состав для временной изоляции продуктивного пласта

Формула изобретения

Состав для временной изоляции продуктивного пласта, включающий силикатсодержащее вещество, высокомолекулярное водорастворимое соединение, наполнитель и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ), а в качестве силикатсодержащего вещества - высокомодульные силикатные системы типа "Силином ВН" или "Силином ВН-М", в качестве наполнителя - альфа-целлюлозу с примесью стеариновой кислоты, в качестве воды - пластовую воду, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Высокомодульное силикатсодержащее вещество - 10,0 - 20,0

Высокомолекулярное водорастворимое соединение - 1,0 - 2,5

Неионогенное ПАВ - 0,1 - 5,0

Наполнитель - 1,0 - 5,0

Пластовая вода - Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегаздобывающей промышленности и может быть использовано для временной изоляции продуктивного пласта при ремонтно-восстановительных работах в скважинах.

Анализ существующего уровня техники показал следующее.

Известен состав для временной изоляции пласта, содержащий мелкодисперсную твердую фазу и флокулянт в соотношении 2-30:1. В качестве мелкодисперсной фазы используют свежеприготовленный гель гидроокиси алюминия или магния, или железа по следующим схемам:









В качестве флокулянта используют полиэтиленоксид или полиакриламид (см. а. с. СССР N 1279294 от 13.02.85 г. по кл. E 21 B 33/138, опубл. в ОБ 28, 95 г.)

К недостаткам указанного состава следует отнести ограниченные возможности его удаления из пласта после проведения необходимых ремонтных работ. Это связано с тем, что образующаяся дисперсная фаза требует для деблокирования дополнительных обработок, в частности кислотных, которые не всегда позволяют достичь желаемого результата. В гелях гидроокисей, например Al(OH)₃, молекулы соединены друг с другом водородными связями, в силу чего такие гели характеризуются неустойчивостью. С течением времени, а также с повышением температуры даже на незначительную величину, что всегда имеет место в скважинах в реальных условиях, происходит так называемое старение геля, которое выражается прежде всего заметным уменьшением растворимости в кислотах. Это объясняется кристаллизацией в виде гидраргиллита. Аналогичные явления происходят и в других гелях.

Невозможность наиболее полного удаления состава из пласта после окончания ремонтных работ снижает проницаемость последнего, что отрицательно влияет на продуктивность скважин.

В качестве прототипа взят гелеобразующий состав для блокирования пластов следующего состава, мас.%:

Жидкое натриевое стекло - 1,0 - 7,0

Высокомолекулярное водорастворимое производное целлюлозы - 1,0 - 15,0

Сульфокислота - 0,1 - 2,0

Бихромат или хромат - 0,2 - 0,4

Инертный наполнитель - 1,0 - 0,5

Вода - Остальное

(см. a. c. N 1680950 от 06.07.94 г. по кл. E 21 В 33/138, опубл. в ОБ N 22, 94 г.)

Недостатком указанного состава является низкая эффективность процесса изоляции, которая обусловлена недостаточно прочной структурой образующегося геля. Сетчатая структура геля образуется за счет образования поперечных связей ("сшивки") функциональных групп в системе - высокомолекулярное водорастворимое производное целлюлозы и соли хрома. Инертный наполнитель удерживается в системе во взвешенном состоянии и не может обеспечить высокой прочности при блокировании, так как образует с породой пласта очень слабые межмолекулярные (Ван-дер-ваальсовы) силы, которые возникают только при очень тесном соприкосновении с пластом и по своей природе значительно слабее сил химического взаимодействия. Из-за низкой прочности блокирующего экрана при высоких давлениях состав проникает в пласт на значительную глубину. Состав обладает особенностью с течением времени набирать прочность, так как процесс гелеобразования происходит очень медленно, в связи с чем последующее удаление его из пласта становится затруднительным. Керны, насыщенные гелеобразующим составом, удается лишь частично очистить обратной продувкой воздуха при давлениях 15,0 - 20,0 МПа. В реальных условиях скважину не удается освоить без дополнительных операций энергией газа из пласта. Применение химических способов деблокирования не всегда позволяет восстановить первоначальную проницаемость пласта и приводит к увеличению стоимости ремонтных работ.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышается эффективность изоляции. Блокирующий экран выдерживает более 20,0 МПа. Глубина проникновения блокирующей жидкости в керн в зависимости от проницаемости составляет от 0,1 до 1,3 см. Удаление состава проводят обратной прокачкой инертного газа при давлении 0,1-2,0 МПа, что в реальных условиях позволит деблокировать состав из пласта без дополнительных химических обработок энергией газа из пласта, хотя состав выбран из числа растворимых в щелочах соединений. Коэффициент восстановления проницаемости составляет 95 - 100%. Состав может быть использован в скважинах с АНПД и АВПД.

