Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин

 

Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин содержит, мас.% : хлорид кальция 1,0-40, органический растворитель 10-50, ингибирующая соль 1,0-10, вода - остальное. Жидкость обладает улучшенными осушающими и ингибирующими свойствами, повышает эффективность вскрытия продуктивных пластов перфорацией, облегчает вызов притока флюида после окончания ремонтных работ. 2 з. п. ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, используемым в качестве рабочей среды при вторичном вскрытии продуктивных пластов перфорацией и глушения скважин при проведении ремонтно-восстановительных работ.

Известна жидкость для закачивания и ремонта скважин, включающая бромид цинка, бромид кальция, ксилозу, гидроксид натрия [1].

Недостатком данного состава является отсутствие веществ, ингибирующих глинистый минерал от набухания и предотвращающих образование стойких эмульсий в призабойной зоне скважин.

Наиболее близким решением, взятым за прототип, является состав для приготовления технологических жидкостей, содержащий водорастворимую соль кальция, свободный аммиак и лигносульфонат [2].

Недостатком данного состава является низкая ингибирующая и дегидратирующая способность состава по отношению к набухшим глинистым минералам, кольматирующим призабойную зону скважины.

Задачей изобретения является повышение эффективности состава за счет дигидротирующего (осушающего) действия, ингибирующего действия на глинистые составляющие коллектора и снижение межфазного натяжения на границе с углеводородами.

Поставленная задача решается тем, что технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин, включающая хлорид кальция, добавку и воду, она дополнительно содержит органический растворитель и ингибирующую соль при следующем соотношении компонентов, мас.%: Хлорид кальция - 1,0 - 40 Органический растворитель - 10 - 50 Ингибирующая соль - 1,0 - 10 Вода - Остальное В качестве органических растворителей использовали те, физико-химические свойства которых удовлетворяли следующим требованиям: способность неограниченно смешиваться с водой и углеводородами или иметь низкое межфазное натяжение на границе с нефтью, например низшие алифатические спирты, гликоли, ацетон.

В качестве солей, ингибирующих набухание глин, содержащихся в коллекторе или привнесенных в процессе бурения, использовали хлорид калия или аммония.

Достижение положительного эффекта обеспечивается тем, что состав жидкости перфорации включает в себя, кроме традиционной соли (CACl₂), используемой для регулирования плотности раствора, органический растворитель, способствующий осушению (дегидратированию) набухших глинистых структур, снижению межфазного натяжения на границе с углеводородами, что способствует разрушению стойких эмульсий в призабойной зоне пласта, а также хлорид калия или аммония для предотвращения набухания и стабилизации глинистых минералов в коллекторах.

В лаборатории проведены исследования влияния водных растворов неорганических солей на процесс набухания и дигидратации глин, находящихся в набухшем состоянии. Для исследований использовали бентонитовую глину и ряд неорганических солей, наиболее употребляемых для приготовления жидкостей глушения и перфорации.

Для проведения опытов готовили растворы исследуемых солей и определяли их физические свойства - плотность и межфазное натяжение на границе с углеводородами.

Определение проводилось стандартными методами : плотность - ареометрами общего назначения, межфазное натяжение - методом отрыва капли.

Определение набухания глины в исследуемых растворах проводили следующим образом : брали навески сухой глины массой 10 г или навески заранее гидратированной глины в пересчете на сухую глину 10 г, уплотняли навеску и определяли объем, который занимала сухая глина, затем заливали 100 см³ исследуемого раствора и перемешивали 15 мин на лабораторной мешалке со скоростью 1000 - 1200 об/мин. После перемешивания пробы помещают в мерные цилиндры и оставляют в покое на сутки, после чего замеряют объем осветленной части в см³.

В табл. 1 приведены физические свойства утяжеленных растворов и ингибирующее действие растворов на глины. Из данных лабораторных исследований видно, что при добавлении в традиционные растворы, используемые для глушения скважин, 2 - 10%-ный KCl или NH₄ Cl, ингибирующее действие раствора на сухие глины увеличивается, однако при действии исследуемыми растворами на гидратированную глину разрушения глиняной суспензии и осветления раствора не наблюдается. Если брать соль, содержащую катион K⁺ или NH⁺₄ концентрацией менее 1%, раствор не будет оказывать ингибирующее действие на сухие глины. Увеличение концентрации более 10% не приводит к дальнейшему улучшению свойств технологической жидкости.

