Состав для блокирования и глушения скважин
Владельцы патента RU 2245996:
Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" (RU)
Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности при проведении капитального ремонта скважин. Техническим результатом является разработка технологической жидкости для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин с различными геологотехническими условиями, имеющей высокую вязкость, низкий показатель фильтрации и обладающей псевдопластичными свойствами, которые увеличивают блокирующие свойства, уменьшая количество проникающего в пласт фильтрата, что способствует сохранению фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны пласта, сокращению времени освоения и вывода скважины на доремонтный режим работы. Состав для блокирования и глушения скважин, включающий воду и ингибирующую соль, в качестве ингибирующей соли содержит электролит отработанный - побочный продукт при производстве магния электролизом из карналлита и дополнительно в качестве понизителя фильтрации и загустителя - полимер камцел, а в качестве кольматанта – окись магния при следующем соотношении компонентов, мас.%: электролит отработанный – побочный продукт при производстве магния электролизом из карналлита 10,0 - 15,0, камцел 2,5 - 3,0, окись магния 1,0 - 2,0, вода 80,0 - 86,5. 3 табл.
Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности при проведении капитального ремонта скважин (КРС).
Главными требованиями, предъявляемыми к блокирующим и жидкостям глушения при проведении ремонтных работ, являются: высокая вязкость; широкие пределы регулирования структурно-механических свойств; низкий показатель фильтрации; недопустимость нарушения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и эксплуатационных характеристик пласта; недефицитность исходных компонентов; простая технология приготовления в промысловых условиях; обеспечение условий безопасности проведения КРС.
Известна жидкость для глушения скважин [патент РФ №2203304, Е 21 В 43/12], включающая, мас.%: глицерин - 50,0-60,0; сульфацелл - 1,5-2,0; хлорид калия - 2,0; дисолван - 0,5; АСМ - 5,0-15,0; воду - остальное.
Недостатками данной жидкости являются невысокая условная вязкость, низкие псевдопластические и блокирующие свойства.
Кроме того, высокое процентное содержание дорогостоящего глицерина обусловливает высокую стоимость работ при проведении КРС.
Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является жидкость для глушения скважин [патент РФ №2151162, 7 С 09 К 7/00], включающая, мас.%: наполнитель-лигнин - 2,0; ингибирующую соль, в качестве которой взят хлористый калий - 5,0; комплексный полимерный реагент КППС - 2,5-3,0; кремнийорганический реагент ГКЖ-10 - 0,4-0,6; поверхностно-активное вещество ПАВ - 0,5; воду - остальное.
Недостатками этой жидкости глушения являются невысокая вязкость, низкие псевдопластические и блокирующие свойства, а также высокая фильтрация в пористые среды, не позволяющая сохранить первоначальную проницаемость пласта после блокирования и глушения скважины.
Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности блокирования и глушения скважин при сохранении ФЕС пород-коллекторов и снижении стоимости проведения работ при КРС.
Технический результат при создании изобретения заключается в разработке технологической жидкости для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин с различными геолого-техническими условиями, имеющей высокую вязкость, низкий показатель фильтрации и обладающей псевдопластичными свойствами, которые увеличивают блокирующие свойства, уменьшая количество проникающего в пласт фильтрата, что способствует сохранению фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны пласта (ПЗП), сокращению времени освоения и вывода скважины на доремонтный режим работы.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что состав для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, включающий воду и ингибирующую соль, в отличие от прототипа содержит в качестве ингибирующей соли электролит отработанный - побочный продукт при производстве магния электролизом из карналлита и дополнительно в качестве понизителя фильтрации и загустителя - полимер камцел, а в качестве кольматанта - окись магния при следующем соотношении компонентов, мас.%:
- электролит отработанный - побочный
продукт при производстве
магния электролизом из карналлита - 10,0-15,0
- камцел - 2,5-3,0
- окись магния - 1,0-2,0
- вода - 86,5-80,0
Компонентный состав электролита отработанного приведен в таблице 1.
| Таблица 1 Компонентный состав электролита отработанного | |
| Компонент | Содержание, об.% |
| Хлорид калия (KCl) | 68,0 |
| Хлорид магния (MgCl2) | 4,0-9,0 |
| Хлорид натрия (NaCl) | 12,0-24,0 |
| Хлорид кальция (СаСl2) | 0,7-1,4 |
| Вода (H2O) | не более 4,0 |
Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемая жидкость для блокирования и глушения скважин отличается от известной тем, что в качестве понизителя фильтрации и загустителя содержит полимер камцел, в качестве кислоторастворимого кольматанта окись магния, а в качестве реагента, позволяющего регулировать плотность жидкости, понижать температуру замерзания и ингибировать набухание глин, применяется электролит отработанный - побочный продукт при производстве магния электролизом из карналлита. В результате его применения показатель фильтрации снижается, а вязкость увеличивается. Введение кислоторастворимого кольматанта, с помощью которого создается плотная корка, предотвращает проникновение фильтрата в пласт и затем он легко удаляется, при этом первоначальная проницаемость пласта полностью восстанавливается.
