ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН
WELL KILLING FLUID

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, к технологическим жидкостям, в частности к жидкостям для глушения скважин. Техническим результатом является минимизация отрицательного воздействия глушения на фильтрационно-емкостные свойства нефтяных и газовых скважин, сокращение сроков освоения, сохранение продуктивности, снижение гидратации глинистых отложений, уменьшение поверхностного натяжения на границе с углеводородной жидкостью.
Известна жидкость глушения нефтегазовой скважины, содержащая в масс. %: поверхностно-активное вещество (ПАВ) или смесь ПАВ 2,0-10,0, эмульсию полимера 0,5-5,0, высокодисперсный гидрофобный материал 0,1-3,0 и водный раствор минеральной соли - остальное (см. Патент РФ №2279462, МКИ С09K 8/42, публ. 2006 г.). Известная жидкость недостаточно эффективна, поскольку увеличивается обводненность добываемой продукции.
Известен состав полисахаридного геля для глушения скважин, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин, четвертичные аммониевые соединения и смесь неионогенного и анионактивного ПАВ (см. Патент РФ №2246609, МКИ E21B 43/12, публ. 2005 г.).
Недостатком этого состава является невозможность готовить жидкости глушения с высокой плотностью, недостаточная термостабильность и сложность приготовления раствора.
Наиболее близкой по технической сущности и решаемой задаче к заявляемому составу является жидкость для глушения скважин, включающая в масс. %: хлорид магния 8-30, мел 0-10, полиакриламид с молекулярным весом 14-16 миллионов в количестве 0,01-0,2, ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД-0515 0,01-3,0 и остальное - пластовая вода (см. Патент РФ №2215868, МКИ Е21B 43/12, С09K 7/08, публ. 2003 г.).
Недостатком этого состава является ухудшение коллекторских свойств и высокая фильтрация раствора глушения в пласт.
3
Целью предлагаемого изобретения является разработка жидкости для глушения скважин для работы в интервале плотностей 1,02-1,40 г/см, при температуре до 130°C, обеспечивающей минимальное поступление жидкости в пласт, быстрый выход скважины после глушения на режимные параметры с минимальной потерей продуктивности, а также с возможностью использования на скважинах с аномально низким и аномально высоким пластовым давлением, с высоким газовым фактором.
Поставленная цель достигается путем создания жидкости для глушения скважин, содержащей неорганические соли или их смеси или гидраты этих солей, дисперсную фазу, полимерную композицию SCA-214, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, при следующем соотношении компонентов в масс. %:
Неорганические соли или их смеси или
гидраты этих солей
2,0-70,0
Дисперсная фаза
0-20,0
Полимерная композиция SCA-214
0,2-20,0
ПАВ
0,02-2,0
Вода
остальное
2
2
2
2
3
2
2
3
В качестве неорганической соли используются соли или их смеси из ряда CaCl, KCl, NaCl, MgCl, ZnCl, ZnBr, Ca(NO), NaNO, NaNO, в том числе гидраты этих солей.
В качестве дисперсной фазы используют твердые кольматанты из ряда - глинопорошок, мел, асбест, древесная мука, монтморрилонит.
Полимерная композиция SCA-214 (модификации A, B, C, M, K) по ТУ 2122-131-05807960-97 с изм. 1-3 используется в виде сухого порошка или дисперсии в органическом растворителе. В зависимости от модификации и решаемой технологической задачи представляет собой смесь полимеров из ряда: оксиэтилированная целлюлоза CAS 9004-62-0, сополимер акриловой кислоты и акриламида ТУ 2216-004-55373366-2006, сополимер акриловой кислоты и малеинового ангидрида CAS 26677-99-6, 29132-58-9, ксантан ГОСТ 33333-2015, гуаровая камедь ТУ 2458-019-57258729-2006, полиакриламид ТУ 2414-002-74301823-2007, карбоксиметилцеллюлоза ГОСТ 89-272-62, полиаспартановая кислота CAS 181828-06-8, полималеиновый ангидрид CAS 26099-09-2.
В качестве поверхностно-активного вещества могут быть использованы Лапрол 5003-2-Б10 по ТУ 2226-023-10488057-95, Деканол по ТУ 6-09-1514-75, SCA-104, SCA-2000 (модификации C, K), SCA-609 (модификации C, K), Лапрол 4202-2Б-30Щ по ТУ2226-039-057-66801-95, Кватрамин по ТУ 2458-020-98712376-2010, Фосфенокс Н-9 по ТУ 6-00-5763445-13-89.
Для приготовления жидкости используют пресную или подтоварную воду.
Приводим примеры приготовления жидкости для глушения скважин. Результаты приведены в таблице 1.