Технический результат достигается с помощью известного состава, включающего силикатсодержащее вещество, высокомолекулярное водорастворимое соединение, наполнитель и воду, который дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ), а в качестве силикатсодержащего вещества - высокомодульные силикатные системы типа "Силином ВН" или "Силином ВН-М", а в качестве наполнителя - альфа-целлюлозу с примесью стеариновой кислоты, в качестве воды - пластовую воду, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Высокомодульное силикатсодержащее вещество - 10,0 - 20,0

Высокомолекулярное водорастворимое соединение - 1,0 - 2,5

Неионогенное ПАВ - 0,1 - 0,5

Наполнитель - 1,0 - 5,0

Пластовая вода - Остальное

В качестве силикатсодержащего вещества используют высокомодульные силикатные соединения типа "Силином ВН" или "Силином ВН-М" по ТУ 2145-014-13002578-94. Они относятся к силикатным системам с силикатным модулем (мольное отношение двуокиси кремния к оксиду щелочного металла) выше 4, и которые нельзя получить растворением в воде безводного силикатного стекла или растворением кремнезема в щелочах.

"Силином ВН" представляет собой кремнезоль, т.е. дисперсную систему, содержащую отрицательно заряженные частицы коллоидного кремнезема с размерами частиц от 5 до 50 нм. Основным способом производства золей является полимеризация мономерного кремнезема, который получают, пропуская раствор силиката через слой катионита в H⁺ форме.

SiOH+^-OSi_OH+Si-O-SiSiOH+OH^-_H₂O+SiO^-

"Силином ВН" имеет следующие физико-химические показатели:

Содержание диоксида кремния SiO₂, г/л - 310 - 370

Содержание оксида натрия Na₂O, г/л - 4,0 - 10,0

Силикатный модуль pH при 20^oC, (ед. pH) - 9,5 - 11,5

Плотность, кг/м³ - 1180 - 1205

Кинематическая вязкость, сСт - 10,0

"Силином ВН-М" - полисиликат. Раствор полисиликата представляет собой равновесную смесь силикат-ионов и отрицательно заряженных частиц коллоидного кремнезема чрезвычайно малых размеров. Полисиликаты получают путем пептизации частиц золя в разбавленном растворе силиката натрия при нагреве. "Силином ВН-М" имеет следующие физико-химические показатели:

Содержание диоксида кремния SiO₂, г/л - 200 - 280

Содержание оксида натрия Na₂O, г/л - 50,0 - 66,0

Силикатный модуль - 4,2 - 6,2 pH

при 20^oC, (ед. pH) - 10,5 - 11,5

Плотность, кг/м³ - 1190 - 1250

Кинематическая вязкость, сСт - 15,0

Морозостойкость, цикл - 3,0

В качестве высокомолекулярного водорастворимого соединения могут быть использованы:

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) по ТУ 6-55-39-90, 6-55-40-90, а также импортные Tilosa (Германия) и Gabrosa (Голландия)

Поливиниловый спирт (ПВС) марка Т по ТУ 6-05-05-85

Полиакриламид (ПАА) марки Kem-Pa S и Poli-Kem-D (США, фирма Kem Tron, Ink). Отечественные ПАА выпускаются в виде 6-8% геля (ТУ 6-01-1049-76) и сухого порошка (ТУ 6-16-157-78).

В качестве неионогенного ПАВ используют неонол по ТУ 38.507-63-300-93, Синтанол ДС-10 по ТУ 6-14-577-77 и ОП-10 по ГОСТу 8433-81.

Действие указанных ПАВ в составе практически равноценное.