Кроме того, псевдопластичность, которой обладает заявляемый состав, увеличивает его блокирующие свойства, уменьшая количество проникающего в пласт фильтрата.
Электролит отработанный производится в г.Березняки ОАО “Агропромкалий” (ТУ 1714-453-0578538-99), является побочным продуктом при производстве магния электролизом из карналлита и предназначен для применения в качестве флюсов, используемых в металлургическом производстве и в сельском хозяйстве. Электролит отработанный не смерзается, токсичных соединений в воздушной среде не образует, не горюч, пожаровзрывобезопасен, гигроскопичен, радиационно безопасен.
Полимер камцел (карбоксиметилцеллюлоза техническая) производится ЗАО “КАРБОКАМ - Пермь” (ТУ 2231-002-50277563-00). В составе блокируемой жидкости полимер камцел является понизителем фильтрации и одновременно выполняет функцию загустителя раствора. Полимер камцел представляет собой мелкодисперсный порошок светло-желтого цвета, хорошо растворим в воде. Степень полимеризации полимера камцел 600-800.
Окись магния (ГОСТ 4526-75) - белый мелкодисперсный порошок, нерастворим в воде. Растворяется в кислотах. В данном составе реагент является кольматантом. Основной функцией кольматанта является способность образовывать на поверхности фильтрации в скважине малопроницаемую корку, которая затем удаляется при кислотной обработке.
Взаимное влияние ингредиентов позволяет получить жидкость для блокирования нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, обладающую псевдопластичными свойствами (способность иметь низкую вязкость при высоких скоростях сдвига, характерных для течения в трубах, и высокую вязкость при низких скоростях сдвига, характерных для течения в пласте).
Для оценки реологических свойств использовались показатели n и К, характеризующие поведение потока и консистентность жидкости. Значения эффективной вязкости и динамического напряжения сдвига приведены в таблице 2.
| Таблица 2 Компонентный состав и технологические параметры жидкости для блокирования и глушения скважин | ||||||||
| Компоненты, % | ρ, г/см3 | Т, с | Ф, cm3 | CHC, дПа | τо, дПа | ηпл, мПа·с | n | К |
| Состав №1 (прототип) | ||||||||
| Наполнитель-лигнин 2,0 | ||||||||
| Хлористый калий 5,0 | 100- | 3,2- | ||||||
| Комплексный полимерный реагент 2,5-3,0 | 1,05 | -180 | -3,6 | - | - | - | - | - |
| Кремнийорганический реагент ГКЖ-10 0,4-0,6 | ||||||||
| ПАВ 0,5 | ||||||||
| Вода остальное | ||||||||
| Состав №2 (заявляемый) | ||||||||
| Электролит отработанный 10,0 | ||||||||
| Камцел 2,5 | 1,10 | 422 | 2,8 | 55/55 | 637 | 75 | 0,44 | 6,83 |
| Окись магния 1,0 | ||||||||
| Вода 86,5 | ||||||||
| Состав №3 (заявляемый) | ||||||||
| Электролит отработанный 15,0 | ||||||||
| Камцел 3,0 | 1,13 | 240 | 1,6 | 59/59 | 512 | 83 | 0,52 | 3,79 |
| Окись магния 2,0 | ||||||||
| Вода 80,0 |
Таким образом, заявляемый состав придает жидкости для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин новые качества, что позволяет сделать вывод об изобретательском уровне.
Для экспериментальной проверки были приготовлены составы с разным количеством ингредиентов. При этом коэффициент восстановления проницаемости всех растворов составил 100%.
Технология приготовления жидкости для блокирования и глушения скважин заключается в следующем.
Сначала готовят 10-15%-ный водный раствор электролита отработанного, затем добавляют полимер камцел, после перемешивания на лабораторной мешалке и полного растворения полимера добавляют расчетное количество окиси магния. С добавкой окиси магния жидкость перемешивают в течение 30-35 минут. Технологические параметры раствора замеряют на стандартных приборах.
