СОСТАВ ДЛЯ БЛОКИРОВАНИЯ И ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
COMPOSITION FOR BLOCKING AND PLUGGING OIL, GAS AND GAS-CONDENSATE WELLS

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности при проведении капитального ремонта скважин КРС.
Главными требованиями, предъявляемыми к блокирующим и жидкостям глушения при проведении ремонтных работ являются: высокая вязкость; широкие пределы регулирования структурно-механических свойств; низкий показатель фильтрации; недопустимость нарушения фильтрационно-емкостных свойств ФЕС и эксплуатационных характеристик пласта; недефицитность исходных компонентов; простая технология приготовления в промысловых условиях; обеспечение условий безопасности проведения КРС.
Известна жидкость глушения скважин, содержащая воду, наполнитель - лигнин, щелочь, нефтепродукт, этилендиамин [А.С. СССР 1175951, 1985].
Недостатками этой жидкости являются высокая фильтрация, недостаточная вязкость, низкая тиксотропия, вследствие чего после глушения скважины происходит ухудшение ФЕС пласта, что недопустимо при проведении ремонтных работ, особенно в условиях аномально-низких пластовых давлений АНПД.
Известна жидкость для глушения скважин [Патент РФ №2203304, Е21В 43/12], включающая, мас.%: глицерин - 50,0-60,0; сульфацелл - 1,5-2,0; хлорид калия - 2,0; дисолван - 0,5; АСМ - 5,0-15,0; вода - остальное.
Недостатками данной жидкости являются невысокая условная вязкость, низкие псевдопластичные и блокирующие свойства. Кроме того, высокое процентное содержание дорогостоящего глицерина обусловливает высокую стоимость работ при проведении КРС.
Известна жидкость для глушения скважин [Патент РФ №2151162, 7 С09К 7/00], включающая, мас.%: наполнитель - лигнин - 2,0; ингибирующую соль, в качестве которой взят хлористый калий - 5,0; комплексный полимерный реагент КППС - 2,5-3,0;
кремнийорганический реагент ГКЖ-10 - 0,4-0,6; поверхностно-активное вещество ПАВ - 0,5; вода - остальное.
Недостатками этой жидкости глушения являются невысокая вязкость, низкие псевдопластичные и блокирующие свойства, а также высокая фильтрация в пористые среды, не позволяющая сохранить первоначальная проницаемость пласта после блокирования и глушения скважины.
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является состав для блокирования и глушения скважин [Патент РФ №2245996, 7 Е21В 43/12], включающий, мас.%: ингибирующая соль - электролит отработанный - побочный продукт при производстве магния электролизом из карналлита - 10,0-15,0; полимер камцел - 2,5-3,0; окись магния - 1,0-2,0; вода - остальное.
Недостатком этой жидкости для блокирования и глушения скважин является то, что дисперсионная среда - электролит отработанный - ТУ 1714-453-05785388-99 в своем составе содержит до 3,0% нерастворимых примесей, которые могут выпадать в осадок, и, кроме того, при использовании в качестве кольматанта окиси магния MgO после блокирования и глушения скважины необходимо проведение солянокислотной обработки СКО прискважинной зоны пласта ПЗП, к тому же продукт довольно дорог.
Задача предлагаемого изобретения состоит в упрощении и удешевлении процесса блокирования и глушения скважин при сохранении фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов при проведении работ по капитальному ремонту скважин.
Технический результат при создании изобретения заключается в разработке технологической жидкости для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин с различными геолого-техническими условиями, имеющей высокую вязкость, низкий показатель фильтрации, обладающей псевдопластичными свойствами, увеличивающими ее блокирующие свойства, обладающую также технологичностью приготовления и использования и низкой стоимостью, упрощающей процесс блокирования и глушения скважин и сокращающей время на освоение скважин и вывод их на проектный режим работы.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что состав для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, включающий воду и ингибирующую соль, в отличие от прототипа содержит в качестве ингибирующей соли хлорид натрия NaCl и дополнительно в качестве понизителя фильтрации и загустителя - полимер - полианионную целлюлозу ПАЦ-В, а в качестве кольматанта - химически активированный порошок вулканизата ХАПВ при следующем соотношении компонентов, мас.%:
хлорид натрия NaCl
15,0
полианионная целлюлоза ПАЦ-В
3,0
химически активированный
порошок вулканизата ХАПВ
2,0
вода Н<sub>2</sub>O
80,0
Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемая технологическая жидкость для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин отличается от известных тем, что в качестве понизителя фильтрации и загустителя содержит полимер ПАЦ-В, а в качестве кольматанта - химически активированный порошок вульканизата ХАПВ, а в качестве реагента, позволяющего регулировать плотность жидкости, понижать температуру замерзания и ингибировать набухание глин, применяется хлорид натрия. Хлорид натрия (ГОСТ 4233-77).
