БЛОКИРУЮЩАЯ ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ
BLOCKING LIQUID FOR WELL PLUGGING WITH ABNORMALLY LOW FORMATION PRESSURE

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к глушению скважин с аномально низким пластовым давлением при капитальном ремонте скважин.
Известна блокирующая жидкость, содержащая углеводородную основу, водный раствор хлорида натрия или кальция, эмультал, мел, СМАД и асбест при следующем соотношении компонентов, вес.%:
углеводородная основа 40-60
водный раствор 40-60
эмультал 4
СМАД 4
асбест 3-10
мел 3-5
7
Недостатком этой блокирующей жидкости является низкая эффективность последующего освоения скважины (RU №2217464, МПК C09K 7/06; E21B 43/12; опубл. 27.11.2003 г.).
Наиболее близкой к предложенному является блокирующая жидкость, содержащая углеводородную основу, ациклическую кислоту, каустическую соду и минеральный наполнитель при следующем соотношении компонентов, об.%:
Углеводородная основа 41,0-72,0
Ациклическая кислота 6,1-14,4
Каустическая сода 4,9-13,0
Минеральный наполнитель остальное
7
В качестве углеводородной основы можно использовать нефть или продукты переработки нефти, а в качестве минерального наполнителя - карбонат кальция с диаметром частиц не менее 2 мкм (RU №2255209, МПК E21B 43/12, опубл., 27.06.2005 г.).
Недостатками этой блокирующей жидкости являются недостаточные кольматирующие и коркообразующие свойства, и, как следствие, низкая эффективность глушения заключающаяся в том, что из-за недостаточных кольматирующих и коркообразующих свойств в условиях аномально низкого пластового давления не обеспечивается циркуляция жидкости, происходит поглощение блокирующей жидкости, и в связи с этим ухудшаются фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта.
Другим недостатком известного решения является использование необработанного минерального наполнителя (мел, мраморная крошка), что приводит к гидрофильной флокуляции и выпадению в осадок, а в результате к изменению свойств блокирующей жидкости и ухудшению фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.
Техническим результатом заявленного технического решения является повышение эффективности способа глушения скважин с аномально низким пластовым давлением за счет применения жидкости с высокими кольматирующими свойствами.
n
2n-2
2
n
2n-4
2
n
2n-6
2
Поставленная задача решается тем, что блокирующая жидкость содержит ациклическую кислоту, выраженную формулой CHO, CHO и CHO, где m - 2, или 4, или 6, карбоцепный полимер, каустическую соду, гидрофобный минеральный наполнитель и газовый конденсат, при следующем соотношении компонентов, об.%:
ациклическая кислота
18,0-24,0
карбоцепный полимер
2,0-3,0
каустическая сода
13,1-15,0
гидрофобный минеральный наполнитель
30,0-50,0
газовый конденсат
37,9-8,0
n
2n-2
2
n
2n-4
2
n
2n-6
2
10
16
2
11
18
2
7
12
2
13
20
2
Ациклическая кислота - общие формулы CHO, CHOи CHO, например (гидрин-7-карбоновая кислота [CHO] или декалин-2-карбоновая кислота [CHO], или циклогексилуксусная [CHO], или симм-пергидроиндацен-2-уксусная кислота [CHO]) мазеобразное вещество, от светло-желтого до коричневого цвета. Применяется в качестве эмульгатора.
Карбоцепный полимер - гетероцепный полимер, например полистирол или полиметилметакрилат, в макромолекулах которого главная цепь состоят только из атомов углерода. Его молекулярная масса может достигать несколько миллионов единиц.
10
Он хорошо растворим в ароматических и хлорорганических углеводородах, кетонах. Для улучшения растворимости в неполярных растворителях метальный радикал должен быть заменен на алкильный с большим числом атомов углерода (до C). С увеличением числа атомов углерода в алкильном радикале возрастает неньютоновская вязкость. Также он устойчив к действию разбавленных кислот и щелочей, воды, спиртов, жиров и минеральных масел; физиологически безвреден и стоек к биологическим средам.
Каустическая сода (NaOH) - твердый продукт - чешуированная или плавленая масса белого цвета, сильно гигроскопичен, хорошо растворим в воде, быстро поглощает углекислоту из воздуха и постепенно переходит в углекислый натрий; жидкий продукт - бесцветная или окрашенная жидкость, допускается выкристаллизованный осадок.
В качестве наполнителя используют гидрофобный минеральный наполнитель - мел или измельченную мраморную крошку.
Для получения блокирующей жидкости с помощью цементировочного агрегата в емкость набирается расчетное количество стабильного газового конденсата. В эту же емкость при постоянном перемешивании вливается раствор ациклической кислоты и карбоцепного полимера. После этого вводится раствор каустической соды 25-28% концентрации и гидрофобный минеральный наполнитель.
Для глушения в скважину закачивается блокирующий раствор и затем продавливается в призабойную зону пласта технологической жидкостью глушения.
В таблице 1 приведены примеры трех составов блокирующей жидкости.
Таблица 1.