Для измерения реологических характеристик используется ротационный вискозиметр “OFITE-800” (таблица 3).
Приготовление водного раствора электролита отработанного с концентрацией менее 10% нецелесообразно, так как понижение температуры замерзания жидкости при этом происходит незначительно, кроме того, при малом содержании соли слабо проявляются кольматирующие свойства.
Обработка раствора полимером камцел с концентрацией менее 2,5% не дает эффекта, так как раствор, имея сравнительно небольшую фильтрацию, не обладает удовлетворительными реологическими характеристиками.
| Таблица 3 Значения эффективной вязкости и динамического напряжения при различных скоростях сдвига | |||||||||
| N, об/мин | γ,c-1 | Состав №2 (заявляемый) | Состав №3 (заявляемый) | Состав №4 (заявляемый) | Состав №5 (заявляемый) | ||||
| τ, дПа | η, мПа·с | τ, дПа | η, мПа·c | τ, дПа | η, мПа·с | τ, ДПа | η, мПа·с | ||
| 600 | 1022 | 145 | 148 | 139 | 136 | 23 | 23 | 22 | 22 |
| 300 | 511,2 | 106 | 208 | 97 | 190 | 14 | 27 | 12 | 24 |
| 200 | 340,8 | 88 | 257 | 84 | 246 | 10 | 30 | 9 | 25 |
| 100 | 170,4 | 60 | 354 | 58 | 342 | 6 | 33 | 4 | 27 |
| 60 | 102,2 | 45 | 445 | 43 | 425 | 4 | 35 | 3 | 30 |
| 30 | 51,1 | 30 | 515 | 29 | 563 | 2 | 40 | 2 | 40 |
| 6 | 10,22 | 10 | 950 | 9 | 900 | 0,5 | 50 | 1 | 50 |
| 3 | 5,11 | 6 | 1100 | 8 | 1500 | 0,5 | 98 | 1 | 96 |
| Примечание - у состава №1 (прототип) данные о реологических характеристиках отсутствуют |
Основной функцией окиси магния является способность образовывать на поверхности фильтрации в скважине малопроницаемую корку, которая затем легко удаляется при кислотной обработке. При концентрации кольматанта менее 1,0% кольматирующие свойства данного наполнителя почти не проявляются.
Увеличение концентрации ингредиентов в растворе нецелесообразно, так как при этом не происходит улучшения параметров раствора (значение показателя n увеличивается, а показателя К - уменьшается, что говорит об ухудшении блокирующих свойств).
Наилучшими параметрами обладают заявляемые составы №2 и №3, показанные в таблицах 2 и 3. Данные составы обладают низкой фильтрацией, высокой вязкостью и хорошими псевдопластичными свойствами.
Указанные свойства разработанного состава позволяют использовать его в качестве жидкости блокирования и глушения при проведении капитального ремонта скважин.
Приготовление блокирующего состава и технология работ на скважине заключается в следующем.
В чанок агрегата ЦА-320М заливают расчетное количество воды, подогретой (в зимних условиях) до температуры 30-40°С, добавляют расчетное количество электролита отработанного и тщательно перемешивают до полного растворения соли.
Затем в полученный водно-солевой раствор добавляют расчетное количество полимера камцел и перемешивают до полного растворения полимера.
В полученный полимерно-солевой раствор добавляется расчетное количество кольматанта - окиси магния и полученную смесь перемешивают в течение 30 минут. Замеряют технологические параметры полученного раствора.
Перед проведением работ производят прямую промывку скважины в полуторакратном объеме НКТ. Затем через НКТ, при открытой затрубной задвижке, блокирующий состав продавливается до башмака НКТ и в затрубное пространство скважины в расчете перекрытия составом всего интервала перфорации и выше. Объем блокирующего состава должен составлять 5,0-10,0 м3 в зависимости от геолого-технических условий скважины.
Состав для блокирования и глушения скважин, включающий воду и ингибирующую соль, отличающийся тем, что в качестве ингибирующей соли он содержит электролит отработанный - побочный продукт при производстве магния электролизом из карналлита, и дополнительно в качестве понизителя фильтрации и загустителя - полимер камцел, а в качестве кольматанта - окись магния при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Электролит отработанный - побочный
продукт при производстве магния
электролизом из карналлита 10,0 - 15,0
Камцел 2,5 - 3,0
Окись магния 1,0 - 2,0
Вода 80,0 - 86,5
