Состав, способ приготовления и применения гидрофобной эмульсии в комбинированной технологии глушения скважин

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к глушению скважин специальными жидкостями перед проведением подземных ремонтов. Техническим результатом является расширение области применения и повышение эффективности комбинированной технологии глушения скважин за счет предложенного состава и способа приготовления высокоустойчивой маловязкой гидрофобной тяжелой (плотностью не ниже 1200 кг/м³) эмульсии и формул расчета необходимого объема ее закачки в скважину с учетом применения наиболее экономически целесообразной задавочной жидкости на водосолевой основе, включая использование для данной цели обычной пластовой, подтоварной или сеноманской воды. Состав гидрофобной эмульсии для комбинированной технологии глушения скважин содержит в качестве эмульгирующего компонента - реагент для добычи нефти-РДН в количестве 4,5-7,5 об.%; в качестве дисперсионной среды - смесь керосиногазойлевой фракции нефтяных углеводородов и тяжелого растворителя АПК в соотношении объемов, при которых плотность их смеси достигает значения не ниже 1200 кг/м³, и растворенного в нем реагента РДН в количестве всего 30-50 об. %, в качестве дисперсной фазы - водный раствор хлорида или нитрата кальция, плотность раствора не ниже 1200 кг/м³, в количестве 70-50 об. %. В способе применения состава в комбинированной технологии глушения в качестве нижней части столба используют указанный состав, причем его экономически выгодный объем рассчитывают по формуле: V_г.э = [V_сум.·(ρ_гл-ρ_з.ж)]:(ρ_г.э-ρ_з.ж), м³, где Vсум -суммарный объем комбинированного столба, м³, ρ_гл - средневзвешенная плотность комбинированного столба, кг/м³, ρ_г.э - плотность гидрофобной эмульсии, кг/м³, ρ_з.ж - плотность пресной или минерализованной воды, кг/м³, а в качестве верхней части - пресную или минерализованную воду известной плотности. В способе приготовления состава указанной эмульсии вначале заданное количество эмульгирующего компонента при перемешивании системы по циркуляционной схеме емкость - насос в течение 10-15 мин растворяют в заданном объеме указанного растворителя АПК, затем добавляют заданный объем указанной керосиногазойлевой фракции и после дополнительного перемешивания системы в течение 10-15 мин и определения ее плотности в полученную систему при постоянном перемешивании постепенно добавляют заданный объем указанной дисперсной фазы. 3 с. и 1 з.п.ф-лы, 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к глушению скважин специальными жидкостями перед проведением подземных ремонтов.

Известны составы жидкостей глушения скважин (ЖГС), представляющие собой водные растворы хлоридов кальция (CaCl₂), цинка (ZnCl), магния (MgCl₂), олова (SnCl₂) или концентрированные водные растворы нитратов натрия (NaNO₃) или кальция [Ca(NO₃)₂] или концентрированные водные растворы фосфатов калия (K₃PO₄) или натрия (Na₃PO₄), а также водный раствор жидкого стекла - силиката натрия. (Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. - Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. - М.:Недра, 1981 г. стр. 192). Применение этих жидкостей обеспечивает создание благоприятных условий для работы бригад текущего ремонта скважин, поскольку данные жидкости пожаробезопасны и приготавливаются из относительно недифицитных реагентов.

Однако использование водных растворов неорганических солей приводит к изменению состояния продуктивного пласта в призабойной зоне скважины, а именно, резкому увеличению насыщенности пласта водой и снижению относительной фазовой проницаемости пласта по нефти. При контакте используемых ЖГС с пластовыми водами происходит нарушение химического равновесия и выпадение солей, а при взаимодействии с водочувствительными породослагающими минералами - изменение их объема и пористости пласта. К отрицательным факторам следует отнести также высокую поглощающую способность пластов по отношению к неструктурированным маловязким ЖГС на основе водных растворов солей. Иногда расход таких ЖГС на глушение одной скважины превышает ее объем в 10 и более раз. И даже при этом не исключается вероятность выброса скважинной жидкости на поверхность ввиду снижения противодавления на пласт. Кроме того, использование в качестве ЖГС водных растворов неорганических солей ускоряет течение коррозионных процессов скважинного оборудования и, во многих случаях, способствует течению микробиологических процессов с заражением призабойной зоны пласта сульфатредуцирующими и другими видами бактерий. (Ковалев Л.А., Галян Н.Н. - Снижение фильтруемости рабочей жидкости в призабойную зону пласта при глушении скважин. - М.: изд. ВНИИЭгазпром, 1985 г.).