В качестве наполнителя используют волокнистый наполнитель по ТУ 75.057 06-55-90, который имеет следующий состав:

Альфа-целлюлоза,%, не менее - 77

Стеариновая кислота,% - 3,0 - 6,0

Примеси железа,%, не более - 0,45

Влажность, %, не более - 5,0

Волокнистый наполнитель получают из природной хлопковой целлюлозы путем обработки стеариновой кислотой, и применяется как промежуточный продукт в производстве нитроцеллюлозы.

Использовалась пластовая вода Уренгойского месторождения с общей минерализацией 18,6 г/л, имеющая следующий химический состав, мг/л:

Cl^- - 11084,58

SO₄^2- - 12,0

HCO^- - 244,13

CO₃^2- - Следы

Ca²⁺ - 200,40

Mg²⁺ - 79,04

K⁺ и Na⁺ - 6924,43

Br^- - 42,66

I^- - 15,80

Высокий блокирующий эффект и сохранение естественной проницаемости пласта в процессе деблокирования объясняется качественным и количественным соотношением компонентов. Благодаря высокой реакционной способности кремнезолей и полисиликатов, обусловленной способом их получения, целлюлозный материал не является инертным наполнителем, как это имеет место в случае использования силикатных систем типа жидкого стекла.

Типы соединений между коллоидными силикатами и органическими веществами можно классифицировать следующим образом:

- неионные органические соединения могут адсорбироваться и удерживаться силами Ван-дер-Ваальса или водородными связями на поверхности силиката;

- органические катионы могут удерживаться на анионных участках поверхности силиката.

Целлюлоза - это природный полимер, по химической природе представляет собой полиатомный спирт.

Благодаря наличию в элементарном звене макромолекулы гидроксильных групп целлюлоза вступает в реакцию с основаниями, т.е. кремнезолями и полисиликатами, стабилизированными щелочами.

Наряду с химической реакцией протекают и физико-химические процессы - набухание целлюлозы и растворение ее низкомолекулярных фракций, структурные превращения.

Реакционная способность первичных и вторичных гидроксильных групп в целлюлозе в щелочной среде различна. Наиболее ярко выражены кислотные свойства у гидроксильных групп, расположенных у второго углеродного атома элементарного звена целлюлозы, входящих в состав гликолевой группировки и находящиеся в альфа-положении к ацетальной связи. Взаимодействие заявляемого наполнителя, который на 75% состоит из альфа-целлюлозы с кремнезолями и полисиликатами, по-видимому, происходит как раз за счет этих гидроксильных групп, в то время как при взаимодействии с остальными ОН-группами образуется молекулярное соединение.

Стеариновая кислота, входящая в состав наполнителя, в щелочной среде образует соли высших жирных карбоновых кислот, которые являются поверхностно-активными веществами и называются мылами. Действие поверхностно-активных веществ является сложным физико-химическим процессом. Роль этих соединений в блокирующем составе заключается в эмульгировании и суспендировании твердых частичек в процессе деблокирования, что значительно повышает восстановление естественной проницаемости пласта.

Роль высокомолекулярных водорастворимых полимеров заключается в формировании гидрофобного ориентированного монослойного покрытия поверхности кремнезема, а также флокулировании (поддержании во взвешенном состоянии) частиц наполнителя. Кроме того, в процессе набухания полимеры удерживают значительную часть свободной воды и в процессе блокирования не происходит фильтрации в пласт жидкой фазы раствора.

Неионогенное поверхностно-активное вещество (Неонол АФ_9-12, Синтанол ДС-10, ОП-10) повышает гидрофобность блокирующего состава в целом, что очень важно, так как продавку блокирующей жидкости по существующим технологиям, как правило, осуществляют водой или водными растворами. Кроме того, наличие в составе поверхностно-активных веществ улучшает процесс деблокирования. Действие указанных ПАВ в составе равнозначно.

Небольшое количество кремнезоля, непрореагировавшее с целлюлозой, может образовывать с солями пластовой воды молекулярные соединения типа солей или гидроокисей.

Таким образом, блокирующий состав практически не содержит активных функциональных групп и является нейтральным к пластовым флюидам в скважине. Это обеспечивает составу высокую стабильность и сохранение реологических свойств в течение длительного времени, необходимого для проведения ремонтных работ.

После окончания ремонтных работ проводят освоение скважины, вызывая приток газа из пласта путем снижения давления столба жидкости в скважине по принятой на предприятии технологии освоения скважины.

