Рідина для глушіння і капітального ремонту нафтових і газових свердловин

Рідина для глушіння і капітального ремонту нафтових і газових свердловин на основі водного розчину неорганічних солей одно- і/або дво 33475 них розсолами, що містять органічну тверду фазу. Гідрофільну тверду органічну фазу виготовляють з сировини рослинного походження. Необхідний ступінь дисперсності отримують шляхом добору відходів виробництва, подрібнених в результаті технологічних процесів (гідролізний лігнін; тирса, що утворилася при шліфовці деревино - стружкових плит; волокна целюлози відходи виробництва паперу і т. і. ), або шляхом фізико - хімічного диспергування. В останньому випадку органічна речовина, наприклад гумати або лігносульфонати, розчиняють у воді, в якій підвищують рівень рН додаванням вапна, кальцинованої або каустичної соди; далі виготовлений розчин вводять у водний розчин, у якому відбувається кристалізація в вигляді солі тонкодисперсних твердих часток органіки. Як водні розчини солі використовують розсоли природного походження - пластові води, бішофіт або готують шляхом розчинення солей (хлоридів, бромідів, сульфатів одноі полівалентних металів ) в технічній воді до досягнення густини не менше 1100 кг/м 3. Ця величина густини обрана тому, що починаючи з такої концентрації солей, досягається високий ступінь інгібування глинистих компонентів продуктивних пластів і виявляється "плавучість" твердих часток органіки. Склад та технологічні параметри для глушіння і капітального ремонту свердловин наведені в таблиці 2. З таблиці видно, що починаючи з концентрації твердих органічних часток 2,5 мас.%, рідина має структурні і реологічні властивості, а водне середовище мінімально заповнене твердою фазою, з якої утворюється фільтраційна кірка. При меншій концентрації (див. п. 14) рідина не має структурно реологічних властивостей, а твердих часток недостатньо для утворення фільтраційної кірки на стінці свердловини. З іншого боку, концентрація 30,0 мас. % твердих органічних часток забезпечує високі структурно - реологічні властивості та високий ступінь заповненості водного середовища частками (див. п. 5 ). Збільшення концентрації з економічної точки зору не має сенсу і може бути шкідливе з технологічної точки зору, оскільки зайва тверда фаза забиває кільцевий простір між трубами в свердловині (див. п 15). Приклад виконання 1. На свердловині 63 Яблунівського НГКР глибиною 5071 м з інтервалом перфорації 4740 5015 м і пластовим тиском 17,5 МПа необхідно замінити НКТ. При проведенні подібних робіт на свердловині 65 Яблунівського НГКР використовували розчин хлористого кальцію з густиною 1080 кг/м 3, який закачали в свердловину в об'ємі 400 м 3 при об'ємі свердловини 80 м 3. На свердловині 63 за допомогою цементувального агрегату виготовили суміш трьох рідких компонентів: 16 м 3 КССБ, 8 м 3 бішофіту з густиною 1260 кг/м 3 розчину хлористого кальцію з густиною 1350 кг/м 3. Приготовлену рідину з густиною 1150 кг/м 3 закачали на вибій свердловини і до устя заповнили технічною водою. Свердловину закрили і залишили на відстій. За добу після випускання газової "шапки" свердловина виявилася заглушеною. Під час проведення капітального ремонту не було необхідності закачувати додаткову кількість рідини. В такий же засіб була заглушена свердловина 101 Машівського ГКР. Приклад виконання 2. На свердловині 102 Яблунівського НГКР з інтервалом перфорації 4670 - 4813 м і пластовим тиском 35,2 МПа необхідно було замінити НКТ. Свердловина була заповнена розчином хлористого кальцію з густиною 1080 кг/м 3, але на усті постійно наростали газова "шапка" і тиск. За допомогою цементувального агрегату було змішано 1 т "скопу” і 6 м 3 бішофіту. Пригототовлена рідина була закачана в зону перфорації, свердловина була залишена на відстій. За добу після випускання газової "шапки" свердловина виявилася заглушеною. В такий же спосіб була заглушена свердловина 104 Машівського ГКР Впровадження цього винаходу дає можливість значно знизити вартість робіт при проведенні капітального ремонту свердловин і зменшити витрати часу, який необхідний для відновлення промислового дебіту після закінчення капітального ремонту. Таблиця 1. Результати вимірів проникності кернів при впливі рідин b 1 і - коефіцієнт відновлення проникності керну після прокачування 50 мл гасу b 2 - коефіцієнт відновлення проникності керну після стабілізації швидкості прокачування гасу b 3 - коефіцієнт відновлення проникності керну після спилювання торця керну на 1 мм 2 33475 Таблиця 2. Склад і параметри рідин для глушіння і капітального ремонту свердловин 1260 кг/м 3 і 26 м 3 розчину хлористого кальцію з густиною 1350 кг/м 3. ____________________________________________ ДП “Український інститут промислової власності” (Укрпатент) Бульв. Лесі Українки, 26, Київ, 01133, Україна (044) 254-42-30, 295-61-97 __________________________________________________________ Підписано до друку ________ 2001 р. Формат 60х84 1/8. Обсяг ______ обл.-вид.арк. Тираж 50 прим. Зам._______ ____________________________________________________________ УкрІНТЕІ Вул. Горького, 180, Київ, 03680 МСП, Україна (044) 268-25-22 ___________________________________________________________ 3