Известны составы для глушения скважин, представляющие собой гидрофобные эмульсионные системы, т.е. системы, где в качестве дисперсионной среды используют неполярные жидкости (нефть или продукты ее переработки), а дисперсной фазой является эмульгированная пресная или пластовая вода или водный концентрированный раствор хлористого кальция. В качестве стабилизатора обратных эмульсий используют специальные эмульгирующие добавки, такие, например, как ЭС-2, нефтехим-1 и др. Возможность регулирования плотности и структурно-реологических свойств обратных эмульсий в широких пределах путем варьирования плотностью и концентрацией дисперсной фазы, низкие коррозионное и абразивное воздействия на нефтепромысловое оборудование и отсутствие отрицательного влияния на фильтрационную характеристику призабойной зоны пласта, делают составы для глушения скважин на их основе, по мнению многих исследователей, наиболее перспективными (Орлов Г.А., Кендис М.Ш., В.Н. Глущенко - Применение обратных эмульсий в нефтедобыче.-М.Ж: Недра, 1991 г. стр. 147-160).

Однако повышенная вязкость и адгезионные свойства обратных эмульсий обуславливают дополнительное загрязнение колонн НКТ, поднимаемых из скважины, заполненной эмульсией, что существенно ухудшает условия работы персонала, загрязняет окружающую среду и может явиться источником возгорания. Кроме того, основной недостаток известных обратных эмульсий, используемых в качестве ЖГС, их незначительная (не более 1200 кг/м³) плотность и низкая агрегативная устойчивость.

Известна комбинированная технология глушения скважин жидкостями на углеводородной и водной основах (Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Сулейманов Я.И. - Технология глушения скважин с использованием обратной эмульсии и минерализованной воды. ж. "Нефтяное хозяйство", 1992 г., N 8, с. 43-44). Суть данной технологии заключается в том, что небольшой объем обратной эмульсии (3-6 м³) доставляют на забой скважины с целью перекрытия интервала продуктивного пласта, а минерализованную воду закачивают в оставшуюся верхнюю часть скважины. При этом для успешности осуществления данной технологии необходимо, чтобы плотность обратной эмульсии была бы больше не только средневзвешенной плотности скважинной жидкости, но и плотности минерализованной воды, закачиваемой в верхнюю часть скважины, плотность которой может колебаться в пределах 1020-1200 кг/м³. Кроме того, обратная эмульсия во времени должна обладать высокой агрегативной устойчивостью, т.е. не расслаиваться не только в процессе ее закачки в скважину, но и при длительном (исчисляемое сутками) времени ее нахождения на забое скважины в условиях повышенного давления и температуры.

Однако применение известных эмульгирующих добавок при эмульгировании 70 и более об.% насыщенного раствора хлорида кальция или какого-либо иного насыщенного рассола в маловязкой углеводородной среде не обеспечивает необходимую во времени агрегативную устойчивость получаемых гидрофобных эмульсий, что является основной причиной, сдерживающей широкое распространение данной технологии.