Новая совокупность заявленных существенных признаков, а именно совместное применение кремнезолей и полисиликатов с наполнителем, включающем альфа-целлюлозу с примесью стеариновой кислоты, позволяет получить новый технический результат - высокую прочность блокирующего экрана и сохранение естественной проницаемости пласта (см. приложение 1, табл.1).

По имеющимся источникам известности составы для временной изоляции пласта, включающие водорастворимый полимер, неионогенное ПАВ, высокомодульные силикатные системы (Силином-ВН, Силином ВН-М), наполнитель (альфа-целлюлоза с примесью стеариновой кислоты) и пластовую воду и обладающие заявленным техническим результатом не выявлены.

Известно использование КМЦ в составах для временной изоляции пласта (см. а. с. N 981583 от 02.10.80 г. по кл. E 21 В 33/138, опубл. в ОБ N 46, 82 г., ПАА (см. а.с. N 1571219 от 16.02.88 г. по кл. E 21 В 33/138, опубл. в ОБ N 22, 90 г. ), а также ПВС (см. а.с. N 881296 от 26.03.79г. по кл. E 21 В 33/138, опубл. в ОБ N 42, 81 г., а.с. N 977706 от 10.03.81 г. по кл. E 21 B 33/138, опубл. в ОБ N 44, 82 г.)

Предлагаемое изобретение по мнению авторов может соответствовать критерию изобретательский уровень.

Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами.

Пример 1.

В пластовую воду (828,0 мл, = 1,014 г/см³, что составляет 84,0 и мас. %) последовательно при перемешивании вводят следующие компоненты, мас.%/г:

КМЦ - 2,5/25

Неонол АФ_9-12 - 0,5/5,0 (4,79 мл, = 1,043 г/см³)

Силином ВН - 10/100 (83,3 мл, = 1,200 г/см³)

Наполнитель - 3,0/30

Состав перемешивают до получения однородной консистенции.

При блокировании состав обеспечивает следующие показатели:

- условное давление блокирования 14,3 МПа;

- прочность блокирующего экрана 71,5 МПа/см;

- коэффициент восстановления проницаемости 97,15%.

Пример 2.

В пластовую воду (728,8 мл, = 1,014 г/см³, что составляет 73,9 мас.%) последовательно при перемешивании вводят следующие компоненты, мас.%/г:

КМЦ - 1,0/10

Неонол АФ_9-12 - 0,1/1,0 (0,96 мл, = 1,043 г/см³)

Силином ВН - 20,0/200,0 (166,7 мл, = 1,200 г/см³)

Наполнитель - 5,0/50,0

Состав перемешивают до получения однородной консистенции.

При блокировании состав обеспечивает следующие показатели:

- условное давление блокирования 16,02 МПа;

- прочность блокирующего экрана 80,1 МПа/см;

- коэффициент восстановления проницаемости 100,0%.

Пример 3.

В пластовую воду (805,7 мл, = 1,014 г/см³, что составляет 81,7 мас.%) последовательно при перемешивании вводят следующие компоненты, мас.%/г:

КМЦ - 2,0/20,0

Неонол АФ_9-12 - 0,3/3,0 (2,9 мл, = 1,043 г/см³)

Силином ВН - 15,0/150,0 (125,0 мл, = 1,200 г/см³)

Наполнитель - 1,0/10,0

Состав перемешивают до получения однородной консистенции.

При блокировании состав обеспечивает следующие показатели:

- условное давление блокирования 16,0 МПа;

- прочность блокирующего экрана 80,0 МПа/см;

- коэффициент восстановления проницаемости 99,61%.

Пример 4.

В пластовую воду (828,4 мл, = 1,014 г/см³, что составляет 84,0 мас.%) последовательно при перемешивании вводят следующие компоненты, мас.%/г:

КМЦ - 2,5/25,0

Неонол АФ_9-12 - 0,5/5,0 (4,79 мл, = 1,043 г/см³)

Силином ВН-М - 10,0/100,0 (81,97 мл, = 1,220 г/см³)

Наполнитель - 3,0/30,0

Состав перемешивают до получения однородной консистенции.

При блокировании состав обеспечивает следующие показатели:

- условное давление блокирования 14,8 МПа;

- прочность блокирующего экрана 74,0 МПа/см;

- коэффициент восстановления проницаемости 96,85%.