Полимер ПАЦ-В (полианионная целлюлоза) - ТУ 2231-013-32957739-00, производится ЗАО «Полицел», г.Владимир.
ХАПВ - химически активированный порошок вулканизата, получаемый по технологии «озонного ножа» при переработке автопокрышек в ООО «БИЛС», г.С.-Петербург. Это высококачественный продукт, отличающийся хорошей сыпучестью, отсутствием слеживаемости, низким содержанием примесей.
Фракционные размеры ХАПВ приведены в таблице 1.
Таблица 1
Mech
мм
1020
2,00,840
40
0,420
80
0,180
100
0,150
120
0,125
Взаимное влияние ингредиентов позволяет получить технологическую жидкость для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, обладающую псевдопластичными свойствами, т.е. способностью иметь низкую вязкость при высоких скоростях сдвига, характерных для течения в трубах, и высокую вязкость при низких скоростях сдвига, характерных для течения в продуктивных пластах.
Для оценки реологических свойств использовались показатели n и К, характеризующие поведение потока и консистентность жидкости. Значения технологических параметров блокирующей жидкости, содержащей активированный порошок вулканизата, приведены в таблице 2.
Для экспериментальной проверки готовились составы с различным содержанием ингредиентов. Наилучшие технологические и реологические характеристики были получены при соотношении компонентов блокирующей жидкости, приведенных в таблице 2. Коэффициент восстановления проницаемости, определенный после воздействия на керны этими технологическими жидкостями, во всех случаях составил примерно единицу.
Технология приготовления жидкости для блокирования и глушения скважин может осуществляться двумя способами и заключается в следующем.
1. В воде растворяют хлорид натрия (15 вес.%) и через 10-15 минут вводят расчетное количество полимера ПАЦ-В. После полного растворения полимера и перемешивания добавляют в полученный раствор ХАПВ в расчетном количестве. Полученная смесь перемешивается 10-15 минут.
2. Все ингредиенты (в расчетном количестве) для блокирующей жидкости тщательно перемешивают в сухом виде и одновременно вводят в воду. Полученная смесь перемешивается в течение 10-15 минут.
Лабораторные исследования показали, что присутствие в жидкостях различных количеств химически активированного порошка вулка-низата влияет практически на все параметры, за исключением плотности. Особенно это заметно при втором способе приготовления, где все компоненты вводятся одновременно. Кроме этого при втором способе приготовления происходит более быстрое растворение всех компонентов, получающиеся при этом растворы более стабильны во времени, не расслаиваются даже при использовании крупных фракций ХАПВ.
Для измерения реологических характеристик используется ротационный вискозиметр «OFITE-800».
Увеличение концентрации ингредиентов в растворе нецелесообразно, так как при этом не происходит улучшения параметров раствора (значение показателя п увеличивается, а показателя К - уменьшается, что говорит об ухудшении блокирующих свойств).
Наилучшими параметрами обладают составы №4 и №6, показанные в таблице 2. Данные составы обладают низкой фильтрацией, высокой вязкостью и хорошими псевдопластичными свойствами.
Указанные свойства разработанного состава позволяют использовать его в качестве жидкости блокирования и глушения при проведении капитального ремонта скважин.
Приготовление блокирующего состава и технология работ на скважине заключается в следующем.
В чанок агрегата ЦА-320М заливают расчетное количество воды, подогретой (в зимних условиях) до температуры 30-40°С.
В другой отдельной открытой емкости готовят в расчетном количестве смесь из трех компонентов блокирующего состава NaCl+ПАЦ-В+ХАПВ при тщательном перемешивании. Приготовленную сухую смесь компонентов блокирующего состава вводят в расчетное количество воды и тщательно перемешивают в течение 10-15 минут до образования однородной массы. Замеряют технологические параметры полученного блокирующего состава.
Перед проведением работ производят прямую промывку скважины в полуторакратном объеме НКТ. Затем через НКТ, при открытой затрубной задвижке, блокирующий состав продавливается до башмака НКТ и в затрубное пространство скважины в расчете перекрытия составом всего интервала перфорации и выше. Объем блокирующего состава должен составлять 5,0-10 м в зависимости от геолого-технических условий скважины.