Наиболее близким аналогом является состав гидрофобной эмульсии для комбинированной технологии глушения скважин, где вместо специально приготавливаемой концентрированной гидрофобной эмульсии используют шлам от производства сульфонатных присадок к смазочным маслам, выпускаемый в промышленности под наименованием присадки "Дисин" по ТУ 38.302-03-3-90. Данный продукт представляет собой сметанообразную эмульсионно-суспензионную систему типа "вода в масле", желто-коричневого цвета плотностью 1120-1200 (среднее 1140) кг/м³. Для того чтобы повысить плотность системы "Дисин" до величины порядка 1300-1500 кг/м³, в него добавляют (дополнительно эмульгируют) 35-50 об.% рассола хлорида кальция (плотность - 1400 кг/м³) или кальциевой селитры (плотность - 1600 кг/м³) или 20 мас.% твердого порошкообразного утяжелителя - барита плотность - 4400 кг/м³ (Лезов Г.О., Яшин В.И., Исмагилов Т.А. - Технология комбинированного глушения скважин и вторичного вскрытия нефтяных скважин с использованием инвертной дисперсии "Дисин" - ж. "Нефтяное хозяйство", февраль, 1994 г., с. 48). После того, как плотность гидрофобной эмульсинно-дисперсной системы "Дисин" за счет добавки указанных утяжелителей становится равной порядка 1400 кг/м³, в полученную систему, с целью снижения ее вязкостной характеристики, дополнительно при перемешивании добавляют от 10 до 50 мас.% эффективного растворителя. В качестве такого растворителя используют концентрат высококипящих ароматических углеводородов, выпускаемых под названием Нефрас 150/330 (ТУ 38-103579-85). При этом, если без добавки растворителя кинематическая вязкость утяжеленного "Дисина" составляла 500 мм²/с (при +80^oC) или 950 мм²/с (при +20^oC), то при добавке 50% нефраса 150/330, плотность 810 кг/м³), вязкость полученной системы снижалась соответственно до 8,8 мм²/с при +80^oC или 16,1 мм²/с (при +20^oC). Однако при этом вновь существенно (до 1150-1200 кг/м³) снижалась и плотность получаемой системы.

Данный агрегативно устойчивый, маловязкий, гидрофобный эмульсионно-дисперсный состав "Дисин", способ его приготовления и способ его применения в комбинированной технологии глушения скважин являются наиболее близкими к предлагаемому техническому решению и взяты в качестве наиболее близких аналогов по составу, способу приготовления и применению в комбинированной технологии глушения скважин. Комбинированная технология глушения скважин с применением утяжеленной маловязкой системы "Дисин" предусматривает закачку агрегатом в межтрубное пространство при открытой задвижке на НКТ (или закачку в НКТ при открытой задвижке из межтрубного пространства) 3-6 м³ смеси "Дисин" плотностью выше плотности скважинной жидкости не менее чем на 60 кг/м³. Закачанную смесь "Дисин" продавливают жидкостью глушения на водной основе плотностью ниже плотности смеси "Дисин", но обеспечивающей надежное глушение скважины, т.е. обеспечивающей формирование веса столба жидкости в скважине с давлением, превышающим пластовое давление. После закачки расчетного объема жидкости глушения на водной основе, необходимого для доведения "Дисина" до подвески насоса, закачку прекращают. Скважину оставляют в покое на время, необходимое для осаждения смеси "Дисин" на забой (4-5 ч), после чего продолжают закачку жидкости глушения на водной основе до появления ее на устье скважины.

Недостатками данной комбинированной технологии глушения скважины являются: - использование для перекрытия продуктивной зоны пласта гидрофобной эмульсионно-суспензионной системы - шлама "Дисин", которая трудно удаляется из призабойной зоны скважины после окончания ее ремонта. Присадка "Дисин" при температуре 20^oC практически не взаимодействует с соляной кислотой любой концентрации. Лишь при температуре 70-80^oC в присутствии нефти или углеводородного растворителя, а также смеси соляной и уксусной кислоты, наблюдается медленное разрушение гидрофобной эмульсионно-дисперсной системы "Дисин"; - использование для повышения плотности гидрофобной эмульсионно-суспензионной смеси "Дисин" - твердого порошкообразного утяжелителя - барита (сульфата бария), который, как и шлам "Дисин", трудно удаляется из забоя скважины и может вместе с другими отложениями явиться причиной закупоривания (кольматации) призабойной зоны пласта.

Задачей данного изобретения является расширение области применения и повышение эффективности комбинированной технологии глушения скважин за счет предложенного состава и способа приготовления высокоустойчивой маловязкой гидрофобной тяжелой (плотностью не ниже 1200 кг/м³) эмульсии и формул расчета необходимого объема ее закачки в скважину с учетом применения наиболее экономически целесообразной задавочной жидкости на водосолевой основе, включая использование для данной цели обычной пластовой, подтоварной или сеноманской воды.