Пример 5.

В пластовую воду (728,8 мл, = 1,014 г/см³, что составляет 73,9 мас.%) последовательно при перемешивании вводят следующие компоненты, мас.%/г:

КМЦ - 1,0/10,0

Неонол АФ_9-12 - 0,1/1,0 (0,96 мл, = 1,043 г/см³)

Силином ВН-М - 20,0/200,0 (163,9 мл, = 1,220 г/см³)

Наполнитель - 5,0/50,0

Состав перемешивают до получения однородной консистенции.

При блокировании состав обеспечивает следующие показатели:

- условное давление блокирования 16,1 МПа;

- прочность блокирующего экрана 80,5 МПа/см;

- коэффициент восстановления проницаемости 100,0%.

Пример 6.

В пластовую воду (805,7 мл, = 1,014 г/см³, что составляет 81,7 мас.%) последовательно при перемешивании вводят следующие компоненты, мас.%/г:

КМЦ - 2,0/20,0

Неонол АФ_9-12 - 0,3/3,0 (2,9 мл, = 1,043 г/см³)

Силином ВН-М - 15,0/150,0 (122,9 мл, = 1,220 г/см³)

Наполнитель - 1,0/10,0

Состав перемешивают до получения однородной консистенции.

При блокировании состав обеспечивает следующие показатели:

- условное давление блокирования 15,3 МПа;

- прочность блокирующего экрана 76,5 МПа/см;

- коэффициент восстановления проницаемости 98,75%.

Пример 7.

В пластовую воду (736,6 мл, = 1,014 г/см³, что составляет 74,7 мас.%) последовательно при перемешивании вводят следующие компоненты, мас.%/г:

КМЦ - 2,0/20,0

ОП-10 - 0,3/3,0 (2,9 мл, = 1,043 г/см³)

Силином ВН-М - 20,0/200 (163,9 мл = 1,220 г/см³)

Наполнитель - 3,0/30,0

Состав перемешивают до получения однородной консистенции.

При блокировании состав обеспечивает следующие показатели:

- условное давление блокирования 15,1 МПа;

- прочность блокирующего экрана 76,4 МПа/см;

- коэффициент восстановления проницаемости 98,15%.

Пример 8.

В пластовую воду (736,6 мл, = 1,014 г/см³, что составляет 74,7 мас.%) последовательно при перемешивании вводят следующие компоненты, мас.%/г:

КМЦ - 2,0/20,0

Синтанол-ДС-10 - 0,3/3,0 (2,9 мл, = 1,043 г/см³)

Силином ВН-М - 20,0/200 (163,9 мл, = 1,220 г/см³)

Наполнитель - 3,0/30,0

Состав перемешивают до получения однородной консистенции.

При блокировании состав обеспечивает следующие показатели:

- условное давление блокирования 15,0 МПа;

- прочность блокирующего экрана 76,0 МПа/см;

- коэффициент восстановления проницаемости 97,8%.

Пример 9.

В пластовую воду (736,6 = 1,014 г/см³, что составляет 74,7 мас.%) последовательно при перемешивании вводят следующие компоненты, мас.%/г:

ПАА (Poli-Kem-D) - 2,0/20,0

Неонол АФ_9-12 - 0,3/3,0 (2,9 мл, = 1,043 г/см³)

Силином ВН-М - 20,0/200 (163,9 мл, = 1,220 г/см³)

Наполнитель - 3,0/30,0

Состав перемешивают до получения однородной консистенции. При блокировании состав обеспечивает следующие показатели:

- условное давление блокирования 14,8 МПа;

- прочность блокирующего экрана 73,0 МПа/см;

- коэффициент восстановления проницаемости 95,4%.

Пример 10.

В пластовую воду (736,6 мл, = 1,014 г/см³, что составляет 74,7 мас.%) последовательно при перемешивании вводят следующие компоненты, мас.%/г:

ПАА (Kem-PaS) - 2,0/20,0

Неонол АФ_9-12 - 0,3/3,0 (2,9 мл, = 1,043 г/см³)

Силином ВН-М - 20,0/200 (163,9 мл, = 1,220 г/см³)

Наполнитель - 3,0/30,0

Состав перемешивают до получения однородной консистенции. При блокировании состав обеспечивает следующие показатели:

- условное давление блокирования 14,3 МПа;

- прочность блокирующего экрана 72,0 МПа/см;

- коэффициент восстановления проницаемости 95,3%.

