ЖИДКОСТЬ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ
FLUID FOR WELL KILLING ON WATER BASE WITHOUT SOLID PHASE

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности (отрасли), в частности к способам интенсификации притока к скважинам.
3
Известна жидкость для глушения скважин с пластовым давлением, близким к гидростатическому, представляющая водный раствор минеральной соли хлористого натрия максимальной плотностью 1200 кг/м (С.А.Рябоконь. Технологические жидкости для заканчивания скважин. - Краснодар, 2002 - с.20).
Недостатком известной жидкости, выбранной нами в качестве прототипа, является недостаточная физико-химическая активность, что не дает возможности обеспечить получение положительного эффекта, выраженного в увеличении показателей восстановления проницаемости горной породы, а также отсутствием ингибирующей способности к отложениям минеральных солей в призабойной зоне пласта. Недостаточная технологическая эффективность данной жидкости обеспечивает ограниченные возможности ее дальнейшего использования, а в некоторых случаях даже нецелесообразность ее применения с учетом современного состояния техники.
Задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является получение состава жидкости глушения скважин на водной основе без твердой фазы, обладающей повышенной физико-химической активностью, улучшенной ингибирующей способностью к отложениям минеральных солей в призабойной зоне продуктивного пласта и высокими показателями восстановления проницаемости горной породы.
8
10
Техническая сущность изобретения заключается в том, что в известную жидкость глушения, представляющую водный раствор минеральной соли - хлористого натрия добавляют оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФК), полиоксиэтиленгликолевый эфир синтетических спиртов фракции С-С, калиевую соль ди(алкилполиэтиленгликолевого) эфира фосфорной кислоты при следующем соотношении ингредиентов, % об.:
Оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФК)
0,1-12,0
Полиоксиэтиленгликолевый эфир синтетических
спиртов фракции С<sub>8</sub>-С<sub>10</sub>
0,1-1,0
Калиевая соль ди(алкилполиэтиленгликолевого)
эфира фосфорной кислоты
0,1-0,5
Водный раствор минеральной соли - хлористого
натрия плотностью 1080-1200 кг/м<sup>3</sup>
остальное
Введение в водный раствор минеральной соли - хлористого натрия оксиэтилидендифосфоновой кислоты приводит к появлению у предлагаемого состава нового свойства, отсутствующего у известного раствора, а именно высокой эффективности ингибирования отложений минеральных солей в призабойной зоне продуктивного пласта, что ведет к существенному сохранению его проницаемости.
8
10
Кроме того, использование предложенной жидкости для глушения скважин, содержащей оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФК) для растворения отдельных глинистых минералов и карбонатов горной породы; полиоксиэтиленгликолевый эфир синтетических спиртов фракции С-С и калиевую соль ди(алкилполиэтиленгликолевого) эфира фосфорной кислоты соответственно в качестве неионогенного и неионогенного поверхностно-активного вещества для снижения межфазного натяжения, ингибирования асфальтосмолянистых и парафиновых отложений, предупреждения образования вязких эмульсий; водный раствор минеральной соли - хлористого натрия для предотвращения набухания (гидратации) глинистых минералов и регулирования плотности жидкости, в совокупности позволяет получить высокий коэффициент восстановления проницаемости горной породы за счет ингибирования солеотложений и не аддитивного повышения ее физико-химической активности.
8
10
Преимуществом данной жидкости перед известной (прототипом) является сочетание свойств ОЭДФК, поверхностно-активных веществ полиоксиэтиленгликолевого эфира синтетических спиртов фракции С-С и калиевой соли ди(алкилполиэтиленгликолевого) эфира фосфорной кислоты и водного раствора минеральной соли - хлористого натрия, что в совокупности обеспечивает синергетический эффект.
Сопоставительный анализ известного состава, указанного в прототипе, и заявляемого позволяет сделать вывод о том, что заявляемый состав жидкости содержит новое сочетание для данного вещества ингредиентов и количественное их содержание.
