Жидкость для глушения скважин
WELL KILLING FLUID

Изобретение относится к химической и нефтегазовой отрасли, к технологическим жидкостям, в частности к жидкостям для глушения скважин.
Известна жидкость для глушения скважин, включающая в мас.%: поверхностно-активное вещество (ПАВ) - 0,5, хлористый кальций - 5,0, гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал -3,0-4,0, конденсированную сульфитспиртовую барду - 0,5-1,0, мел - 3,0и воду - остальное (см. Патент РФ №2183735, МКИ 43/12, опубл. 20.06.2002 г.).
Известная жидкость недостаточно эффективна вследствие невозможности ее приготовления с высокой плотностью и образования фильтрационной корки в высокопроницаемых зонах, что приводит к высоким потерям жидкости в пласте.
3
Известна блокирующая жидкость «ЖГ-ИЭР-Т», используемая при глушении скважин, включающая на 1 м указанной жидкости: углеводородную фазу-нефть или дизельное топливо - 400-700 л, органофильную глину - 10-35 кг, эмульгатор «МР» или нефтенол «НЗБ» - 20-40 кг, гидрофобизатор «АБР» - 5-25 кг, минерализованную водная фаза - 300-600 л и регулятор фильтрации - мел - 25-60 кг (см. Патент РФ №2357997, МКИ С09К 8/42, опубл. 10.06.2009 г.).
Недостатком указанной жидкости является трудоемкость ее приготовления из-за необходимости использования специального оборудования (фрейзерно-струйные мельницы и гидравлические диспергаторы) и недостаточной эффективности при высоких температурах.
Наиболее по технической сущности и достигаемому эффекту является жидкость для глушения скважин, включающая в мас.%: неорганические соли или их смеси или гидраты неорганических солей - 2,0-70,0, дисперсную фазу - 0-20,0, полимерную композицию SСА-214 - 02, - 20,0, ПАВ - 0,02-2,0 и воду - остальное (см. Патент РФ №2617661, МКИ Е21В 43/12, опубл. 25.04.2017 г.).
3
Недостатком указанной жидкости является ограничение по плотности приготовленного раствора до 1400 кг/м и состав недостаточно эффективен при сверх высоких поглощениях технологических жидкостей и не всегда удается установить фильтрационную корку при использовании модели трещиноватого коллектора.
Целью предполагаемого изобретения является разработки жидкости для глушения скважин для временной изоляции продуктивных пластов в условиях высоких поглощений и высоких температур, в том числе высокопроницаемых пластов, исключающий потери жидкости в пласте за счет намыва фильтрационной корки на поверхности коллектора, позволяющий сохранить коллекторские свойства пласта и быстро ввести скважины на режимные работы после технологических операций.
Поставленная цель достигается путем создания жидкости для глушения, включающей в мас.%: неорганические соли или их смеси 0,2-70,0, дисперсную фазу 0,01-20,0, композицию МХК 406 - 0,2 - 25,0, воду и/или углеводородсодержащий реагент - остальное. В вариантах жидкость может содержать композицию SCA-515 до 4,0 мас.%.
2
4
2
2
2
2
3
2
2
3
Для приготовления заявленной жидкости для глушения скважин используют следующие реагенты. В качестве неорганической соли используют соли, выбранные из ряда: CaCl, KCl, NaCl, NHCl, MgCl, ZnCl, NaBr, CaBr, ZnBr, Ca(NO), NaNO, NaNO.
В качестве дисперсной фазы используют твердые кольматанты, выбранные из ряда: глинопорошок, перлит, фракционный мел, асбест, древесная мука, кизельгур, резиновая крошка. Введение дисперсной фазы производят в зависимости от решаемой технологической задачи и позволяет добиться временной кольматации трещиноватых, высокопроницаемых коллекторов с минимальным проникновением фильтрата в коллектор. Так же введение дисперсной среды позволяет регулировать плотность жидкости.
Композиция МХК - 406 по ТУ 2458-002-50624148-2016 представляет собой смесь функциональных компонентов: компоненты, регулирующие скорость фильтрации, - глинопорошки, разноразмерные мела, компоненты, регулирующие реологические свойства жидкости, оксиэтилированная целлюлоза CAS 9004-62-0, сополимер акриловой кислоты и акриламида по ТУ 2216-004-55373366-2006, сополимер акриловой кислоты и малеинового ангидрида CAS 26677-99-6, 29132-58-9, ксантан по ГОСТ 33333-2015, гуаровая камедь по ТУ 2458-019-57258729-2006, полиакриламид по ТУ 2414-002-74301823-2007, карбоксиметилцеллюлоза по ГОСТ 89-272-62, полиаспартановая кислота CAS 181828-06-8, полималеиновый ангидрид CAS26099-09-2, и компоненты, регулирующие кислотность, - сода, гидроксид кальция, гидрокарбонат натрия, гидроксид натрия, фосфатный буфер.