Пример 11.

В пластовую воду (736,6 мл, = 1,014 г/см³, что составляет 74,7 мас.%) последовательно при перемешивании вводят следующие компоненты, мас.%/г:

ПВС - 2,0/20,0

Неонол АФ_9-12 - 0,3/3,0 (2,9 мл, = 1,043 г/см³)

Силином ВН-М - 20,0/200 (163,9 мл, = 1,220 г/см³)

Наполнитель - 3,0/30,0

Состав перемешивают до получения однородной консистенции.

При блокировании состав обеспечивает следующие показатели:

- условное давление блокирования 14,1 МПа;

- прочность блокирующего экрана 71,5 МПа/см;

- коэффициент восстановления проницаемости 95,1%.

Пример 12.

В пластовую воду (739,5 мл, = 1,014 г/см³, что составляет 74,7 мас.%) последовательно при перемешивании вводят следующие компоненты, мас.%/г:

КМЦ - 2,0/20,0

Неонол АФ_9-12 - 0,01/0,1 (0,096 мл, = 1,043 г/см³)

Силином ВН-М 20,0/200 (163,9 мл, = 1,220 г/см³)

Наполнитель - 3,0/30,0

Состав перемешивают до получения однородной консистенции.

При блокировании состав обеспечивает следующие показатели:

- условное давление блокирования 14,8 МПа;

- прочность блокирующего экрана 74,0 МПа/см;

- коэффициент восстановления проницаемости 81,0%.

Пример 13.

В пластовую воду (729,8 мл, = 1,014 г/см³, что составляет 74,0 мас.%) последовательно при перемешивании вводят следующие компоненты, мас.%/г:

КМЦ - 2,0/20,0

Неонол АФ_9-12 - 1,0/10,0 (9,6 мл, = 1,043 г/см³)

Силином ВН-М - 20,0/200 (163,9 мл = 1,220 г/см³)

Наполнитель - 3,0/30,0

Состав перемешивают до получения однородной консистенции. При блокировании состав обеспечивает следующие показатели:

- условное давление блокирования 16,0 МПа;

- прочность блокирующего экрана 80,0 МПа/см;

- коэффициент восстановления проницаемости 99,0%.

Пример 14.

В пластовую воду (924,0 мл, = 1,014 г/см³, что составляет 93,7 мас.%) последовательно при перемешивании вводят следующие компоненты, мас.%/г:

КМЦ - 0,5/5,0

Неонол АФ_9-12 - 0,3/3,0 (2,9 мл, = 1,043 г/см³)

Силином ВН-М - 5,0/50,0 (40,98 мл, = 1,220 г/см³)

Наполнитель - 0,5/5,0

Состав перемешивают до получения однородной консистенции.

При блокировании состав обеспечивает следующие показатели:

- условное давление блокирования 13,0 МПа;

- прочность блокирующего экрана 60,2 МПа/см;

- коэффициент восстановления проницаемости 95,0%.

Пример 15.

В пластовую воду (588,8 мл, = 1,014 г/см³, что составляет 59,7 мас.%) последовательно при перемешивании вводят следующие компоненты, мас.%/г:

КМЦ - 3,0/30,0

Неонол АФ_9-12 - 0,3/3,0 (2,9 мл, = 1,043 г/см³)

Силином ВН-М - 30,0/300,0 (245,9 мл, = 1,220 г/см³)

Наполнитель - 7,0/70,0

Состав перемешивают до получения однородной консистенции.

При блокировании состав обеспечивает следующие показатели:

- условное давление блокирования 16,1 МПа;

- прочность блокирующего экрана 80,2 МПа/см;

- коэффициент восстановления проницаемости 96,0%.