Для улучшения свойств жидкости глушения в лаборатории исследовали ряд растворителей, физико-химические свойства которых удовлетворяют следующим требованиям : способность неограниченно совмещаться с водой и иметь невысокий показатель межфазного натяжения на границе с углеводородами.

В табл. 2 приведены физико-химические свойства растворителей и их осушающие свойства. Из данных, приведенных в табл. 2 , видно что объем сухой глины в среде растворителя не увеличивается, значит, не происходит набухание глины. Навески гидратированной глины, диспергированные в исследуемых растворителях, дегидратируют глину в разной степени. Из всех исследуемых растворителей наибольшим дегидратирующим действием обладает пропанол, бутанол, этиловый эфир, ацетон, глицерин.

В табл. 3 приведены свойства жидкостей глушения, содержащие в своем составе органические растворители и ингибирующие соли. Плотность растворов варьируется раствором хлорида кальция от 1050 до 1293 кг/м³. Межфазное натяжение на границе с углеводородами может изменяться от 6 до 20 мН/м в зависимости от содержания растворителя в составе жидкости глушения. Лучшими дегидратирующими свойствами обладают растворы, содержащие пропанол, ацетон, бутанол в количестве 20 - 40%.

Присутствие органических растворителей в технологической жидкости с концентрацией ниже 10% не снижает межфазное натяжение на границе с углеводородами и не оказывает дегидратирующего (осушающего) действия на глинистые структуры. При концентрации более 50% значение плотности технологической жидкости будет низким (0,880-0,950) и при этом будет выпадать осадок.

При содержании хлорида кальция более 40% затруднено его растворение в жидкости.

Для приготовления составов использовали технические продукты, выпускаемые в больших объемах отечественной промышленностью: Хлорид кальция - ГОСТ 450-77 Хлорид кальция - ГОСТ 3234-77 Хлорид аммония - ТУ 6-00-5751766-2-88 Ацетон технический - ГОСТ 2668-84
Этиленгликоль - ГОСТ 19710-83
Изопропиловый спирт - ГОСТ 9805-84
Приготовление раствора производится простым смешением компонентов в следующей последовательности : сначала в воде растворяют соли, а затем добавляют органические растворители.

Пример приготовления раствора (пример 4, табл. 3). В стеклянный стакан емкостью 100 - 150 мл наливают 45 см³воды, в ней растворяют 20 г CaCl₂ и 5 г NH₄Cl, после полного растворения солей в раствор добавляют 37 см³ ацетона и все перемешивают на лабораторной мешалке до помутнения гомогенного раствора.

Технологическую жидкость на промысле готовят в емкости цементировочного агрегата. Для приготовления 1 м³ раствора необходимо залить 45 л воды пресной или минерализованной, растворить в ней 20 кг CaCl₂ и 5 кг NH₄Cl, после растворения солей заливается 37 л ацетона. Раствор готовится в емкости цементировочного агрегата при включенном циркуляционном насосе.

Предлагается жидкость безопасна при ее приготовлении и использовании в производственных условиях.

Жидкость имеет осушающее и ингибирующее действие, что позволяет с большей эффективностью вскрывать продуктивные пласты перфорацией, а при глушении скважин не ухудшает коллекторских свойств призабойной зоны и облегчает вызов притока флюида после окончания ремонтных работ.

Формула изобретения

1. Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин, включающая хлорид кальция, добавку и воду, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит органический растворитель, а в качестве добавки содержит ингибирующую соль при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Хлорид кальция - 1 - 40
Органический растворитель - 10 - 50
Ингибирующая соль - 1 - 10
Вода - Остальное
2. Жидкость по п.1, отличающаяся тем, что в качестве органического растворителя применяют низшие алифатические спирты, гликоли, ацетон.

3. Жидкость по п.1, отличающаяся тем, что в качестве ингибирующей соли используют хлорид калия или хлорид аммония.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 05.06.2003

Извещение опубликовано: 27.10.2004        БИ: 30/2004

MM4A - Досрочное прекращение действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 05.06.2006

Извещение опубликовано: 10.04.2008        БИ: 10/2008

---