Указанная задача решается тем, что в составе гидрофобной эмульсии для комбинированной технологии глушения скважин, содержащей углеводородную дисперсионную среду, эмульгирующий компонент и дисперсную фазу, используют - в качестве эмульгирующего компонента - реагент для добычи нефти РДН (ТУ-245 8-001-211660-06-97), представляющий собой концентрат асфальто-смолистых и металло-порфириновых компонентов нефти, являющихся высокоэффективными природными стабилизаторами эмульсий обратного типа, типа "вода в масле"; - в качестве углеводородной дисперсионной среды ("масляной" фазы) - смесь керосино-газойлевой фракции нефтяных углеводородов по ТУ 38.101928-82 и тяжелого растворителя плотностью 1550-1560 кг/м³ - реагента АПК по ТУ 2122-199-0576-3468-94, в соотношении объемов, при которых плотность их смеси не ниже 1200 кг/м³, в качестве эмульгирующего компонента - реагент для добычи нефти РДН по ТУ 2458-001-211660-06-97 - концентрат нативных металло-порфириновых и асфальто-смолистых компонентов нефти, а в качестве дисперсной фазы - водный раствор хлорида или нитрата кальция с плотностью раствора не ниже 1200 кг/м³ и равной плотности углеводородной дисперсионной среды. Причем он содержит компоненты при следующем их соотношении, об.%: Указанная дисперсионная среда - 30,0-50,0 РДН - 4,5-7,5 Указанная дисперсная фаза - 50,0-70,0 при следующем содержании компонентов указанной дисперсионной среды, об.% от массы состава: Указанная керосино-газойлевая фракция - 13,0-22,0
Указанный растворитель АПК - 12,5-20,5
Задача решается также тем, что в способе приготовления состава гидрофобной эмульсии для комбинированной технологии глушения скважин путем механического перемешивания в углеводородной дисперсионной среде дисперсной фазы в присутствии эмульгирующего компонента при приготовлении вышеуказанного состава вначале заданное количество указанного эмульгирующего компонента при перемешивании системы по циркуляционной схеме "емкость-насос" в течение 10-15 мин растворяют в заданном объеме указанного растворителя АПК. Затем в полученный раствор добавляют заданный объем указанной керосино-газойлевой фракции и после дополнительного перемешивания системы в течение 10-15 мин и определения ее плотности в полученную углеводородную систему при ее постоянном перемешивании постепенно добавляют заданный объем указанной дисперсной фазы.

При этом в процессе приготовления гидрофобной эмульсии, независимо от содержания дисперсной фазы (эмульгированного водного раствора хлорида или нитрата кальция) плотность эмульсии не будет изменяться, в то время как вязкостная характеристика данной эмульсии (при t = 20^oC), постепенно повышаемая с ростом концентрации дисперсной фазы от 0-50% (объем) и достигающая величины порядка 20 сСт при 50 об.% дисперсной фазы, с дальнейшим увеличением дисперсной фазы до 70 об.% и выше, начинает резко возрастать, достигая значений порядка 150-200 сСт и более, что позволяет использовать данную характеристику в качестве контролирующего параметра в технологическом процессе приготовления тяжелой гидрофобной эмульсии с содержанием дисперсной фазы в пределах 50-70 об.%.

Возможные отклонения в плотности "масляного" раствора РДН в большую сторону регулируются путем добавки в систему определенного количества керосино-газойлевой фракции, а в случае отклонения в меньшую сторону, - путем добавки в систему реагента АПК. При приготовлении водного раствора хлорида или нитрата кальция заданной плотности плотность водного раствора регулируется концентрацией растворенного в воде CaCl₂ или Ca(NO₃)₂.

При перемешивании на насосе в заданных соотношений объемов равных по плотности "масляного" раствора РДН и водного раствора хлорида или нитрата кальция по схеме "емкость-насос", в емкости образуется концентрированная (не ниже 50 об.% гидрофобная эмульсия с плотностью не ниже 1200 кг/м³, кинематической вязкостью при температуре 20^oC в пределах 20-200 сСт, имеющая практически неограниченную во времени агрегативную и седиментационную устойчивость, что является ее основным отличием от известных концентрированных гидрофобных эмульсий. При этом предлагаемая гидрофобная эмульсия, в противоположность гидрофобной эмульсионно-дисперсной системе "Дисин", при необходимости легко может быть разрушена непосредственно на забое скважины на водную и углеводородную фазы путем введения на забой небольшого количества (в пределах 50-100 г/м³) обычного реагента-деэмульгатора, применяемого на промысле в технологических процессах обезвоживания и обессоливания нефти.

