УТЯЖЕЛЕННАЯ ЖИДКОСТЬ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
WEIGHTED LIQUID WITHOUT A SOLID PHASE FOR KILLING OIL AND GAS WELLS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, предназначено для ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких давлений для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, для глушения и выполнения различных видов работ.
Известен состав для приготовления жидкости высокой плотности для заканчивания и ремонта скважин, содержащий бромид цинка и бромид кальция, и дополнительно хлорид кальция и ингибитор коррозии аминного типа (см. US №4292183, 1981).
Недостатками известного состава являются высокая стоимость, высокие значения коррозионной активности, положительная температура кристаллизации жидкости (10,6°С), Кроме того, при увеличивающейся доле транспортных расходов в смете затрат, перевозка жидких продуктов экономически невыгодна. Перечисленные выше недостатки делают практически невозможным применение данного состава и технологических жидкостей на его основе, особенно в отдаленных северных районах.
Известно применение солевых растворов, например, хлористого натрия или кальция, в качестве жидкостей для заканчивания и ремонта скважин (Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. Рябоконь С.А. и др. М.: ВНИИОЭНГ, Обзор. информ. сер. Нефтепромысловое дело 1989, с. 42).
Недостатком этих растворов является ухудшение проницаемости призабойной зоны пласта вследствие воздействия на цемент и скелет породы, приводящее к изменению размеров частиц и перекрытию фильтрационных каналов. Под влиянием этих жидкостей многие породообразующие водочувствительные минералы гидратируют и увеличивают свой объем. В результате этого увеличивается суммарная поверхность каналов фильтрации и уменьшается их проходное сечение, увеличиваются сроки освоения скважин и выход скважин на режим.
Известен состав для приготовления жидкости для глушения скважин, содержащий минеральную основу и стабилизатор коллекторских свойств продуктивного пласта в виде многофункциональной композиции «Аксис», содержащей хлориды натрия и калия, ингибитор солеотложения, катионоактивного поверхностно-активного вещества (ПАВ), гидрофобизатора и поглотителя влаги (патент RU №2350641).
3
Недостатком раствора, приготовленного из такого состава, является большое содержание в нем нерастворимых веществ (от 1,2 до 2,0 масс. %). Кроме того, данный раствор имеет плотность не более 1200 кг/м и не может быть использован в скважинах с аномально высоким пластовым давлением и высокой температурой.
3
Наиболее близким составом того же назначения к заявленному состава по совокупности признаков является состав для приготовления тяжелых технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, плотностью до 1600 кг/м, содержащий нитрат кальция, хлорид кальция, оксид двухвалентного металла и ингибитор коррозии (патент RU №2291181). Данный состав принят за прототип.
Признаки прототипа, совпадающие с признаками заявляемого изобретения, - нитрат кальция, вода.
Недостатком известного состава, принятого за прототип, является наличие примесей в виде коллоидных твердых микрочастиц, вносимое с дешевыми техническими компонентами в количестве от 0,1 до 0,3%. В таких же пределах находится содержание нерастворимых твердых микрочастиц и в других известных тяжелых жидкостях: «ТРИАСАЛТ СТ» содержит до 0,1% твердых примесей, аммонизированный раствор нитрата кальция содержит их до 0,6%. Также приготовленной на основе этого известного состава, является низкая плотность, которая не превышает 1600 кг/м, что значительно сужает область применения состава.
Задачей изобретения является расширение области применения состава для приготовления технологических жидкостей за счет регулирования и увеличения ее плотности, низкой коррозионной активности, а также за счет регулирования фильтрационных показателей.
3
3
Техническим результатом, достигаемым при осуществлении изобретения, является разработка состава для приготовления технологических жидкостей без твердой фазы плотностью от 1500 кг/м и до 2000 кг/м, имеющих допустимые значения скорости коррозии и температуру кристаллизации, а также позволяющего использовать их в условиях Крайнего Севера и имеющего возможность приготовления как на пресной, так и на минерализованной (пластовой) воде.
Указанный технический результат достигается тем, что утяжеленная жидкость без твердой фазы для глушения нефтяных и газовых скважин, содержащая нитрат кальция и воду, согласно изобретению дополнительно содержит хлорид цинка, комплексный реагент ДОН-А 0834, гелеобразователь - целлюлозу полианионную или карбоксиметилцелдюлозу или ксантановую камедь, в качестве воды содержит пресную или минерализованную воду при следующем соотношении компонентов, масс. %:
Нитрат кальция Са(NO<sub>3</sub>)<sub>2</sub>
10-60
Хлорид цинка ZnCl<sub>2</sub>
10-60
Комплексный реагент (ДОН-А 0834)
0,25-0,5
Указанный гелеобразователь
0,25-0,5
Пресная или минерализованная вода
29-29,5
Признаки заявляемого технического решения, отличительные от прототипа - введение в состав хлорида цинка, комплексного реагента (ДОН-А 0834), гелеобразователя; использование в качестве гелеобразователя целлюлозы полианионную ПАЦ-В или ксантановой камеди или карбоксиметилцеллюлозы; использование в качестве воды пресной или минерализованной воды, а также иное количественное соотношение используемых ингредиентов, масс. %: нитрат кальция - 10-60; хлорид цинка - 10-60; комплексный реагент (ДОН-А 0834) - 0,25-0,5; указанный гелеобразователь - 0,25-0,5; пресная или минерализованная вода - 29-29,5.