8
10
Жидкость готовят вначале простым смешиванием в заводских условиях трех взаиморастворимых компонентов: ОЭДФК, полиоксиэтиленгликолевого эфира синтетических спиртов фракции С-С и калиевой соли ди(алкилполиэтиленгликолевого) эфира фосфорной кислоты в оптимальном объемном соотношении соответственно 89,5:7,5:3,0. Затем, приготовленную смесь добавляют в водный раствор хлористого натрия в объеме 0,3-13,5% об. На данном этапе приготовления насосным агрегатом создают круговую циркуляцию в течение 10-15 минут до получения гомогенного раствора. Последний раствор можно готовить перед началом работ у скважины или заранее на растворном узле, поскольку раствор устойчив при длительном хранении.
8
10
3
Возможен вариант приготовления жидкости простым смешением четырех взаиморастворимых компонентов. После дозировки ОЭДФК, поверхностно-активных веществ полиоксиэтиленгликолевого эфира синтетических спиртов фракции С-С, калиевой соли ди(алкилполиэтиленгликолевого) эфира фосфорной кислоты и солевого раствора насосным агрегатом создают круговую циркуляцию в течение 10-15 минут до получения гомогенного раствора. В качестве водного солевого раствора используют водный раствор хлористого натрия плотностью 1080-1200 кг/м.
Компоненты данного состава выпускаются в виде реагентов в России согласно действующим техническим условиям (см. табл.1).
Таблица 1
Сведения о компонентах заявленного состава
№ п/п
Название химреагента
Товарный знак
Технические условия
1
Оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФК)
АФОН-200-60А
ТУ 2439-318-05764441-2001
2
Полиоксиэтиленгликолевый эфир синтетических спиртов фракции С<sub>8</sub>-С<sub>10</sub>
Поверхностно-активное вещество «Оксифос Б»
ТУ-24-84-344-05763441-2001
3
Калиевая соль ди(алкилполиэтиленгликолевого) эфира фосфорной кислоты
Поверхностно-активное вещество Оксанол КД-6
ТУ-2483-328-05763441-2000
Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию «изобретательский уровень» и промышленно применимо.
Для проверки эффективности действия предлагаемой жидкости глушения были проведены лабораторные исследования.
3
3
3
8
10
Для сопоставления свойств предложенной жидкости и прототипа были приготовлены тридцать смесей компонентов смешением водного раствора хлористого натрия плотностью 1100-1200 кг/м, ОЭДФК, поверхностно-активных веществ полиоксиэтиленгликолевого эфира синтетических спиртов фракции С-С и калиевой соли ди(алкилполиэтиленгликолевого) эфира фосфорной кислоты и две известные жидкости (прототип) в виде водных растворов хлористого натрия плотностью 1100 кг/м и 1200 кг/м.
Плотность исследуемых жидкостей определяли с помощью ареометра; межфазное натяжение на границе с керосином - на сталагмометре конструкции УфНИИ; коэффициент эффективности ингибирования солеотложений в соответствии с методикой, основанной на комплексообразующих свойствах фосфоновых кислот (ОЭДФК) по отношению к катионам металлов (кальция, магния, железа и др.) по РД 39-0148070-026 ВНИИ-86 «Технология оптимального применения ингибиторов солеотложения», разработанному Сибирским научно-исследовательским институтом нефтяной промышленности; коэффициент восстановления проницаемости на фильтрационной установке FDTES-100-150. Результаты исследований приведены в табл.2.
Для количественной характеристики блокирующей способности исследуемой перфорационной среды принята степень восстановления проницаемости горной породы по керосину после воздействия на нее жидкостью глушения
1
β=K/K·100%,
где K - первоначальная проницаемость по керосину;
1
K - проницаемость керна по керосину, определенная после воздействия на него исследуемой жидкостью глушения.