Указанная задача решается также тем, что в способе применения состава гидрофобной эмульсии в комбинированной технологии глушения скважин, включающем использование в нижней части комбинированного столба жидкости, перекрывающей продуктивную зону пласта, части гидрофобной эмульсии с заданной плотностью, а в качестве верхней части столба жидкости - пресной или минерализованной воды известной плотности, при использовании состава гидрофной эмульсии, приготовленного вышеописанным способом, необходимый объем состава для закачки в скважину рассчитывают по формуле:
V_эм = [V_сум·(ρ_гл-ρ_з.ж.)]:(ρ_г.э-ρ_з.ж),м³,
где V_сум - суммарный объем комбинированного столба, м³;
ρ_гл - средневзвешенная плотность комбинированного столба, кг/м³;
ρ_г.э - плотность гидрофобной эмульсии, кг/м³;
ρ_з.ж - плотность пресной или минерализованной воды, кг/м³.

После того как будет выбран наиболее экономически выгодный вариант формирования в скважине комбинированного столба глушения, производят вначале вытеснения из верхней части скважины нефте-газо-водо-нефтяной смеси путем закачки в скважину агрегатом в межтрубное пространство при открытой задвижке на НКТ определенного объема пластовой или сеноманской воды. Контроль за окончанием данной операции производят по появлению через НКТ чистой (без нефти) пластовой. После чего в скважину закачивают расчетный объем гидрофобной эмульсии заданной плотности. Скважину закрывают и выдерживают в течение 24 ч для оседания на забой закачанной тяжелой гидрофобной эмульсии.

Основным условием успешности проведения комбинированной технологии глушения скважин без снижения продуктивных свойств пласта (снижения дебита по нефти) является гарантия того, что закачанный в скважину объем гидрофобной эмульсии дойдет до забоя скважины, вытеснит воду и перекроет (изолирует продуктивный пласт) от воздействия на него задавочной жидкости на водной основе, ухудшающей фильтрационные свойства пласта.

После суточного выдерживания скважины в нее, для создания комбинированного столба жидкости глушения необходимой расчетной плотности закачивают расчетный объем задавочной жидкости (пластовой воды или водосолевого раствора) известной плотности. На этом, если в течение 1-2 ч отсутствуют признаки проявления при открытой задвижке излива из скважины задавочной жидкости, процесс глушения считается законченным. Свойства гидрофобных систем приведены в табл. 1.

Опытно-промышленное опробование предлагаемого состава и способа применения гидрофобной эмульсии в комбинированной технологии глушения было осуществлено на ряде скважин Покамасского месторождения ТПП "Лангепаснефтегаз", НК "ЛУКойл".

В табл. 2 приведены исходные данные, необходимые для расчета суммарного объема и средневзвешенной плотности комбинированного столба жидкости, объемов закачки предлагаемой гидрофобной эмульсии и задавочных жидкостей на водной основе различной плотности, обеспечивающих технологический процесс глушения скважин.

Исходя из данных табл. 2 для каждой скважины по формуле (1) рассчитывают суммарный объем комбинированного столба жидкости глушения - V_сум:
V_сум = [(T_з · k^*) - (L_нкт · k^**)]:1000, м³ (1)
где T_з - текущий забой скважины, м;
k^* - коэффициент пересчета 1 м длины эксплуатационной колонны в объем (для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм,
k^* = 12,5 л, т.е. 1 м колонны имеет объем = 12,5 л);
k^** - коэффициент пересчета 1 м длины НКТ (для НКТ диаметром 73 мм
k^** = 3,1 л. т.е. 1 м НКТ имеет объем = 3,1 л);
По формуле (2) определяют, какую средневзвешенную плотность ( ρ гл.) должен иметь комбинированный столб жидкости глушения объемом V_сум, чтобы его гидростатическое давление было бы достаточным для осуществления процесса глушения скважины, т.е. равнялось давлению глушения - P_гл.

P_гл. = {[P_пл. · (1-f)] · g}:И_п кг/м³, (2)
где P_пл. - пластовое давление, атм (кгс/см²);
f - коэффициент превышения давления комбинированного гидростатического столба жидкости глушения над пластовым давлением;
g = 9,8 - ускорение свободного падения, м/с²;
И_п - интервал перфораций, м.

