба жидкости принимается как 2h_г.

После продавки блокирующего агента в пласт, НКТ спускают до уровня подошвы водоносного горизонта, т.е. до забоя скважины, и закачивают изолирующий агент (тампонажный раствор), продавливая его в водоносный горизонт. Давление продавки изолирующего агента (Р _и) выбирают с таким расчетом, чтобы оно отвечало условию.

Р _пл<р>_и<р>_б,

Р _и определяют по формуле

Р _и= Р _пл+1,

тогда разницу давлений продавки блокирующего и изолирующего агентов (Р) определяют по формуле

Р=

Проникновение изолирующей жидкости в продуктивный горизонт не происходит, т.к. соблюдено условие Р _и<р>_б и блокирующая зона не разрушается.

Изолирующий агент вытесняет из призабойной зоны вглубь водоносного горизонта только пластовую воду, т.к. структурная вязкость пластовой водя меньше, чем структурная вязкость блокирующего агента, и проникает в водоносный горизонт по всему интервалу.

Наличием определенных условий в подборе значений структурных вязкостей буферной жидкости, блокирующего агента и пластовой воды, а также заявляемой разницы давлений продавки агентов способствует тому, что газоносный пласт блокируется блокирующим агентом, а водоносный горизонт изолируется тампонажным раствором, при этом сохраняются коллекторские свойства газоносного пласта и обеспечивается надежная изоляция притока подошвенной воды в условиях АНПД.