Состав для блокирования призабойной зоны пласта газовых скважин

Состав для блокирования призабойной зоны пласта газовых скважин

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к блокированию призабойной зоны пласта высокой проницаемости (так называемых «суперколлекторов») и трещин, образующихся в процессе гидравлического разрыва пласта (ГРП) и закрепленных проппантом, при проведении капитального ремонта скважин (КРС).

Главными требованиями, предъявляемыми к блокирующим составам и жидкостям глушения при проведении ремонтных работ в суперколлекторах, 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.

Для блокирования зон высокой проницаемости требуется сводообразующий кольматант, размеры которого зависят от размера пор суперколлектора или упаковки проппанта в трещинах, образующихся в процессе гидравлического разрыва пласта, размеры которых могут колебаться в интервале от 20 до 200 мкм. Наиболее подходящие для этой цели - микросферы (стеклянные, алюмосиликатные или керамические). На наружной поверхности микросфер за счет ввода мела образуется фильтационная корка, хорошо выполняющая функцию кольматанта и хорошо разрушающаяся при кислотной обработке после завершения ремонтных работ. Нейтрализация фильтрационной корки происходит в результате реакции, при которой образуются MgCl₂+H₂O.

Известен раствор для блокирования и глушения скважин, включающий воду, электролит отработанный, а в качестве понизителя фильтрации и загустителя - полимер камцел, в качестве кольмантанта - окись магния [RU 2245996 С1, МПК⁷ Е21В 43/12, опубл. 10.02.2005.

Недостатком является недостаточная надежность кольматации призабойной зоны пласта высокой проницаемости, высокая фильтрация в пористые среды, не позволяющая сохранить первоначальную проницаемость пласта после блокирования и глушения скважины.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является раствор на основе гидрогеля магния [Ангелопуло O.К. и др. Буровые растворы для осложненных условий. - М.: Недра, 1988. - С.33-34].

Недостатком является недостаточная надежность кольматации призабойной зоны пласта высокой проницаемости.

Задача изобретения состоит в разработке технологической жидкости для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин с различными геолого-техническими условиями, имеющей высокую вязкость, низкий показатель фильтрации и обладающей псевдопластичными свойствами, которые увеличивают блокирующие свойства, уменьшая количество проникающего в пласт фильтрата, что способствует сохранению фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны пласта (ПЗП), сокращению времени освоения и вывода скважины на доремонтный режим работы.

Технический результат при создании изобретения заключается в повышении эффективности блокирования и глушения скважин, вскрывших пласт высокой проницаемости, или трещин, образующихся в процессе гидравлического разрыва пласта (ГРП) и закрепленных проппантом, при сохранении ФЕС пород-коллекторов и снижении стоимости проведения работ при КРС.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что известный состав для блокирования призабойной зоны пласта газовых скважин в отличие от прототипа включает в качестве реагентов, образующих конденсированную твердую фазу, хлорид магния (MgCl₂) и гидроокись натрия (NaOH), а в качестве понизителя фильтрации - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), и дополнительно в качестве кольматанта микросферы и мел при следующем соотношении компонентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - 1,5÷2,0, хлорид магния (MgCl₂) - 12,0÷18,0; гидрооксид натрия (NaOH) - 10,0÷16,0; вода - остальное, и сверх 100% микросферы - 25,0÷40,0 и мел - 3,0÷5,0.

Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый состав для блокирования призабойной зоны пласта высокой проницаемости или трещин, образующихся в процессе гидравлического разрыва пласта и закрепленных проппантом, и глушения скважин отличается от известной тем, что в качестве реагентов, образующих конденсированную твердую фазу, содержит хлорид магния (MgCl₂) и гидроокись натрия (NaOH), в качестве понизителя фильтрации - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), в качестве кольматанта - микросферы и мел. В результате его применения призабойная зона пласта хорошо кольматируется, а после завершения ремонта скважин хорошо разрушается при кислотной обработке.

Таким образом, заявляемый состав придает жидкости для блокирования призабойной зоны пласта газовых скважин новые качества, что позволяет сделать вывод об изобретательском уровне.

Для экспериментальной проверки были приготовлены составы с различным содержанием компонентов, данные приведены в таблице. При этом коэффициент восстановления проницаемости всех растворов составил 100%.

Технология приготовления состава для блокирования призабойной зоны пласта газовых скважин заключается в следующем.

