2.3.5 Буферні блокувальні рідини

Тимчасове блокування продуктивного пласта здійснюють перед початком ремонтних робіт на свердловині. Незалежно від виду блокувальної системи, технологічна схема глушіння свердловини практично однакова і складається з таких операцій:

відтиснення вуглеводневої продукції зі стовбура свердловини буферною рідиною;

перекриття розкритого інтервалу продуктивного пласта блокувальною рі­диною найчастіше від вибою до пакерного пристрою чи до глибини підвішу­вання насоса, але не більше, ніж на 100 м вище верхніх отворів перфорації;

витіснення буферної й блокувальної рідин та заповнення стовбура сверд­ловини мінералізованою чи технічною водою, полегшеними дисперсними сис­темами або іншими відповідними рідинами глушіння.

Пласт вважається заблокованим, якщо після глушіння свердловини і в процесі ремонтних робіт не відбувається проникання рідини глушіння чи її фільтрату в пласт, а також відсутній приплив вуглеводнів із пласта.

За ступенем гідрофільності блокувальні дисперсні системи підрозділя­ються на дві великі групи: на водній та вуглеводневій основах.

2.3.5.1 Блокувальні системи на водній основі

Під час створення блокувальних систем на водній основі основним є на­дання їм тривкості й антифільтраційних властивостей. У більшості це досяга­ється структуруванням мінералізованих водних розчинів колоїдними (аеросил, бентоніт, крейда, гідроксид магнію та ін.) і полімерними (КМЦ, ПАА, ГЕЦ, ПВС, ферохромлігносульфонати, крохмаль, гуарова смола, поліакрилати та ін.) матеріалами.

Найбільше застосування знайшли водні розчини карбоксилметилцелю­лози (КМЦ) різних типів (марок): КМЦ-400; КМЦ-500; КМЦ-600, а також сіро­гель. Буферні рідини готують шляхом розчинення КМЦ у воді або у сольовому розчині, густина якого вибирається з урахуванням того, що 5-6 % додатку КМЦ підвищує густину розчину на 30 кг/м³. Доцільно, щоб густина буферної рідини була дещо більшою від густини рідини глушіння чи промивальної рідини з метою уникнути гравітаційного перемішування і розрідження буферного об’єму у стовбурі свердловини.

Практикою глушіння свердловин встановлено, що динамічний коефіцієнт в’язкості буферної рідини в межах (1-2) Пас достатній з метою ефективного зниження приймальності поглинаючих пластів. У разі великих поглинань рідини глушіння, коли застосування розчинів КМЦ малоефективне, як буферні рідини можна застосовувати в’язкопружні суміші (ВПС).

Наприклад, на родовищах Північного Кавказу під час глушіння свердло­вин неструктурованими системами в зону фільтра і частково у привибійну зону закачують водний розчин КМЦ з додатком ПАР та інших допоміжних речовин (технічний гліцерин, моноетаноламін). Однак, ці речовини мають низьку термотривкість і високу чутливість до солей. У разі вмісту NaCl у пластовій воді понад 100 г/л і температури вище 45С різко знижується в’язкість розчинів і збільшується їх фільтрація в пласт, а в присутності йонів лужноземельних металів погіршуються не тільки структурно-механічні властивості розчинів, але й відбувається необоротне закупорювання пористого середовища в результаті втрати розчинності та адсорбції полімеру на породі. Ці ж недоліки, хоч і дещо меншою мірою, характерні і для систем на основі поліакриламіду та інших акрилових полімерів.

На нафтових родовищах Західного Сибіру для тимчасового усунення гідродинамічного зв’язку продуктивного пласта зі свердловиною широко засто­совувались гелеподібні композиції, в’язкопружні гелі (ВПГ) чи суміші (ВПС) на основі ПАА (2,3%), біхромату (гіпосульфату) натрію (2-6 г/л) чи гексарезор­цинової смоли і формаліну. Характерною особливістю цих систем є висока ру­хомість вхідних композицій, пружність хімічно зшитих макромолекулярних лан­цюгів, їх здатність зберігати просторову структуру в разі значних деформацій і відновлювати її після зняття зусиль. Істотним недоліком цих та інших гелепо­дібних систем є непередбачуваність поведінки вхідних компонентів у пластових умовах, неможливість, у зв’язку з цим, цілеспрямованого регулювання трива­лості гелеутворення і трудність подальшого (після завершення ремонтних робіт) повного видалення ВПС.

Серед блокувальних рідин на водній основі виділяють групу розчинів з конденсованою твердою фазою (гідрогелеві розчини), тиксотропна структура яких створюється дисперсною фазою, яка конденсується безпосередньо в ріди­ні. Наприклад, оброблення лугом водного розчину хлориду магнію супровод­жується утворенням нерозчинного гідроксиду магнію.

Під час капітального ремонту свердловин на Оренбурзькому газоконден­сатному родовищі як блокувальна рідини використовується гідрогелемагнієвий розчин, який одержується шляхом змішування розрахованої кількості хлориду магнію, пластової води кунгурського ярусу чи ропи ір’єнського горизонту з додаванням бішофіту і каустичної соди, крохмалю й азбестової крихти у теплій воді з подальшим витримуванням протягом 2-3 діб для гелеутворення. Середня витрата гідрогелю магнію на свердловино-операцію складає 21,1 м³, технічної води 108 м³, тобто в середньому на 60 % перевищує розрахунковий.