Наименование
Состав 1,об.%
Состав 2,об.%
Состав 3,об.%
ациклическая кислота (гидрин-7-карбоновая кислота (C<sub>10</sub>H<sub>16</sub>O<sub>2</sub>) или декалин-2-карбоновая кислота (C<sub>11</sub>H<sub>18</sub>O<sub>2</sub>), или циклогексилуксусная (C<sub>7</sub>H<sub>12</sub>O<sub>2</sub>), или симм-пергидроиндацен-2-уксусная кислота (C<sub>13</sub>H<sub>20</sub>O<sub>2</sub>)
18,0
21,0
24,0
карбоцепный полимер, например полистирол или полиметилметакрилат
2,0
2,5
3,0
каустическая сода
13,1
13,55
15,0
гидрофобный минеральный наполнитель (мел или мраморная крошка)
30,0
40,0
50,0
стабильный газовый конденсат
36,9
22,95
8,00
Предлагаемая блокирующая жидкость эффективна при глушении скважин с аномально низкими пластовыми давлениями с решением главной задачи по сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта. Используемые ациклические кислоты и карбоцепный полимер при взаимодействии с каустической содой и углеводородной основой образуют олигомер с цепочкой ациклических мономеров (с n от 30 и выше), пространственная конфигурация которых создает прочную структурную сетку.
Внесение гидрофобного минерального наполнителя усиливает образование коагуляционных структур, что повышает кольматирующие и коркообразующие свойства. Кроме этого, гидрофобные свойства минерального наполнителя обеспечивают его равномерное распределение в жидкости и повышают седиментационную устойчивость в пластовых условиях.
Состав и свойства исследуемой жидкости приведены в табл.2.
Таблица 2
Показатели
Состав 1
Состав 2
Состав 3
Плотность, г/см<sup>3</sup>
0,97
1,03
1,07
Вязкость пластическая при 20°С, мПа·с
20
31
39
Динамическое напряжение сдвига, дПа
210
264
333
Статическое напряжение сдвига, дПа через 1 мин
120
122
123
через 10 мин
132
135
138
Показатель поведения потока, n на участке 3-81 с<sup>-1 </sup>при 20°С
0,25
0,26
0,26
при 60°С
0,57
1,35
1,49
при 80°С
-
-
-
Показатель консистентности, Па·с на участке 3-81 с<sup>-1 </sup>при 20°С
11,65
12,8
13,22
при 60°С
0,42
0,01
0,01
при 80°С
-
-
Ниже приведен пример использования блокирующей жидкости (см. табл.3).
Конструкция скважины
Таблица 3.
Колонна
Диаметр колонны, мм
Интервал спуска колонны, м
Шахтное направление
506
0-2
Направление
426
0-138,54
Кондуктор
324
0-539,72
Эксплуатационная
219
0-1248,52
Пластовое давление 25 атм
Искусственный забой: 1234 м
Диаметр насосно-компрессорных труб: 168 мм
Глубина спуска насосно-компрессорных труб 1158 м
Данные о перфорации приведены в табл.4.
Таблица 4.
Интервалы перфорации, м
Тип перфорации
Плотность перфорации, отв./м
Горизонт, ярус, подъярус
Пласт
верх
низ
1112
1172
ПКС-105С
10/1
K<sub>1</sub>S
ПК
3
10
16
2
Для получения блокирующей жидкости в емкость набрали 10 м газового конденсата и ввели 2,0 м ациклической кислоты - ациклическая кислота (гидрин-7-карбоновая кислота [CHO] или декалин-2-карбоновая кислота
11
18
2
7
12
2
13
20
2
3
3
3
[CHO], или циклогексилуксусная [CHO], или симм-пергидроиндацен-2-уксусная кислота [CHO] и 200 кг карбоцепного полимера, например полистирол или полиметилметакрилат. При постоянном перемешивании ввели 2,5 мводного раствора NaOH 28% концентрации. Тщательно перемешали для получения углеводородного геля, после чего в полученный состав ввели гидрофобный минеральный наполнитель (мел или мраморную крошку) в количестве 3,5 т и продолжили перемешивание смеси до получения однородной массы. Технологические параметры блокирующей жидкости: плотность 1,05 г/см, условная вязкость = 186 сек, показатель фильтрации 2 см/30 мин. В качестве жидкости глушения использовали эмульсионный раствор.
Глушение производилось по следующей технологической схеме.
3
На факельной линии установили штуцер диаметром 12 мм и запустили скважину по затрубному пространству на факел для снижения статического давления и замещения газа на жидкость при глушении скважины. Закачали в насосно-компрессорные трубы 11 мжидкости глушения.
3
3
3
н
зак
Одновременно двумя цементировочными агрегатами закачали блокирующий раствор в объеме 15 м и 1,5 м раствора каустической соды 28%. После появления жидкости глушения на конце факельной линии закрыли затрубное пространство и произвели продавку блокирующего состава в призабойную зону пласта закачкой 20,5 мжидкости глушения. Параметры проведения технологической операции: начальное давление Р=20 атм, давление закачки Р=0 атм, конечное давление = 45 атм, расход жидкости Q=6-7 л/сек.
Закрыли скважину на технологический отстой в течение 12 часов. Через 12 часов уровень жидкости в скважине составил 0 м, произвели циркуляцию жидкости в скважине в течение 2 циклов. Потерь жидкости нет.
После проведения комплекса мероприятий согласно плану работ на ремонт скважины скважина освоена с до ремонтным дебитом.
Обеспечение циркуляции и получение дебита скважины на до ремонтном уровне характеризует эффективность заявленной жидкости.
Проведение ремонтных работ по глушению скважин с аномально низким пластовым давлением с применением предлагаемой жидкости обеспечивает сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и сокращение сроков освоения скважин.