Сначала в 1 м³ воды растворяют 2,5 кг КМЦ и получают 2,5%-ый раствор КМЦ. Полученный раствор делят на две части. В первой, 1/3 части раствора (0,33 м³), растворяют 100 кг NaOH и получают 30%-ый раствор NaOH. В остальной, 2/3 части раствора (0,66 м³), растворяют 130 кг MgCl₂ и получают 20%-ый раствор MgCl₂.

Медленно вводят в раствор MgCl₂ раствор NaOH при постоянном перемешивании и получают раствор гидрогеля магния. Через смеситель при циркуляции смешивают его с микросферами: либо со стеклянными, либо их разновидностями (керамическими, алюмосиликатными) из расчета: если получили 1 м³ гидрогеля магния, то добавляют 0,4 м³ стеклянных микросфер, то есть микросферы составляют 40% от объема раствора гидрогеля магния. В готовый раствор добавляют 0,3 кг мела.

Для измерения реологических характеристик используется ротационный вискозиметр «OFITE-800».

Уменьшение концентрации компонентов в составе нецелесообразно, так как при этом он становится нестабильным, происходит всплытие микросфер, что не позволяет осуществлять закачивание состава для блокирования в скважину.

Увеличение концентрации компонентов в составе также нецелесообразно, так как при этом он становится не прокачиваемым поршневыми насосами.

Наилучшими параметрами обладают заявляемые составы №3, №4 и №5, показанные в таблице. Данные составы обладают оптимальной плотностью, достаточной для блокирования призабойной зоны пласта и глушения скважины, низкой фильтрацией, достаточно высокой текучестью и фильтрацией, хорошей стабильностью нахождения микросфер в растворе.

Указанные свойства разработанного состава позволяют использовать его в качестве жидкости блокирования призабойной зоны пласта и глушения газовых скважин при проведении их капитального ремонта.

Приготовление состава для блокирования 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, добавляют расчетное количество КМЦ и тщательно перемешивают до полного растворения полимера.

Затем в 1/3 части раствора растворяют расчетное количество NaOH и получают 30%-ый раствор NaOH. В 2/3 части раствора растворяют расчетное количество MgCl₂ и получают 20%-ый раствор MgCl₂.

Медленно вводят в раствор MgCl₂ раствор NaOH при постоянном перемешивании и получают раствор гидрогеля магния. Через смеситель при циркуляции смешивают его либо со стеклянными микросферами, либо их разновидностями (керамическими, алюмосиликатными) и получают раствор, содержащий требуемое количество микросфер (в зависимости от геолого-технических условий) от объема раствора гидрогеля магния. В готовый раствор добавляют расчетное количество мела. Полученную смесь перемешивают в течение 30 минут. Замеряют технологические параметры полученного раствора.

Перед проведением работ производят прямую промывку скважины в полуторакратном объеме НКТ. Затем через НКТ, при открытой затрубной задвижке, состав для блокирования продавливается до башмака НКТ и в затрубное пространство скважины в расчете перекрытия составом всего интервала перфорации и выше. Объем состава должен составлять 5,0-10,0 м³ в зависимости от геолого-технических условий скважины.

ТаблицаКомпонентный состав и технологические параметры состава для блокирования призабойной зоны пласта газовых скважин
Компоненты состава, мас.%	Плотность ρ, кг/м3	Текучесть, с	Фильтрация, см3	Стабильность состава, мин
КМЦ	MgCl2	NaOH	вода	свыше 100%
микросферы	мел
Состав №1 (прототип)
2,0	15,0	13,0	70	-	-	1300	60	6	10
Состав №2 (заявляемый)
1,3	20,0	18,0	60,7	50,0	2,0	1200	60	6	10
Состав №3 (заявляемый)
1,5	18,0	16,0	64,5	40,0	3,0	1060	100	3	10
Состав №4 (заявляемый)
1,6	15,0	12,0	71,4	35,0	4,0	1010	150	6	30
Состав №5 (заявляемый)
2,0	12,0	10,0	76,0	25,0	5,0	990	150	7	40
Состав №6 (заявляемый)
2,5	10,0	8,0	79,5	20,0	7,0	900	80	12	10

Раствор для блокирования призабойной зоны пласта газовых скважин, включающий в качестве реагентов, образующих конденсированную твердую фазу, хлорид магния и гидроокись натрия, в качестве понизителя фильтрации - карбоксиметилцеллюлозу, а в качестве кольматанта - микросферы и мел, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза	1,5-2,0
Хлорид магния	12,0-18,0
Гидрооксид натрия	10,0-16,0
Вода	Остальное

и дополнительно сверх 100%:

Микросферы	25,0-40,0
Мел	3,0-5,0