Далее, на основании данных, полученных по формулам (1) и (2), рассчитывают состав комбинированного столба жидкости глушения, а именно по формуле (3) определяют, какой объем тяжелой (плотность 1330 кг/м³) гидрофобной эмульсии следует закачать в скважину в случае использования в качестве задавочной жидкости обычной пластовой (сеноманской) воды с известной плотностью, например, равной 1020 кг/м³ (наиболее простой вариант) или использовании в качестве задавочной жидкости водосолевого раствора хлористого кальция известной плотности, например, 1180 кг/м³.

V_г.э.= [V_сум(ρ_гл-ρ_з.ж.)]:(ρ_г.э-ρ_з.ж),м³, (3)
где V_сум - определяют по формуле (1), м³;
ρ_{гл гл} - определяют по формуле (2), кг/м³;
ρ_{з.ж з.ж.} - плотность задавочной жидкости, фактические данные, может колебаться от 1020 кг/м³ для пластовой (сеноманской) воды, до 1180 кг/м³ и более для водосолевых растворов.

Объем задавочной жидкости (V_з.ж.) определяют (4) по разности
V_з.ж. = V_сум. - V_г.э., м³ (4)
В табл. 3 приведены расчетные данные, которые были использованы при реализации предлагаемой комбинированной технологии глушения скважин. Из данных табл. 2 и 3 следует, что для глушения предложенных ТПП "Ленгепаснефтегаз" скважин с пластовым давлением в пределах 300 атм и газовыми факторами 100 и более нм³/м³ комбинированный столб жидкости глушения в скважинах с средневзвешенной плотностью в пределах 1100-1200 кг/м³, который обеспечивает надежное глушение скважин, может быть сформирован,
- по первому (наиболее простому) варианту при использовании предлагаемой тяжелой (плотность 1330 кг/м³) гидрофобной эмульсии (нижний слой) и обычной пластовой или сеноманской воды (плотность в пределах 1020 кг/м³). В данном случае объемы закачки тяжелой гидрофобной эмульсии при глушении скважин соизмеримы с объемами закачки пластовой (или сеноманской воды) и составляют величину порядка 17-18 м³.

- при втором варианте (когда в качестве задавочной жидкости применяют специально приготовленный водосолевой раствор плотностью 1180 кг/м³) комбинированный столб жидкости глушения с вышеуказанной средневзвешенной плотностью может быть сформирован при закачке предлагаемой тяжелой гидрофобной эмульсии уже в объеме порядка 2 м³. Однако, следует иметь в виду, что из данных табл. 2 следует, что для выбранных скважин при расстояниях от текущего забоя скважин (T_з) до начала интервала перфораций верхней части продуктивного в пределах 50-100 м минимальный (расчетный) объем гидрофобной эмульсии, необходимый для перекрытия зоны перфорации апродуктивного пласта, составляет величину в пределах 0,6-1,3 м³. Поэтому при проведении опытно-промышленных испытаний на первых двух скважинах (скв. 270/5 и 736/7) из-за опасения возможного "залипания" закачиваемой гидрофобной эмульсии (что имеет место при закачке известных высоковязких гидрофобных эмульсий, приготовленных на нефтяной основе) и с целью обеспечения гарантированного блокирования предлагаемой гидрофобной эмульсией (плотностью 1350 кг/м³) продуктивной зоны пласта от водной фазы, объем закачанной эмульсии, по сравнению с расчетами, был увеличен с 2 до 6 м³, т.е. увеличен в три раза, при этом объем задавочной жидкости (водосолевого раствора плотностью 1180 кг/м³) был снижен с 29-31 до 20 м³. После формирования комбинированного столба жидкости в данных скважинах из вышеуказанных объемов скважины перестали реагировать, т.е. были успешно заглушены. Учитывая это, для глушения следующих двух скважин (скв. 1087/7 и 210/7) объемы закачки предлагаемой гидрофобной эмульсии плотностью 1350 кг/м³ были сокращены до 3,0-3,8 м³, т.е. приближены к расчетному значению, а объемы задавочной жидкости плотностью 1180 увеличили с 20,0 до 25-26 м³. Результаты глушения данных скважин указанными составами дали также положительный результат.