1
В лабораторных опытах по оценке коэффициента восстановления проницаемости использованы естественные керны продуктивных отложений насыщенные минерализованной пластовой водой. На установке FDTES-100-150 определили первоначальную проницаемость по керосину при 70°C. Затем через керны прокачали в обратном направлении исследуемую жидкость глушения, снова изменили направление фильтрации на первоначальное и прокачали через керн керосин. После достижения стабильных параметров фильтрации определили конечную проницаемость керна по керосину K. Для каждого керна вычисляли коэффициент восстановления проницаемости β. Результаты исследований приведены в табл.2.
Таблица 2
Результаты лабораторных исследований
№ п/п
Водный раствор хлористого натрия
Ингредиенты состава, % об.
Параметры замеров
ОЭДФК
ПАВ Оксифос Б
ПАВ Оксанол КД-6
Эффективность ингибитора солеотложений, %
Межфазное натяжение, мН/м
Коэффициентвосстановления проницаемости, %
Плотность,кг/м<sup>3</sup>
Содержание, % об.
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Предложенный состав жидкости глушения
1
1100
99,7
0,1
0,1
0,1
60
8,10
85
2
1100
98,9
0,5
0,5
0,1
75
0,40
110
3
1100
96,9
2,0
1.0
0,1
100
0,20
145
4
1100
96,3
3,0
0,5
0,2
100
0,31
170
5
1100
95,8
3,0
1,0
0,2
100
0,26
177
6
1100
95,2
3,0
1,5
0,3
100
0,24
182
7
1100
94,3
3,0
2,0
0,3
100
0,22
186
8
1100
95,5
3,0
1,0
0,5
100
0,24
191
9
1100
93,6
6.0
0,3
0,1
100
0,80
200
10
1100
93,3
6.0
0,5
0,2
100
0,28
208
11
1100
92,5
6,0
1,0
0,5
100
0,20
210
12
1100
91,5
6,0
2,0
0,5
100
0,22
211
13
1100
87,3
12,0
0,5
0,2
100
0,26
227
14
1100
86,7
12,0
1,0
0,3
100
0,25
230
15
1100
86,5
12,0
1,0
0,5
100
0,19
232
16
1200
99,7
0,1
0,1
0,1
55
8,50
83
17
1200
98,9
0,5
0,5
0,1
70
0,50
108
18
1200
96,9
2,0
1,0
0,1
100
0,25
141
19
1200
96,3
3,0
0,5
0,2
100
0,36
164
20
1200
95,8
3,0
1,0
0,2
100
0,28
173
21
1200
95,2
3,0
1,5
0,3
100
0,26
178
22
1200
94,7
3,0
2,0
0,3
100
0,24
182
23
1200
95,5
3,0
1,0
0,5
100
0,26
187
24
1200
93,7
6.0
0,2
0,1
100
0,82
196
25
1200
93,3
6.0
0,5
0,2
100
0,30
203
26
1200
92,5
6,0
1,0
0,5
100
0,22
205
27
1200
91,5
6,0
2,0
0,5
100
0,24
206
28
1200
87,3
12,0
0,5
0,2
100
0,28
224
29
1200
86,7
12,0
1,0
0,3
100
0,27
226
30
1200
86,5
12,0
1,0
0,5
100
0,21
228
Известный состав жидкости глушения (прототип)
1
1100
100
-
-
-
0
39,4
78
2
1200
100
-
-
-
0
42,1
70
Из табл.2 видно, что жидкость глушения заявляемого состава обладает значительно более высокой физико-химической активностью и коэффициентом восстановления проницаемости. Так, если у известного состава минимальное значение межфазного натяжения на границе с керосином составляет 39,4 мН/м, коэффициент эффективности ингибитора солеотложения 0%, а максимальный коэффициент восстановления проницаемости равен 78%, то для заявляемой жидкости эти показатели соответственно равны 0,19 мН/м, 100% и 232%. При этом значение коэффициента эффективности ингибитора солеотложения, равное нулю, объясняется отсутствием данных ингибирующих свойств у известного состава жидкости для глушения скважин.