В качестве воды используют пресную или пластовую воду, а в качестве углеводородсодержащего реагента - дизельное топливо (ДТ) по ГОСТ305-2013, бензин по ГОСТ 32513-2013, керосин по ГОСТ 10227-2013, газовый конденсат (ГК) по ГОСТ 54389-2011, минеральное масло (ММ) по ГОСТ 29174-91, подтоварную нефть по ГОСТ 31378-2009. Введение углеводородсодержащего реагента в жидкость глушения позволяет придать ей щадящие свойства по отношению к коллектору. Фильтрат с углеводородсодержащим реагентом позволяет сохранить коллекторские свойства, предотвращая набухание глин и других водочувствительных пород коллектора. Кроме этого введение органической фазы позволяет регулировать реологические свойства жидкости.
Композиция SCA-515 по ТУ 2458-018-27844789-2014 представляет собой композицию поверхностно-активных веществ. Добавление композиции в жидкость улучшает совместимость разнородных фаз в многофазной системе, получается стабильная гетерофазная система.
Приводим примеры приготовления жидкости для глушения скважин. Результаты приведены в таблице 1.
Пример 1.Для приготовления жидкости для глушения берут 24,8% дизельного топлива, добавляют композицию 1,0% SCA-515, после чего при перемешивании вводят водную фазу, которую приготавливают заранее, растворяя в 48,0% воды 11% KCl и перемешивают в течение 30 минут, затем вводят 0,2% композиции МХК-406 и 15% кизельгура и вновь перемешивают в течение 30 мин (см. таблицу 1, пример 1).
Примеры 5, 7, 10, 11, 13 и 15 готовят аналогичным способом, изменяя виды солей и углеводородсодержащего реагента.
2
Пример 2. Для приготовления жидкости глушения скважин берут 84,8% дизельного топлива и при перемешивании последовательно добавляют 0,2% CaCl и 15% композицию МХК-406 и перемешивают в течение 30 мин (см. таблицу 1, пример 2).
Пример 3. Для приготовления жидкости глушения берут 75,5% пластовой воды и при перемешивании последовательно добавляют 4,0% NaCl и 1,0% композицию МХК-406 и перемешивают в течение 30 мин (см. таблицу 1, пример 3).
Аналогичным способом готовят и другие жидкости для глушения скважин, изменяя виды и количества используемых реагентов.
Определяют технологические параметры приведенных в таблице 1 жидкостей, такие как плотность с использованием рычажных весов FAN 140, скорость фильтрации, толщину фильтрационной корки с использованием фильтр-пресса НРНТ-Ofite с использованием модели трещиноватого коллектора в качестве высокопроницаемой среды при репрессии 5 psi, t=25°С и коэффициент восстановления проницаемости.
Для определения термостойкости заявляемых жидкостей составы выдерживают в течение 3 суток при температуре 90°С. Далее после остывания составов до температуры 25°С определяют скорость фильтрации, измеряя время, за которое происходит отдача 100 мл жидкости. Полученные данные свидетельствуют о том, что увеличения скорости фильтрации не происходит, следовательно, составы достаточно термостабильны.
Для определения коэффициента восстановления проницаемости проводят фильтрационные исследования составов на стандартизированном керне 10 мкм. Подбирают колонку из образцов кернов с близкими значениями проницаемости, далее помещают их в кернодержатель установки. Измеряют исходную проницаемость по керосину всей модели. При этом измеряют обратную проницаемость - фильтрацию проводят в направлении «пласт-скважина». Проницаемость замеряют минимум на четырех расходах керосина. Условия проведения эксперимента (репрессия, депрессия) рассчитывают исходя из фактической глубины пластов, текущих пластовых давлений и плотности составов. Вычисляют отношение скорости фильтрации до и после воздействия заявляемыми составами. Полученные результаты исследований приведены в таблице 2.
3
Технологические параметры, приведенные в таблицах 1 и 2, показывают, что заявляемые жидкости для глушения скважин имеют широкий диапазон плотности от 0,92 до 2,20 г/см, позволяют создать фильтрационную корку на высокопроницаемых моделях, в том числе при высоких температурах 90°С, термостабильны, имеют высокий коэффициент восстановления проницаемости и низкий показатель фильтрации.
Так же было проведено опытное испытание состава на скважине месторождения Западной Сибири. Результат испытаний признан успешным. Был испытан состав, представленный в таблице 1 под номером 14. Общая информация скважины представлена в таблице 3.
3
3
На данной скважине было необходимо провести ремонтные работы с временной кольматацией продуктивного пласта и снижения приемистости. Было несколько неудачных попыток использования жидкости глушения на гелевой основе объемом 40 м, но снижения приемистости добиться не удалось. При использовании заявленного состава в объеме 5 м удалось снизить приемистость и восстановить циркуляцию. Ремонтные работы продолжались 15 дней. После запуска скважина быстро вышла на режим. Общая информация по проведенной работе представлена в таблице 4.
Использование предлагаемой жидкости для глушения скважин позволит проводить работы в условиях высоких поглощений и высоких температур с сохранением коллекторских свойств пласта, при уменьшении потери жидкости в пласте за счет намыва фильтрационной корки, в том числе в интервалах высокой проницаемости и высокого поглощения, что сократит выход скважины на режим после проведения работ.