Жидкость для глушения нефтяных и газовых скважин
Владельцы патента RU 2264531:
ДФ ГУП Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения (ЗапСибБурНИПИ) (RU)
Изобретение относится к нефтяной и газовой отрасли, в частности к технологическим жидкостям, применяемым для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин с пластовыми давлениями ниже гидростатического при эксплуатации и ремонте скважин. Техническим результатом является создание жидкости на углеводородной основе с плотностью до 650 кг/м3, оказывающей минимальное воздействие на фильтрационно-емкостные свойства - ФЕС прискважинной зоны пласта ПЗП и предназначенной для глушения скважин с низкой пластовой энергией. Жидкость для глушения нефтяных и газовых скважин с аномально низким пластовым давлением, включающая углеводородную основу, синтетическую жирную кислоту, гидроксид натрия, в качестве дополнительного стабилизатора содержит гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость и блокирующий облегчающий наполнитель - алюмосиликатные микросферы - АСМ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: углеводородная основа 68-88, синтетическая жирная кислота 1,2-2,1, гидроксид натрия 0,20-0,36, кремнийорганическая жидкость - ГКЖ 0,25-0,32, наполнитель АСМ - остальное. 2 табл.
Изобретение относится к нефтяной и газовой отрасли, в частности к технологическим жидкостям, применяемым для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) при эксплуатации и ремонте скважин.
Известна жидкость для глушения скважин, содержащая наполнитель-лигнин 2,0%, хлористый калий 5,0%, комплексный полимерный реагент-КППС 2,5-3,0%, кремнийорганический реагент ГКЖ-10 0,4-0,6%, ПАВ 0,5%, вода остальное [1].
Недостатком данного технического решения является многокомпонентность состава, использование водной основы, что отрицательно сказывается на фильтрационно-емкостных свойствах прискважинной зоны пласта и значительных потерях времени на его очистку, восстановление проницаемости.
Известен раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных газовых скважин, содержащий, в мас. %: газовый конденсат 81,0-84,9, синтетическую жирную кислоту СЖК 1,7-2,3, каустическую соду 0,6-1,0, минеральный наполнитель глинопорошок - остальное [2].
Недостатком данного раствора является узкий диапазон регулирования плотности 0,98-1,01 г/см3, невозможность получения более низкой плотности раствора, ограниченной плотностью дисперсионной среды.
Известна жидкость для заканчивания и глушения низкотемпературных нефтяных и газовых скважин, включающая отработанные моторные масла, синтетическую жирную кислоту, каустическую соду и минеральный наполнитель мел [3].
Недостатком этого раствора является использование не кондиционного продукта - отработанного масла, получение составов с непостоянными технологическими свойствами и высокая вязкость раствора.
Наиболее близким техническим решением является буровой раствор на углеводородной основе, состоящий из углеводородной основы, синтетической жирной кислоты, гидроксида натрия, атактического полипропилена, парафина и утяжелителя [4].
Недостатком вышеуказанного технического решения является относительно высокая плотность (свыше 1000 кг/м3), в составе присутствует барит, частицы которого способны закупоривать (кольматировать) поровые каналы продуктивного пласта. Наличие в жидкости глушения барита может привести к существенному снижению продуктивности скважины с низкой энергией пласта после проведения работ по капитальному ремонту.
Задачей изобретения является сохранение продуктивности скважины с аномально низкими пластовыми давлениями после ее глушения при капитальном ремонте.
Технический результат, достигаемый данным изобретением, - создание жидкости глушения малой плотности с низкими фильтрационными свойствами и технологичной в приготовлении.
Для решения поставленной задачи, достижения технологического результата и устранения перечисленных недостатков предлагаем технологическую жидкость для глушения скважин с АНПД при капитальном ремонте скважин с приемлемой минимальной плотностью 650-750 кг/м3, оказывающей минимальное отрицательное воздействие на ФЕС прискважинной зоны пласта и сокращающей время освоения и вывода скважины после ремонта на доремонтный режим работы, включающей углеводородную основу, синтетическую жирную кислоту, гидроксид натрия, дополнительный стабилизатор-гидрофобизатор - гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ, блокирующий и облегчающий наполнитель, в качестве которого используется алюмосиликатные микросферы - АСМ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
| Углеводородная основа | 68-88 |
| Синтетическая жирная кислота | 1,2-2,1 |
| Гидроксид натрия | 0,20-0,36 |
| Кремнийорганическая жидкость | 0,25-0,32 |
| Наполнитель - АСМ | остальное. |
Углеводородной основой технологической жидкости служит дизельное топливо или обезвоженная специально подготовленная нефть.
Синтетическая жирная кислота - СЖК - структурообразователь и стабилизатор мыл синтетических жирных кислот, выпускается согласно ГОСТ 23239-89.
Гидроксид натрия - NaOH представляет собой бесцветную непрозрачную кристаллическую массу, хорошо растворимую в воде, производится по ГОСТ 2263-79.
Кремнийорганическая жидкость ГКЖ 10 (или 11) представляет собой водно-спиртовый раствор этил(метил)силиконата натрия, хорошо растворяется в воде, не растворяется в маслах. Свойства жидкости нормируются ТУ 6-02-696-76.
Алюмосиликатные микросферы - (ТУ 21-22-37-91) плотность микросфер составляет 400 кг/м3. Производится в г. Екатеринбурге, ОАО "Бентонит Урала".
Приготовление технологической жидкости для глушения нефтяных и газовых скважин осуществляется следующим образом.
В небольшом количестве углеводородной основы, например дизельного топлива, разогретого до температуры 60-70°С, растворяют синтетическую жирную кислоту (далее по тексту СЖК). После этого растворенный ингредиент вводят в оставшуюся часть углеводородной основы, которая предварительно налита в перемешивающее устройство, перемешивают 5-10 мин. Затем в смесь добавляют гидроксид натрия - водный 50% раствор каустической соды и перемешивают всю композицию в течение 10-15 мин. В процессе перемешивания СЖК вступает в реакцию с гидроксидом натрия с образованием натриевых мыл. После этого в полученную систему вводят ГКЖ и перемешивают 5 минут. После этого в раствор вводится наполнитель АСМ и перемешивают еще 10 минут. Общее время приготовления 40-50 минут. Готовую технологическую жидкость для глушения оставляют в покое для "созревания", т.е. полного набора структурных и реологических характеристик. Через сутки производят замер технологических параметров.
Пример
В 20-40 мл дизельного топлива, разогретого до температуры 60-70°С, растворяют 6,8 г (1,83%) СЖК. Затем растворенный ингредиент технологической жидкости на углеводородной основе смешивают с 280-260 мл дизельного топлива с температурой 20°С и все перемешивают 5-10 мин. После этого в смесь добавляют 1,8 мл (0,24%) гидроксида натрия - 50%-ного водного раствора каустической соды для омыления СЖК, интенсивно перемешивают в течение 5 минут всю композицию. Затем добавляют в композицию 1 мл ГКЖ и перемешивают еще 5 минут. В полученную смесь вводят 112 г (30,1%) наполнителя АСМ, постоянно перемешивая еще не менее 10 мин.
В табл. 1 приведены составы технологической жидкости на углеводородной основе и их свойства в табл.2.
Как видно по составу 4 табл. 1 и свойствам табл. 2, предлагаемая технологическая жидкость на углеводородной основе при отсутствии стабилизатора ГКЖ имеет повышенный показатель фильтрации, неудовлетворительные реологические характеристики: малую пластическую вязкость и малое предельное динамическое напряжение сдвига, низкие структурно-механические свойства. Ввод 0,25% ГКЖ в состав технологической жидкости на углеводородной основе обеспечивает необходимые структурно-механические характеристики, снижение показателя фильтрации. При превышении содержании ГКЖ свыше 0,32 мас.% свойства технологической жидкости не улучшаются, несколько снижается стабильность.
Содержание углеводородной основы менее 68% приводит к возрастанию реологических показателей до состояния потери подвижности (текучести), а содержание более 88% приводит к потере стабильности системы.
Использование СЖК в жидкости для глушения скважин позволяет регулировать структурно-механиеские свойства, показатель фильтрации.
В предложенной жидкости применяется гидроксид натрия в пределах 0,20-0,36%. Уменьшение содержания гидроксида натрия менее 0,2% приводит к потере стабильности раствора, расслоению. Увеличение процентного содержания гидроксида натрия приводит к необоснованному расходу материала, увеличению щелочности и содержания воды.
В предложенной жидкости алюмосиликатные микросферы позволяют регулировать плотность раствора от 650 до 1000 кг/м3.
Использование предлагаемой жидкости для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин позволяет обеспечить оптимальные реологические параметры раствора: плотность 0,65-0,90 г/см3, вязкость 90-200 с, а углеводородная основа способствует сохранению фильтрационно-емкостных свойств продуктивных коллекторов при заканчивании и ремонте скважин за счет снижения или полного исключения проникновения раствора или его фильтрата в пласт, как следствие, быстрое восстановление естественной проницаемости призабойной зоны пласта при вызове притока.
| Таблица 1 | |||||
| СОСТАВ РАСТВОРА, мас.% | |||||
| № | Углеводородная основа | СЖК | Гидроксид натрия | ГКЖ | Наполнитель |
| 1 | 69,04 | 1,83 | 0,24 | 0,25 | 28,64 |
| 2 | 69,23 | 1,23 | 0,24 | 0,30 | 29,00 |
| 3 | 68,23 | 1,66 | 0,29 | 0,32 | 29,50 |
| 4 | 68,40 | 1,20 | 0,20 | - | 30,10 |
| 5 | 67,65 | 2,20 | 0,38 | 0,33 | 30,44 |
| 6 | 89,00 | 1,18 | 0,18 | 0,33 | 9,31 |
| Примечание: В качестве углеводородной основы использовано дизельное топливо, а в качестве утяжелителя - АСМ. |
| Таблица 2 | |||||||
| ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ РАСТВОРА | |||||||
| Состав раствора, № | Плотность, г/см3 | Вязкость, по СПВ-5, с | Пластическая вязкость, Па·с | Динамическое напряжение сдвига, Па | СНС, Па | Фильтрация, см3/30 мин | |
| 1 мин | 10 мин | ||||||
| 1 | 0,81 | 195 | 0,038 | 15,2 | 19,77 | 23,65 | 2 |
| 2 | 0,79 | 117 | 0,035 | 10,4 | 9,40 | 14,12 | 2 |
| 3 | 0,78 | 182 | 0,036 | 13,2 | 20,54 | 25,75 | 2 |
| 4 | 0,76 | 123 | 0,025 | 8,5 | 6,35 | 9,88 | 4 |
| 5 | 0,74 | >500 | 0,039 | 21,6 | 23,55 | 25,77 | 1 |
| 6 | 0,83 | 90 | 0,022 | 6,4 | 4,65 | 8,35 | 4 |
Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки
1.Патент Российской Федерации №2151162, по М. кл. 7 С 09 К 7/00, 20.06.2000 г. Бюл. №17.
2. Патент Российской Федерации №2136717, по М. кл. 7 С 09 К 7/06, 10.09.1999 г. Бюл. №25.
3. Патент Российской Федерации №2167275, по М. кл. Е 21 В 43/12, 20.05.2001 г. Бюл. №14.
4. Патент Российской Федерации №2208035, по М. кл. С 09 К 7/06, 10.07.2003 г. Бюл. №19.
Жидкость для глушения нефтяных и газовых скважин, включающая углеводородную основу, синтетическую жирную кислоту, гидроксид натрия, отличающаяся тем, что в качестве дополнительного стабилизатора содержит гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость и блокирующий облегчающий наполнитель - алюмосиликатные микросферы (АСМ) при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
| Углеводородная основа | 68-88 |
| Синтетическая жирная кислота | 1,2-2,1 |
| Гидроксид натрия | 0,20-0,36 |
| Кремнийорганическая жидкость - ГКЖ | 0,25-0,32 |
| Наполнитель - АСМ | Остальное |