Пример 1. Для приготовления жидкости берут 32,3% хлорида кальция, растворяют его в 62,5% пластовой воды, добавляют 3,0% поверхностно-активного вещества SCA-104. Затем, при перемешивании, добавляют 0,2% композиции SCA-214 и 2,0% мела. Состав перемешивают в течение одного часа до получения однородного, вязкого состояния (см. таблицу 1, пример 1).
Пример 2. Для приготовления жидкости берут 29,3 г хлорида магния, растворяют его в 60,48 г пластовой воды, добавляют 0,02 г поверхностно-активного вещества Фосфенокс. Затем, при перемешивании, постепенно добавляют 0,2 г композиции SCA-214 и 10,0 г глинопорошка. Состав перемешивают в течение одного часа до получения однородного, вязкого состояния (см. таблицу 1, пример 2).
Примеры 3-14 готовят аналогичным способом, изменяя виды используемых компонентов в заявляемых количествах.
Пример 15 (прототип). 2 г мела интенсивно размешивают в 64,5 г пластовой воды. Полученную суспензию добавляют в раствор бишофита, который получают смешением 30,3 г бишофита в пластовой воде. Смесь загущают ПАА в количестве 0,2 и добавляют 3,0 г ПАВ СНПХ ПКД-0515 (см. таблицу 1, пример 15).
Определяют технологические параметры приведенных в таблице 1 технологических жидкостей для глушения скважин, такие как плотность с использованием пикнометра, динамическую вязкость на Ofite-900, показатель фильтрации на пресс-фильтре НРНТ Ofite-170 при высоком давлении (репрессия 3,4 МПа (500 psi), t=25°C, фильтровальная бумага с размером пор 2,7 мкм.
-1
Для определения термостойкости приготовленных жидкостей составы выдерживают в течение 3 суток при температуре 90°C. Далее после остывания составов до температуры 25°C определяют динамическую вязкость при скорости сдвига 5,1 и 510,69 с. Полученные данные свидетельствуют о том, что значительного снижения вязкости жидкостей не происходит, следовательно, составы достаточно термостабильны.
Для определения коэффициента восстановления проницаемости проводят фильтрационные исследования жидкостей на керне. Подбирают колонку из образцов кернов с близкими значениями проницаемости, образцы помещают 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 и т.д.) рассчитывают исходя из фактической глубины пластов, текущих пластовых давлений и плотности жидкостей. Максимальное восстановление проницаемости керна после воздействия жидкости составило 89%.
Обобщенные результаты исследований приведены в таблице 2.
Данные, приведенные в таблицах 1 и 2, показывают, что заявляемые технологические жидкости имеют:
3
- широкий диапазон плотности от 1,02 до 1,4 г/см;
- термостабильность (сохранение начальной вязкости составов после термостатирования);
- высокий коэффициент восстановления проницаемости от 82 до 89%;
3
- низкий показатель фильтрации при репрессии P=3,4 МПа от 6,4 до 10,2 см.
Указанные технические преимущества заявляемой технологической жидкости позволяют следующее.
1. Повысить термостабильность разработанных технологических жидкостей при одновременном сохранении физических свойств и показателя фильтрации, что позволит проводить работы по глушению скважин в условиях, осложненных аномально низким и аномально высоким пластовым давлением, высоким газовым фактором и с повышенными температурами.
2. Снизить отрицательное воздействие на продуктивные пласты за счет низкой фильтрации заявляемой технологической жидкости и, следовательно, низкой проникающей способности раствора в пласт. Также повысить эффективность освоения продуктивных скважин после глушения за счет снижения поверхностного натяжения на границе технологической жидкости с углеводородной средой (нефтью) и набухаемости глинистых минералов.
3. Ускорить выход скважины после глушения на режимные параметры с минимальной потерей продуктивности за счет высокого восстановления проницаемости керна после воздействия блокирующего состава, а также повысить экологичность технологической жидкости за счет ее высокой термостабильности. При повышении температуры до 100°C не происходит разложения жидкости, состав остается без изменения технологических параметров.
Также были проведены промысловые испытания составов глушения на скважинах месторождений нефти в Западной Сибири. Результаты испытаний признаны успешными. Были испытаны составы, представленные в таблице 1 под №№3, 5, 8. Общая информация по проведенным работам со скважинами представлена в таблице 3.
Применение данных технологических жидкостей в качестве составов глушения скважин при капитальном ремонте, проводимом в целях замены глубинно-насосного оборудования (электроцентробежного насоса ЭЦН), позволило:
- проводить ремонтные работы в условиях, осложненных высоким газовым фактором и с повышенными температурами, за счет высокой вязкости и плотности данных составов;
- уменьшить потери технологической жидкости глушения за счет низкой фильтрации в пласт;
- ускорить время вывода скважин на режимные параметры работы с сохранением продуктивности, что видно по объемам добываемой жидкости, нефти до и после ремонта, за счет низкой фильтрации и быстрого восстановления проницаемости пластов.