СОСТАВ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
COMPOSITION FOR KILLING OIL, GAS AND GAS CONDENSATE WELLS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин, и может быть использовано в качестве жидкости глушения скважин.
2
2
3
Известна эмульсия для глушения скважин, включающая газоконденсат, конденсированную сульфит-спиртовую барду (КССБ), хлорид кальция (CaCl), кальцинированную соду (NaCO), карбамид, химически осажденный мел и воду [патент РФ №2168003, Е21В 43/12, 2001.05.27].
Одним из главных недостатков этого эмульсионного состава является то, что данная эмульсия не будет устойчивой при пластовых температурах 60-80°С, так как в качестве эмульгатора используется конденсированная сульфит-спиртовая барда, не обладающая высокими эмульгирующими свойствами. Кроме того, вышеуказанная эмульсия в своем составе содержит химически осажденный мел, и после глушения скважины необходимо проведение кислотной обработки прискважинной зоны пласта ПЗП.
Известна облегченная инвертная дисперсия, содержащая углеводородную жидкость, алюмосиликатные микросферы, ПАВ и воду [Патент РФ №2176261, С09К 7/06, 2001.11.27].
Недостатками данной дисперсии являются низкая термостабильность, высокая фильтрация в пластовых условиях и невозможность использования ее при глушении скважин с пластовой температурой 60,0-80,0°С.
Наиболее близким техническим решением является эмульсионный состав для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин, включающий газовый конденсат, эмульгатор - эмультал, наполнитель - алюмосиликатные микросферы АСМ, минерализованную воду, термостабилизатор - гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н, при соотношении компонентов, мас.%:
газовый конденсат
25,0-30,0
эмультал
4,5-5,0
АСМ
15,0-20,0
ГКЖ-11Н
2,5-3,0
минерализованная вода
53,0-42,0
[Патент РФ №2213762, С09К 7/06, Е21В 43/12, 2003.10.10].
Одним из недостатков данной технологической жидкости (эмульсионного состава) является наличие в ее составе газового конденсата, отличающегося повышенной пожароопасностью, например по сравнению с дизельным топливом, которое будет предложено взамен газового конденсата, и к тому же газовый конденсат для приготовления жидкости глушения необходимо термостатировать, использовать стабильный конденсат.
2
Вторым недостатком является то, что используемая в прототипе минерализованная вода представлена водным раствором хлорида кальция CaCl, который, как известно, более негативно действует на фильтрационно-емкостные свойства (далее по тексту - ФЕС) пород-коллекторов по сравнению с растворами солей одновалентных металлов, например KCl, NaCl.
Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении безопасности проведения работ при капитальном ремонте скважин (далее по тексту - КРС) при сохранении ФЕС пород-коллекторов, после глушения скважины.
Технический результат при создании изобретения заключается в разработке пожаробезопасного, оказывающего минимальное, негативное воздействие на ФЕС пород-коллекторов состава для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин при проведении ремонтно-восстановительных работ, особенно в условиях АНПД и обеспечивающего оптимальные вязкость, структурно-механические свойства, тиксотропность структуры, минимальную, вплоть до нулевой, фильтрацию в ПЗП.
Поставленная задача и технический результат достигается тем, что предлагаемый состав для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин включает дизельное топливо, эмульгатор-эмультал, минерализованную воду, наполнитель - алюмосиликатные микросферы АСМ, термостабилизатор - гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н, при этом минерализованная вода готовится на основе соли одновалентного металла - хлорида натрия NaCl, содержащей хлорида натрия, по меньшей мере, 10%, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
дизельное топливо
27,0-30,0
эмультал
4,0-5,0
АСМ
13,0-20,0
ГКЖ-11Н
2,5-3,0
минерализованная вода
остальное
2
Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый состав для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин отличается от известного тем, что в качестве дисперсионной среды он содержит дизельное топливо, а в минерализованной воде (дисперсная фаза) вместо хлорида кальция (CaCl) он содержит соль одновалентного металла - хлорид натрия (NaCl).
3
В результате проведения лабораторных исследований с заявленным составом для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин на керновом материале с различных месторождений Западной Сибири в условиях, приближенных к пластовым, выявлено, что фильтрация в нормальных условиях отсутствует, в пластовых условиях составляет 3,2-4,1 см/30 мин, состав устойчив, термостоек при пластовой температуре 60,0-80,0°С, а коэффициент восстановления проницаемости пород-коллекторов после промывки, вызова притока и освоения скважины составляет 0,85-0,95.
В предлагаемом составе для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин наличие ингредиентов в заявляемом соотношении позволяет получить пожаробезопасную жидкость глушения с технологическими параметрами, оказывающую минимальное негативное воздействие на ФЕС пород-коллекторов.
Взаимное влияние компонентов друг на друга, их синэргетическое действие в составе для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин позволяет также обеспечить минимальную фильтрацию в ПЗП и восстановление проницаемости вплоть до первоначальной.
В заявляемом составе для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин использовано в качестве дисперсионной среды дизельное топливо по ГОСТ 305-82, обладающее более высокой температурой вспышки более плюс 50°С по сравнению с газовым конденсатом (менее плюс 20°С), а значит и наименьшей пожароопасностью и повышенной безопасностью работ.