Процесс создания блокирующего экрана осуществляется в реальных условиях путем контроля за расходом задавочной жидкости и показаний давления закачки, поэтому критериями эффективности исследуемых рецептур для блокирования продуктивного газоносного пласта являются: давление продавки блокирующей жидкости в продуктивный пласт, условное давление блокирования, прочность блокирующего экрана, коэффициент восстановления проницаемости,

Давление продавки блокирующей жидкости в продуктивный пласт, вскрытый скважиной глубиной 1080 м в интервале 1030 - 1006 м, выбирается в соответствии с предложенной СевКавНИПИгазом технологией проведения ремонтно-изоляционных работ в газовых скважинах с АНПД с расчетом, чтобы его величина была выше пластового давления (P_пл. = 2,8 МПа) и ниже давления опрессовки (P_пл. = 20,0 МПа) эксплуатационной колонны или гидроразрыва пласта.

За условное давление блокирования принимается уровень давления, при котором темп его снижения - величина незначительная (порядка менее 0,01 МПа/мин).

Прочность блокирующего слоя характеризует способность последнего выдерживать определенную величину репрессии на продуктивный пласт, возникающую во время гидродинамических процессов в скважине. Прочность блокирующего слоя оценивалась по отношению выдерживаемого созданным экраном перепада давления к глубине заполнения им песчаного керна.

Коэффициент восстановления проницаемости - отношение значений проницаемости кернов до блокирования и после деблокирования.

Исследования проводились на искусственных кернах, моделирующих терригенные породы продуктивного пласта с использованием песка различных фракций (0,14 - 0,35; 0,315 - 0,63; 0,63 - 1,0 мм) и имеющих проницаемость в пределах 0,3 10^-12 - 28,0 10^-12 м². Величина проницаемости испытуемых образцов соответствует пределам проницаемости продуктивных пород, определенных лабораторными и геофизическими исследованиями.

Определение проницаемости искусственного керна и закачка блокирующего состава осуществлялись с использованием специально изготовленной стендовой установки. Проницаемость образца рассчитывалась по формуле Дарси (см. В.Н. Щелкачев, Б.Б. Лапук Подземная гидравлика, М-Л Гостоптехиздат 1949, с. 181):



где - динамическая вязкость, Па с;

P_атм - атмосферное давление, Па;

q - расход прокачиваемого воздуха, м³/с;

L - длина образца;

F - площадь сечения образца, м²;

P₁ и P₂ - давление на входе и выходе испытуемого образца, Па.

Содержание в составе высокомодульного вещества типа "Силином ВН" или "Силином ВН-М" менее 10 мас.%, высокомолекулярного водорастворимого соединения (КМЦ, ПАА, ПВС) менее 1,0 мас.%, наполнителя (альфа-целлюлоза с примесью стеариновой кислоты) менее 1,0 мас.% неэффективно, так как заметно снижает качество блокирования из-за недостаточно прочной структуры геля.

Содержание в составе высокомодульного силикатсодержащего вещества типа "Силином ВН" или "Силином ВН-М" более 20 мас.%, высокомолекулярного водорастворимого соединения более 2,5 мас. %, наполнителя (альфа-целлюлоза с примесью стеариновой кислоты) более 5,0 мас.%, экономически нецелесообразно, т.к. не способствует дальнейшему улучшению блокирующих свойств и может вызвать нежелательное повышение вязкости состава.

Содержание в составе неионогенного ПАВ (Неонол АФ_9-12, Синтанол ДС-10, ОП-10) в количестве менее 0,1 и более 0,5 мас.% не способствует улучшению восстановления проницаемости продуктивного пласта в процессе деблокирования.

Заявляемый состав имеет ряд преимуществ по отношению к прототипу: повышается эффективность изоляции и сохраняется естественная проницаемость пласта. Условное давление блокирования составляет 14-16 МПа, прочность блокирующего слоя 70-80 МПа/см, коэффициент восстановления проницаемости составляет 95-100%. После проведения ремонтных работ состав удаляется из пласта без дополнительных химических обработок давлением газа из пласта при 0,1 - 2,0 МПа. В прототипе при давлениях 15,0-20,0 МПа керны, насыщенные гелеобразующими составами, удается лишь частично очистить обратной продувкой воздуха. Условное давление блокирования в прототипе составляет 8,94 МПа, прочность блокирующего экрана 12,77 МПа/см, коэффициент восстановления проницаемости составляет 60%.

Кроме того, разработанный состав технологичен и содержит нетоксичные и недорогостоящие компоненты.

Результаты сравнительных испытаний предлагаемого состава в сравнении с прототипом см. таб. 1 и 2, фиг. 1-3.