3
3
Новый композиционный состав обеспечивает приготовление технологических жидкостей без твердой фазы плотностью от 1500 кг/м и до 2000 кг/м, имеющих допустимые значения скорости коррозии и температуру кристаллизации, а также позволяет использовать их в условиях Крайнего Севера и имеет возможность приготовления как на пресной, так и на минерализованной (пластовой) воде.
3
Совокупность компонентов смеси в заявляемом соотношении проявляет недостижимое известными составами свойство - приготовление на пластовой либо на минерализованной плотностью до 1180 кг/м воде и снижение температуры кристаллизации приготовленной жидкости высокой плотности до минусовых значений.
Технологические жидкости на основе заявляемого состава могут быть приготовлены путем его растворения в пресной воде, а также в пластовой воде различной минерализации.
Хлорид цинка используется в составе для повышения плотности получаемого раствора вследствие его высокой растворимости.
Комплексный реагент ДОН-А 0834 представляет собой водную или спиртовую композицию катионных азотсодержащих ПАВ. Используется в качестве гидрофобизатора, ингибитора коррозии и для подавления сульфатвосстанавливающих бактерий,
В качестве гелеобразователя может использоваться целлюлоза полианионная ПАЦ-В, ксантановая камедь либо карбоксиметилцеллюлоза. Все они придают жидкости высокие реологические свойства, что позволяет при достаточно высокой условной вязкости легко закачивать состав в скважину. Причем использование ксантановой камеди обеспечивает жидкости для глушения нефтегазовых скважин повышенную термостабильность, т.е. стабильные реологические и псевдопластичные свойства при повышенных температурах. Благодаря этому заявляемый состав может быть использован в глубокозалегающих пластах с температурой до 90°С, в отличие от известных составов, которые могут быть использованы при температурах не более 50°С.
Приготовление заявляемого состава производится путем смешения компонентов. Приготовление технологических жидкостей производится путем растворения сухой солевой композиции полученного состава в пресной или минерализованной воде, Для исследований использовались:
Вода пресная; Вода минерализованная (пластовая);
Нитрат кальция, ТУ У6-13441912.004-99;
Хлорид цинка, ГОСТ 4529-78 изм. 1;
Комплексный реагент (ДОН-А 0834), ТУ 2458-005-04706205-2004;
Гелеобразователь:
Целлюлоза полианионная ПАЦ-В ТУ 2231-015-32957739-00; Карбоксиметилцеллюлоза ТУ 6-55-40-990; Ксантановая камедь ГОСТ 33333-2015.
Таблица 1 содержит примеры и результаты испытания предлагаемых составов заявляемой жидкости.
Таблица 2 содержит результаты проведения фильтрационных исследований предлагаемых составов заявляемой жидкости.
Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующими примерами (таблица 1) приготовления технологических жидкостей без твердой фазы.
3
Пример 1 (состав 1 в таблице 1, таблице 2). В 295,0 мл пресной воды растворяли 600 гр нитрата кальция, 100 гр хлорида цинка, 0,25 мл комплексного реагента ДОН и 0,25 гр гелеобразователя (ПАЦ-В). Получили 670 мл жидкости плотностью 1560 кг/м. Полученную жидкость тестировали на коррозионную активность, определение температуры кристаллизации и оценку эффективной вязкости. Результаты испытаний представлены в таблице 1, опыт 1.
3
Пример 2 (состав 7 в таблице 1, состав 2 в таблице 2). В 295,0 мл пластовой воды (плотностью 1180 кг/м) 600 гр нитрата кальция, 100 гр хлорида цинка, 0,25 мл комплексного реагента ДОН и 0,25 гр гелеобразователя (КМЦ). Получили 670 мл жидкости плотностью 1620 кг/м. Полученную жидкость тестировали на коррозионную активность, определение температуры кристаллизации и оценку эффективной вязкости. Результаты испытаний представлены в таблице 1, опыт 7.
3
Пример 3 (состав 6 в таблице 1, состав 3 в таблице 2). В 295,0 мл пресной воды растворяли 100 гр нитрата кальция, 600 гр хлорида цинка, 0,25 мл комплексного реагента ДОН и 0,25 гр гелеобразователя (ксантановая камедь). Получили 570 мл жидкости плотностью 1860 кг/м. Полученную жидкость тестировали на коррозионную активность, определение температуры кристаллизации и оценку эффективной вязкости. Результаты испытаний представлены в таблице 1, рпыт 6.