2
2
Кроме того, в нем для приготовления минерализованной воды (дисперсная фаза) вместо хлорида кальция CaCl использован хлорид натрия NaCl по ТУ 2152-067-00209527-98, водные растворы которого обладают менее негативным воздействием на ПЗП и ФЕС пород-коллекторов по сравнению с водными растворами хлорида кальция CaCl.
Для экспериментальной проверки состава для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин, предлагаемого в качестве жидкости глушения, были приготовлены составы с различным содержанием ингредиентов (таблица 1).
Технология приготовления состава для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.
Сначала готовят минерализованную воду, растворяя в воде необходимое количество хлорида натрия. Содержание хлорида натрия должно быть не менее 10%, так как с уменьшением минерализации дисперсной фазы термостойкость и морозостойкость состава для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин уменьшается.
Затем готовят углеводородный компонент путем перемешивания дизельного топлива с расчетным количеством эмультала и кремнийорганической жидкости.
После приготовления минерализованной воды и углеводородного компонента добавляют водный раствор соли к углеводородному компоненту и перемешивают на миксере в течение 30 минут. Затем в полученную смесь вводится необходимое количество алюмосиликатных микросфер и перемешивание продолжается еще 30 минут.
Замер основных параметров полученного состава для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин производится на стандартных приборах.
Содержание в составе для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин дизельного топлива в количестве менее 27,0% нецелесообразно, так как проявляется влияние электростатических сил отталкивания и снижение скорости адсорбции эмульгатора в межфазном слое, что делает состав менее устойчивым. При этом полученные параметры могут не удовлетворять скважинным условиям.
Содержание в составе для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин дизельного топлива более 30% нецелесообразно, так как увеличивается его стоимость без улучшения свойств. При большой концентрации дизельного топлива затрудняется адсорбция эмульгатора из него на поверхность и снижается сила адсорбции.
При концентрации эмультала в составе для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин менее 4,0% получаются неустойчивые жидкости, так как взятого количества эмульгатора недостаточно для того, чтобы образовать на капельках электролита сплошной защитный слой адсорбированных молекул эмульгатора. Часть поверхности остается без защитного слоя и со временем молекулы коагулируют, что в конечном итоге состав для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин может разрушиться.
Содержание в составе для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин эмульгатора в количестве более 5% нецелесообразно, так как получится очень вязкая нетекучая жидкость, практическое применение которой затруднено, к тому же увеличиваются энергетические затраты на перекачку по трубам.
При содержании алюмосиликатных микросфер менее 13% плотность жидкости получится близкой к единице, что нежелательно при глушении скважин в зонах АНПД.
При увеличении содержания алюмосиликатных микросфер в составе больше 20% его вязкость сильно возрастает, что делает его нетехнологичным, при этом плотность состава снижается незначительно. Следовательно, увеличение АСМ в составе более 20% нецелесообразно.
В составе для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин в качестве термостабилизатора использована гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н. При концентрации ГКЖ-11Н менее 2,5% уменьшается термостабильность состава, фиксируемая по снижению величины пробоя до 300 В.
Оптимальное содержание ГКЖ-11Н для увеличения термостабильности составляет в пределах 2,5%-3,0%, при этом величина пробоя составляет 600-700 В.
Содержание в составе для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин ГКЖ-11Н более 3,0% нецелесообразно из-за возрастания стоимости, связанной с повышенным расходом реагентов, при этом заметного улучшения технологических параметров не наблюдается.
Наилучшие параметры у составов 2 и 3 (таблица 1).
Указанные свойства предлагаемого состава для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин - пожаробезопасность, минимальное негативное воздействие на ФЕС пород-коллекторов, низкая фильтрация в пластовых условиях, оптимальные вязкость, структурно-механические свойства, тиксотропность структуры, позволяют использовать его в качестве жидкости глушения при проведении капитального ремонта скважин, особенно в условиях АНПД.
Разработанный состав для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин также может быть использован в качестве надпакерной жидкости, для заполнения межколонного пространства в зоне ММП (не замерзает при температуре минус 15°С) для временной консервации скважин.
Приготовление состава для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин и технология работ на скважине заключается в следующем.
В емкости агрегата ЦА-320 готовится минерализованная вода путем растворения необходимого количества хлорида натрия NaCl. Во второй емкости агрегата ЦА-320 готовится углеводородный компонент состава для глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин путем перемешивания дизельного топлива с расчетным количеством эмультала и кремнийорганической жидкости.
Производится смешение углеводородного компонента с минерализованной водой и перемешивание в течение 30 минут. Затем в полученную смесь вводится необходимое количество АМС и перемешивание продолжается 30 минут.
Перед проведением работ допускают НКТ до нижних отверстий интервала перфорации продуктивного пласта и производят прямую промывку скважины в полуторакратном объеме НКТ. Затем через НКТ при открытой затрубной задвижке состав для глушения скважин продавливается до башмака НКТ и в затрубное пространство в расчете перекрытия составом всего интервала перфорации и выше.