Патент на изобретение №2373252

(54) БЛОКИРУЮЩАЯ ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ

(57) Реферат:

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к глушению скважин с аномально низким пластовым давлением при капитальном ремонте скважин. Технический результат – повышение эффективности способа глушения скважин с аномально низким пластовым давлением. Блокирующая жидкость для глушения скважин с аномально низким пластовым давлением содержит, мас.%: ациклическая кислота, выраженная формулой C_nH_2n-mO₂, где m – 2, или 4, или 6 – 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 – остальное. 4 табл.

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

Недостатком этой блокирующей жидкости является низкая эффективность последующего освоения скважины (RU 2217464, МПК⁷ 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

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, МПК⁷ 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.

Поставленная задача решается тем, что блокирующая жидкость содержит ациклическую кислоту, выраженную формулой C_nH_2n-2O₂, C_nH_2n-4O₂ и C_nH_2n-6O₂, где m – 2, или 4, или 6, карбоцепный полимер, каустическую соду, гидрофобный минеральный наполнитель и газовый конденсат, при следующем соотношении компонентов, об.%:

Ациклическая кислота – общие формулы C_nH_2n-2O₂, C_nH_2n-4O₂ и C_nH_2n-6O₂, например (гидрин-7-карбоновая кислота [C₁₀H₁₆O₂] или декалин-2-карбоновая кислота [C₁₁H₁₈O₂], или циклогексилуксусная [C₇H₁₂O₂], или симм-пергидроиндацен-2-уксусная кислота [C₁₃H₂₀O₂]) 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.

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 C₁₀). 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.

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/см3	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-1 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-1 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.

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.

Для получения блокирующей жидкости в емкость набрали 10 м газового конденсата и ввели 2,0 м³ ациклической кислоты – ациклическая кислота (гидрин-7-карбоновая кислота [C₁₀H₁₆O₂] или декалин-2-карбоновая кислота

[C₁₁H₁₈O₂], или циклогексилуксусная [C₇H₁₂O₂], или симм-пергидроиндацен-2-уксусная кислота [C₁₃H₂₀O₂] и 200 кг карбоцепного полимера, например полистирол или полиметилметакрилат. При постоянном перемешивании ввели 2,5 м³ водного 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/см³, условная вязкость = 186 сек, показатель фильтрации 2 см³/30 мин. В качестве жидкости глушения использовали эмульсионный раствор.

Глушение производилось по следующей технологической схеме.

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 м³ жидкости глушения.

Одновременно двумя цементировочными агрегатами закачали блокирующий раствор в объеме 15 м³ и 1,5 м³ 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 м³ жидкости глушения. Параметры проведения технологической операции: начальное давление Р_н=20 атм, давление закачки Р_зак=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.

Формула изобретения

Блокирующая жидкость для глушения скважин с аномально низким пластовым давлением, содержащая ациклическую кислоту, выраженную формулой C_nH_2n__mO₂, где m – 2 или 4, или 6, карбоцепный полимер, каустическую соду, гидрофобный минеральный наполнитель и газовый конденсат, при следующем соотношении компонентов, об.%: