Состав для термохимической обработки ствола скважины

 

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей отраслям промышленности и предназначено для тепловой обработки скважины для интенсификации режима ее работы. Цель - повышение вязкости состава для обработки и снижение предельного напряжения сдвига. Состав, приготовленный на воднрй основе, загущается добавкой полимера - карбоксиметилоксиэтилцеллюлозой (КМЦ), а в качестве стабилизатора вязкости содержит хлорид кальция CaCl2. В качестве ПАВ состав содержит сульфанол. Соотношение компонентов в составе следующее , мас.%: CaCl2 13-18; КМЦ 0,7-0,9; сульфанол 0,13-0,17; вода остальное. Хлористый кальций стабилизирует вязкость раствора при изменении температуры раствора и частично его загущает. Добавка сульфанола снижает гидродинамическое сопротивление раствора и предельное напряжение сдвига и позволяет снизить давление нагнетания насосного агрегата при прокачке раствора через скважину. 1 ил., 4 табл. (Л

СОЮЗ COBETCKVIX

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (sI)s Е 21 В 43/24

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (2 1) 4434274/03 (22) 30.05.88 (46) 23.02.91. Бюл, Ф 7 (71) Западно-Сибирский научно-исследовательский геологоразведочный нефтяной институт (72) Р,И.Медведский, Ю.Г.Скляр, Л.А.Назина и Б.А.Семенов (53) 622.245(088,8) (56) Коновалов Е.А, и др. Полимерглинистые буровые растворы. — ЭИ ВИЭМС: Техника и технология геологоразведочных работ, организация производства, отечественный производственный опыт. 1987, вып. 9, с. 1-7. (54) СОСТАВ ДЛЯ ТЕРМОХИМИЧЕСКОЙ

ОБРАБОТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ (57) Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей отраслям промышленности и предназначено для тепловой обработки скважины для интенсификации режима

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей промышленности, а конкретнее к средствам тепловой обработки скважины с целью интенсификации режима ее работы, притока углеводородов из продуктивных пластов.

Целью изобретения является повышение вязкости состава и снижение предельного напряжения сдвига.

Состав, приготовленный на водной основе, загущается добавкой полимера карбоксиметилоксиэтилцеллюлозой (КМЦ), в качестве стабилизатора вязкости содержит хлорид кальция (CaCI2), à в качестве поверхностно-активного вещества — сульфанол, взятых в соотношении, мас. /0 .

CaClz 13-18

КМЦ 0,7-0,9

Сул ьфа нол 0,13-0,17

„„ Ц „„1629505 А1 ее работы. Цель — повышение вязкости состава для обработки и снижение предельного напряжения сдвига. Состав, и ригото влен н ый на воднцй основе, загущается добавкой полимера — карбоксиметилоксиэтилцеллюлозой (КМЦ), а в качестве стабилизатора вязкости содержит хлорид кальция CaClz, В качестве ПАВ состав содержит сульфанол, Соотношение компонентов в составе следующее, мас.%: CBCI2 13-18; KMU, 0,7 — 0,9; сульфанол 0,13-0,17; вода остальное. Хлористый кальций стабилизирует вязкость раствора при изменении температуры раствора и частично его загущает. Добавка сульфанола снижает гидродинамическОе сопротивление раствора и предельное напряжение сдвига и позволяет снизить давление нагнетания насосного агрегата при прокачке раствора через скважину. 1 ил., 4 табл. и

Вода Остальное О

Оптимальные реологические характе; ристики определяют на основе экспериментальных и теоретических исследований (Л процесса теплообмена со стволом скважин теплоносителя, плотность и теплоемкость у которого близки соответствующим характеристикам воды, а реологические характеристики варьируют в широких пределах (например, для вязкости пределы измене-. ния от 1 до 100 мкПа с, т0 = 10 — 300 мкПа ).

На чертеже приведены расчетные кривые распределения температур в стволе -. скважины по глубине через 1 сут непрерывной циркуляции теплоносителей с температурой на входе в НКТ 90 С: кривая 1 отражает распределение температуры в затрубном пространстве при циркуляции жидкости, загущенной полимерами с вязкостью

1629505 = 40 мкПа с; кривая 2 — с вязкостью ц 20 мкПа с; кривая 3 — с вязкостью 6,7 мкПа с; кривая 4 — при циркуляции воды.

С возрастанием вязкости теплоносителя эффективность прогрева ствола возра- 5 стает, однако, начиная с определенных величин, вязкость практически не влияет на характер прогрева ствола, При скорости циркуляции теплоносителя 3 л/с такие величины составляют 18-25 мкПа с, 10

При больших вязкостях режим течения теплоносителя становится ламинарным, при котором изменение вязкости жидкости уже незначительно сказывается на коэффициенте теплообмена между нисходящим и 15 восходящим потоками теплоносителя.

Определяющим для температуры в стволе скважины является критерий Шухова а Его снижение влечет эа собой увеличение . (при подогреве) или уменьшение (при ох- 20 лаждении) температуры на максимальной глубине скважины при термообработке теплоносителя с фиксированной температурой нэ входе в колонну. Снижение критерия 0 наиболее эффективно эа счет уменьшения 25 коэффициента теплоотдачи К, который непосредственно зависит от реологических свойств жидкости, а более конкретно от со о отношения — для ламинарного течения вязкопластичной жидк сти:

N. = 0,15(не .Pr) f, о

2 где HePr =— х

d 35

Nn = — т — — критерий Нуссельта;

f - f(Pe, d);

Pe — число Пекла; а — коэффициент теплоотдачи потока жидкости;

А — коэффициент теплопроводности жидкости; х — коэффициент температуропроводности жидкости;

d — характерный диаметр; т,, — предельный сдвиг; — пластичная вязкость жидкости. го

Снижение параметра — влечет за соЮ бой снижение коэффициента теплоотдачи движущейся жидкости, увеличение глубины термообработки скважины вязкопластичным теплоносителем.

Оптимальным для осуществления поставленной цели является значение g = 30- 55

60 мкПа с и ro = 50 — 100ДПа при t = 20 — 90 С.

Вследствие незначительных скоростей подъема теплоносителя в затрубье скважины, а также анализа теоретических и зкспериментальных данных температура окружающей скважину породы в основном зависит от температуры теплоносителя.

В качестве основного загустителя в предлагаемой композиции используют полимер

КМЦ взятый в соотношении0,7-0,9 мас.%, В качестве стабилизатора вязкости и ингибитора в композиции взят хлорид кальция (CaClz) в соотношении 13 — 18 мас. .

Хлористый кальций стабилизирует вязкость раствора при изменении температуры раствора и частично его эагущает. а кроме тога, при охлаждении скважин газовых или работающих газоводонефтяной смесью хлорид кальция, являясь ингибитором гидратообразования, предотвращает такого рода осложнения.

Добавка 0,13-0.17 мас. ПАВ (сульфанола) снижает гидродинамическое сопротивление раствора и предельное напряжение сдвига то и позволяет в 1,5 раза снизить давление нагнетания насосного агрегата при прокачке раствора через скважину. Однако увеличение процентного содержания сульфанола приводит к ухудшению вязкостных свойств теплоносителя и сказывается на его теплофизических свойствах вследствие его вспенивания.

Оптимальным выбрано следующее соотношение компонентов, мас. ;

Хлорид кальция, 13-18

КМЦ 0,7-0,9

Сульфанол (ПАВ) 0,13-0,17

Вода Остальное

Снижение содержания СаС12 менее

13 мас. нежелательно, так как приводит к недостаточному количеству ингибитора в растворе, а также требует дополнительной добавки КМЦ для достижения необходимой вязкости, Увеличение

CaClz более 18 мас. нецелесообразно ввиду того, что помимо повышения вязкости увеличивается плотность раствора, ухудшаются его гидродинамические свойства.

Содержание в композиции менее

0,7 мэс.% КМЦ не позволяет достичь необходимой вязкости раствора, э увеличение более 0,9 мас. приводит к сильному загущение раствора, превышающему допустимые пределы.

Содержание в растворе более 0,17 мас.

ПАВ приводит к ухудшению вязкостных свойств теплоносителя и сказывается на теплофиэических свойствах вследствие его вспенивания, но добавка ПАВ (сульфанола) в водный раствор менее 0,13 мэс.% не дает заметного воздействия нэ гидродинамическое сопротивление раствора.

В табл. 1-3 показан порядок подбора соотношения выбранных химреагентов, по1629505 зволя4ющего максимально снизить параметр r /q и обеспечить его небольшое изменение в широком диапазоне температур, Из табл;4 видно, что как состав 1 теплоносителя (оптимальный для охлаждения 5 ствола скважины), так и состав 2 (оптимальный для подогрева) не только дают снижение параметра rply в 1,5-2,5 раза, а также его небольшое (в отличие от прототипа) из- 10 . менение в широком диапазоне температур

1:0-.900 С.

Использование известных компонентов, например CaCI2 и ПАВ, по отдельности не приводит к полученному синергетическо- 15 му эффекту: умейьшение критерия,/y ведет к повйщению (понижению) температуры на максимальной глубине скважины при ее термообработке теплоносителем в ламинарном режиме промывки ствола скважины. 20

Теплоноситель готовят следующим образом.

В воде, нагретой до 40 С, одновременно растворяют соответствующие порции

СаС1 и КМЦ в течение 50 — 20 мин (до полно- 25 го их растворения), а затем добавляют ПАВ.

При растворении хлорида кальция в воде выделяется значительное количество тепла, приводящее к дополнительному повышению температуры воды (до 80 С) и более быстрому распусканию КМЦ в растворе, Пример.1 Теплоноситель состава, мас : СаС 15; КМЦ 0,7; сульфанол 0,15; вода остальное, с начальной температурой, близкой к 0 С, используют для охлаждения 35 забоя скважины. После циркуляции теплоносителя в течение 6 ч температура забоя снижается с 106 до 66.2" С, При циркуляции глинистого известного раствора с начальной температурой теплоносителя на входе в 40

НКТ температура снижается на 80 С.

Пример 2. Осуществляют предварительный прогрев ствола на скважине. До прогрева температура ствола простаивающей скважины соответствует температуре 45 окружающих горных пород, Так, в области залегания вечномерзлых пород эта температура составляет от -2 до 0 С. Попытка провести гидродинамические исследования обьекта в холодном стволе скважины по тра- 50 диционной технологии ни к чему не привела ввиду быстрой закупорки НКТ гидратами.

Проводят прогрев ствола в течение 5,5 сут циркуляцией в технической колонне теплоносителя, приготовленного по предла- 55 гаемой рецептуре с содержанием КМЦ 0,9 мас.70 и подогревом его на поверхности земли до 90 С. Сразу после прогрева вызван приток газа. Скважина в течение 6 сут до выхода на устойчивый режим работает равномерно без выноса плотных пачек и прорывов газа, одной смесью, что позволяет проводить исследования скважины без осложнений. Численные расчеты показывают, что температура ствола в первый час работы скважины в районе залегания мерзлых пород не опускается ниже 56 С, Аналогичные расчеты для глинистого известного раствора показывают, что температура ствола в первый час.не ниже 44,6 С. Время безгидратного режима работы скважины составляет в этом случае 3,7 сут, Применение изобретения на практике для охлаждения ствола скважины дает больший эффект, чем при использовании известных теплоносителей; позволяет на большую глубину охлаждать породы под продуктивным пластом в целях разгрузки и увеличения дебита углеводородов, провести охлаждение пласта для снижения коррозионной и химической активности кислот, что позволяет охватить химической обработкой большую глубину пласта.

Прогрев ствола особенно эффективен непосредственно перед пуском в действие скважины, работающей с низкими дебитами при низкой температуре пород, для предупреждения гидрото-парафинообразования в стволе, характерного для начального периода работы скважины, обеспечения устойчивог0 режима притока углеводородов и более качественного проведения испытаний промь1 слового объекта, Формула изобретения

Состав для термохимической обработки ствола скважины, включающий полимер, стабилизатор вязкости, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью повышения вязкости состава и снижения предельного напряжения сдвига, в качестве полимера состав включает карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу (КМОЭЦ) в качестве стабилизатора вязкости — хлорид кальция, а в качестве ПАВ— сул ьфанол, при следующем соотношении компонентов, мас. :

Хлорид кальция 13 — 18

КМОЭЦ 0,7-0,9

Сульфанол 0,13 — 0,17

Вода Остальное

1629505

Таблица 1

Состав теплоносителя

Соде жание компонентов, мас, Пластическая .вязкость мкПа с (при Т= 20 С) КМЦ

Сульфанол

CaCtz

Вода

Остальное

Н

П р и м е ч а н и е, Для составов 5 — 8 данные пластической вязкости получены при Т = 70 C

Таблица 2

Таблица 3 1

3

5

7

9

11

12

13

14

16

17

12

13

18

12

13

18

0,7

0.7

0,7

0,7

0,9

0,9

0,9

0,9

0.6

0,7

0,9

1,0

1,2

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,15

0,12

0;13

0,15

0,17

0,18

18

21

16

19

26

28

16

26

34

23

21.4

18,2

1629505

Таблица 4

50 60 70 80. 9О TС

200

Составитель И, Лопакова

Техред M.Maðãåíòàë Корректор Л.Пилипенко

Редактор И, Дербак

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул.Гагарина, 101

Заказ 419 Тираж 361 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035. Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5