Учитывая, что стоимость 1 м³ тяжелой гидрофобной эмульсии плотностью 1330 кг/м³ примерно в три раза выше стоимости 1 м³ водосолевого раствора плотностью 1180 кг/м³, то наиболее простой по исполнению первый вариант формирования комбинированного столба жидкости для глушения указанных скважин с экономической точки зрения сочли нецелесообразным проверять на практике. Однако, в ряде случаев (при пониженных пластовых давлениях и газовых факторах) для глушения скважин 1 вариант глушения с использованием сравнительно небольших (в пределах 6-8 м³) объемов гидрофобной эмульсии с плотностью не ниже 1200 кг/м³ и обычной пластовой (сеноманской) воды может оказаться более предпочтительным.

Следует отметить, что использование предложенной гидрофобной эмульсии в комбинированной технологии глушения позволило не только с первого раза успешно осуществить на месторождении ТПП "Лангепаснефтегаза" процесс глушения выше указанных добывающих скважин (до этого предпринимались безуспешные попытки заглушить данные скважины 50-60 м³ водосолевым раствором плотностью 1180 кг/м³), но и после проведения капитального ремонта насосного оборудования на данных скважинах, без каких-либо осложнений и снижения дебита по нефти ввести в эксплуатацию данные скважины.

Формула изобретения

1. Состав гидрофобной эмульсии для комбинированной технологии глушения скважин, содержащий углеводородную дисперсионную среду, эмульгирующий компонент и дисперсную фазу, отличающийся тем, что в качестве углеводородной дисперсионной среды используют смесь керосиногазойлевой фракции нефтяных углеводородов по ТУ 38.101928-82 и тяжелого растворителя плотностью 1550-1560 кг/м³ - реагента АПК по ТУ 21122-199-0576-3468-94 в соотношении объемов, при котором плотность их смеси не ниже 1200 кг/м³, в качестве эмульгирующего компонента - реагент для добычи нефти РДН по ТУ 2458-001-211660-06-97 - концентрат нативных металлопорфириванных и асфальтосмолистых компонентов нефти, а в качестве дисперсной фазы - водный раствор хлорида или нитрата кальция с плотностью не ниже 1200 кг/м³ и равной плотности углеводородной дисперсионной среды.

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что для приготовления гидрофобной эмульсии плотностью не ниже 1200 кг/м³ он содержит компоненты при следующем их соотношении, об.%:
Указанная дисперсионная среда - 30,0 - 50,0
РДН - 4,5 - 7,5
Указанная дисперсная фаза - 50,0 - 70,0
при следующем содержании компонентов указанной дисперсионной среды, об.% от массы состава: указанная керосиногазойлевая фракция 13,0 - 22,0, указанный растворитель АПК 12,5 - 20,5.

3. Способ приготовления состава гидрофобной эмульсии для комбинированной технологии глушения скважин путем механического перемешивания в углеводородной дисперсионной среде дисперсной фазы в присутствии эмульгирующего компонента, отличающийся тем, что при приготовлении состава по п.1 или 2 вначале заданное количество указанного эмульгирующего компонента при перемешивании системы по циркуляционной схеме емкость-насос в течение 10 - 15 мин растворяют в заданном объеме указанного растворителя АПК, затем в полученный раствор добавляют заданный объем указанной керосиногазойлевой фракции и после дополнительного перемешивания системы в течение 10 - 15 мин и определения ее плотности в полученную углеводородную систему при ее постоянном перемешивании постепенно добавляют заданный объем указанной дисперсной фазы.

4. Способ применения состава гидрофобной эмульсии в комбинированной технологии глушения скважин, включающий использование в нижней части комбинированного столба жидкости, перекрывающей продуктивную зону пласти, гидрофобной эмульсии с заданной плотностью, а в качестве верхней части столба жидкости - пресной или минерализованной воды известной плотности, отличающийся тем, что при использовании состава гидрофобной эмульсии, приготовленного по п. 3, необходимый объем этого состава для закачки в скважину рассчитывают по формуле
V_Г.Э.= [V_сум.х(ρ_ГЛ-ρ_З.Ж.)]:(ρ_Г.Э-ρ_З.Ж),м³,
где V_сум - суммарный объем комбинированного столба, м³;
ρ_ГЛ - средневзвешенная плотность комбинированного столба, кг/м³;
π_Г.Э - плотность гидрофобной эмульсии, кг/м³;
ρ_З.Ж - плотность пресной или минерализованной воды, кг/м³.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6

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: 05.08.2003

Извещение опубликовано: 27.09.2004        БИ: 27/2004

---