8
10
Положительные свойства данного состава проявляются при варьировании содержания компонентов жидкости в пределах, % об.: оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФК) 0,1÷10,0; полиоксиэтиленгликолевый эфир синтетических спиртов фракции С-С 0,1÷1,0; калиевая соль ди(алкилполиэтиленгликолевого) эфира фосфорной кислоты 0,1-0,5; водный раствор хлористого натрия - остальное. Нижние пределы концентраций компонентов состава в заявляемой жидкости обусловлены недостаточной физико-химической активностью и низким коэффициентом восстановления проницаемости, которые при концентрациях этих компонентов менее 0,1% приближаются к показателям известной жидкости глушения. Верхние пределы концентраций лимитируются незначительным повышением физико-химической активности и коэффициента восстановления проницаемости относительно оптимального состава при более высоких концентрациях. Верхний предел концентрации фосфорной кислоты обусловлен также повышением коррозионной активности состава. Оптимальное значение концентраций компонентов заявленного состава принимается соответствующим сочетанию п.12 (табл.2).
Высокое значение коэффициента восстановления проницаемости при наличии очень низкого межфазного натяжения на границе с нефтью позволяет повысить эффективность не только при глушении скважин, но и применять заявляемый состав в качестве жидкости при перфорации скважин в процессе освоения скважин и их ремонта.
3
Данные лабораторных испытаний заявляемой жидкости подтверждены экспериментальными промысловыми испытаниями. Жидкость данного состава для проведения промысловых испытаний готовится на буровой с помощью агрегата ЦА-320. Содержание компонентов в ней составляет (об.%): реагент АФОН-200-60А 6,0%, ПАВ Оксифос Б (0,5%), ПАВ Оксанол КД-6 (0,2%), водный раствор хлористого натрия плотностью 1160 кг/м - остальное.
3
3
Приготовленная жидкость в объеме 6 м закачивается в зону перфорации эксплутационной колонны после вызова притока флюида и отработки скважины. Оставшийся объем колонны заполняют водным раствором хлористого натрия. При этом соблюдают условие, чтобы плотность жидкости глушения была на 30-40 кг/м выше плотности солевого раствора, используемого для заполнения колонны. Во всех испытуемых скважинах и в скважинах, выбранных за базу сравнения, зону одного и того же продуктивного пласта вскрывают перфоратором ПК-105С с плотностью 10 отверстий на 1 метр толщины пласта. В скважинах, выбранных за базу сравнения, перфорация производится в среде водного раствора хлористого натрия (прототип). После глушения скважины производится вызов притока флюида с помощью ЭЦН. В течение 1-2 месяцев после пуска скважины в эксплуатацию производятся гидродинамические исследования методом прослеживания уровня с записью восстановления уровня. По результатам 2-3 измерений, произведенных с интервалом 10-15 суток, и с учетом эффективной мощности пласта для каждой скважины рассчитывается средний удельный коэффициент продуктивности.
Экспериментальные испытания предложенной жидкости глушения проведены при освоении трех скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».
Среднее значение коэффициента продуктивности по трем испытуемым скважинам в одинаковых геологических условиях в 2,5-3,0 раза выше среднего значения коэффициента продуктивности по трем базовым скважинам.
Использование данного изобретения за счет применения заявляемого состава жидкости глушения скважин позволит в среднем повысить в 2,5-3,1 раза их продуктивность и на 10-12% сократить сроки освоения скважин.
Технико-экономическая или иная эффективность
Повышение проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта, уменьшение времени освоения скважин, повышение их продуктивности за счет сочетания свойств заявляемой жидкости, обеспечивающих высокий коэффициент восстановления проницаемости горной породы:
- высокой ингибирующей способности к отложениям органических солей в призабойной зоне;
- низкого межфазного натяжения заявляемой жидкости на границе с пластовым флюидом;
- увеличения эффективной пористости коллектора при воздействии ОЭДФК при контакте с карбонатной и глинистой составляющей скелета породы;
- растворения парафиносмолянистых веществ, отлагающихся на поверхности породы;
- высокой нефтеотмывающей способности;
- предотвращения набухания (гидратации) глинистых минералов;
- низкой вязкости.