3
3
Пример 4 (состав 12 в таблице 1, состав 4 в таблице 2). В 295,0 мл пластовой воды (плотностью 1180 кг/м) растворяли 100 гр нитрата кальция, 600 гр хлорида цинка, 0,25 мл комплексного реагента ДОН и 0,25 гр гелеобразователя (ПАЦ-В). Получили 570 мл жидкости плотностью 1980 кг/м. Полученную жидкость тестировали на коррозионную активность, определение температуры кристаллизации и оценку эффективной вязкости. Результаты испытаний представлены в таблице 1, опыт 12.
3
Пример 5 (состав 37 в таблице 1, состав 5 в таблице 2). В 295,0 мл пресной воды растворяли 600 гр нитрата кальция, 100 гр хлорида цинка, 0,25 мл комплексного реагента ДОН и 0,25 гр гелеобразователя (КМЦ). Получили 650 мл жидкости плотностью 1560 кг/м. Полученную жидкость тестировали на коррозионную активность, определение температуры кристаллизации и оценку эффективной вязкости. Результаты испытаний представлены в таблице 1, опыт 37.
3
3
Пример 6 (состав 43 в таблице 1, состав 6 в таблице 2). В 295,0 мл пластовой воды (плотностью 1180 кг/м) 600 гр нитрата кальция, 100 гр хлорида цинка, 0,25 мл комплексного реагента ДОН и 0,25 гр гелеобразователя (ксантановая камедь). Получили 660 мл жидкости плотностью 1620 кг/м. Полученную жидкость тестировали на коррозионную активность, определение температуры кристаллизации и оценку эффективной вязкости. Результаты испытаний представлены в таблице 1, опыт 43.
Данные, приведенные в таблице 1, подтверждают получение технического результата: снижение скорости коррозии, температуры кристаллизации и возможности приготовления на пластовой воде. Кроме того, достигается удобство транспортировки состава в виде сухой композиции. Также предлагаемый состав обладает высокой эффективной вязкостью при добавление загустителя.
Произведены опыты на взаимодействие пластовых флюидов с заявленным составом. На основе произведенных опытов выявлено, что жидкость для глушения скважин не взаимодействует с пластовыми водами. При взаимодействии с пластовыми нефтями заявленного состава полное расслоение на две фазы происходит в течение 24 часов, благодаря чему не требуется дополнительная очистка нефти на установках подготовки нефти от жидкости глушения и, следовательно, не ухудшается качество нефти.
Для определения коэффициента восстановления проницаемости проводили серию фильтрационных опытов с использованием установки AFS-300.
Исследования выполняли следующим образом: экстрагированные образцы горных пород месторождений Пермского края после определения петрофизических характеристик насыщали керосином и помещали в кернодержатель установки AFS-300, Создали боковой и торцевой обжим керна резиновой манжетой. Затем образец подвергали воздействию заявляемой жидкостью для глушения скважин в течение трех часов при поддержании постоянного градиента давления на керне за счет энергии сжатого воздуха. После этого фильтрат жидкости для глушения, проникшей в керн, вытесняли нефтью в обратном направлении. При установившемся давлении и постоянном расходе нефти через образцы керна определяли коэффициент проницаемости после воздействия жидкостью для глушения. Соотношение коэффициентов проницаемости после воздействия к первоначальной величине является коэффициентом восстановления проницаемости (β):
Н1
Н2
где К и К - соответственно проницаемость образца керна до и после воздействия жидкости для глушения.
Результаты опытов, представленные в таблице 2, показали незначительное снижение проницаемости образцов керна после воздействия состава.
Таким образом, из данных, представленных в таблице 2, видно, что заявляемая утяжеленная жидкость для глушения нефтегазовых скважин с различной плотностью и эффективной вязкостью не влияет на производительность скважин. Использование заявляемой жидкости для глушения не приводит к ухудшению проницаемости пласта, а сохраняет пласт в том состоянии, в котором он был до проведения операции глушения.
Для приготовления утяжеленной жидкости для глушения скважин в полевых условиях используют следующее нефтепромысловое оборудование:
Цементировочный агрегат ЦА-320;
Автоцистерна;
Фискарс.
Приготовление утяжеленной жидкости без твердой фазы происходит следующим образом: в автоцистерну, в которой находится необходимый объем пресной или пластовой воды, загружают нитрат кальция и хлорид цинка, перемешивают в течение 20-30 минут и далее добавляют комплексный реагент ДОН и перемешивают еще в течение 10 минут. Далее равномерно за один цикл перемешивания одновременно вводят расчетное количество загустителя. После введения реагентов полученный раствор тщательно перемешивают до однородного состояния.
Разработанной утяжеленной жидкостью глушения возможно следующие варианты глушения скважин:
С полной заменой скважинной жидкости на утяжеленную жидкость глушения (для поглощающих скважин);
С полной заменой скважинной жидкости на утяжеленную жидкость глушения и ее циркуляцией по стволу скважины;
3
Использование определенного объема утяжеленной жидкости глушения (создание блок-пачки повышенной плотности) и продавкой его водой плотностью от 1000 до 1180 кг/м.