Жидкость для глушения скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению газоконденсатных и нефтяных скважин специальными жидкостями перед проведением капитального ремонта, особенно при низких климатических температурах. Техническим результатом изобретения является повышение морозостойкости, снижение плотности, пластической вязкости и динамического напряжения сдвига жидкости глушения с обеспечением восстановления проницаемости призабойных зон продуктивных пластов. Жидкость для глушения скважин содержит, об.%: подвергнутый алкоголизу флотореагент-оксаль 65-85, вода остальное. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению газоконденсатных и нефтяных скважин специальными жидкостями перед проведением капитального ремонта, особенно при низких климатических температурах.

Известна жидкость для глушения скважин (Патент РФ №2116327, С 09 К 7/02, 2000 г.), содержащая триэтаноламин технический и водный раствор неорганических солей при следующем соотношении компонентов, об.%:

триэтаноламин технический	25-35
водный раствор неорганических солей кальция	65-75

Однако применение данной жидкости невозможно при климатических температурах ниже минус 20°С. В случае глушения продуктивных пластов с высоким содержанием набухающих глинистых материалов данной жидкостью имеет место ухудшение проницаемости призабойных зон, что вызвано изменением объема водочувствительных минералов и пористости пласта под действием жидкости глушения [см. Рябоконь С.А., Вольтерс А.А., Сурков А.Б., Глущенко В.Н. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. Обзорная информация. Серия "Нефтепромысловое дело". - М.: ВНИИОЭНГ, 1989, стр.34-37]. Кроме того, входящий в состав этой жидкости водный раствор хлористого кальция вызывает образование высоковязких водонефтяных эмульсий, коагуляцию глинистых частиц и выпадение нерастворимых осадков неорганических солей в каналах фильтрации пласта, повышение водонасыщенности в призабойной зоне скважины и, как следствие, снижение фазовой проницаемости последней по углеводородам, рост обводненности продукции и снижение продуктивности скважин.

Наиболее близким к изобретению техническим решением является жидкость для глушения скважин [см. патент РФ №2187532, С 09 К 7/06, 2002 г.], содержащая полигликоли, денатурированный спирт и воду при следующем соотношении компонентов, об.%:

полигликоли	40-45
денатурированный спирт	30-35
вода	остальное

Полигликоли в этом составе выполняют ингибирующие и гидрофобизирующие функции, обеспечивая коэффициент восстановления проницаемости керна в среднем на уровне 86,5%. Однако применение с этой целью полигликолей имеет ряд нежелательных побочных эффектов. В частности, при общем недостаточно высоком уровне сохранения проницаемости коллектора к тому же резко возрастает плотность и пластическая вязкость жидкости глушения, что приводит к увеличению потерь давления при ее прокачке по скважине, повышению репрессии на продуктивный пласт и расхода жидкости, а также росту времени освоения скважины после ремонта. Кроме того, применение спирта с целью снижения температуры замерзания жидкости глушения также имеет нежелательный побочный эффект. Он выражается в резком увеличении динамического напряжения сдвига жидкости глушения, что снижает эффективность или делает невозможным проведение с ее помощью такой распространенной технологической операции, как промывка песчаных пробок на забоях скважин, оборудованных противопесочными гравийными фильтрами. Помимо этого, повышенное динамическое напряжение сдвига препятствует проникновению жидкости глушения в пласт, что затрудняет обработку его призабойной зоны с целью интенсификации добычи при использовании "безподходной" или комбинированной технологии глушения.

Поэтому область применения известной жидкости ограничивается ее низкой морозостойкостью, высокими значениями плотности, пластической вязкости и динамического напряжения сдвига, а также недостаточным уровнем сохранения и восстановления проницаемости призабойных зон продуктивных пластов по углеводородам.

Задачей изобретения является повышение морозостойкости, снижение плотности, пластической вязкости и динамического напряжения сдвига жидкости глушения с обеспечением восстановления проницаемости призабойных зон продуктивных пластов.

Поставленная задача решается тем, что известная жидкость для глушения скважин, включающая спиртосодержащий компонент и воду, согласно изобретению в качестве спиртосодержащего компонента содержит подвергнутый алкоголизу флотореагент-оксаль при следующем соотношении компонентов, об.%:

подвергнутый алкоголизу флотореагент-оксаль	65-85
вода	остальное

Алкоголиз флотореагента-оксаль осуществляется его совместным нагревом и перемешиванием в смеси со спиртом и катионитом КУ-2. Для получения гидролизованного флотореагента-оксаля в реактор емкостью 1 л поместили 357 г флотореагента-оксаль (ТУ 2452-029-05766801-94), 100 г этилового спирта, 80 г катионита КУ-2 и перемешивали при температуре 80°С в течение 5-х часов. После охлаждения и фильтрации получили однородную темно-коричневую жидкость с характерным запахом без видимых примесей следующего состава:

- 3-метил-1,3,5-пентан триол;

- 4-метил-1,3,4-пентан триол; 3-метил-2-оксиметил-1,3-бутандиол;

- формаль этилового спирта.

Полученная жидкость смешивается с водой во всех соотношениях, имеет температуру замерзания минус 49...58°С, плотность 0,92...0,99 г/см³, условную вязкость при 20°С 19...22 с. Жидкость нетоксична, пожаробезопасна и относится к IV классу опасности. Как видно, жидкость морозостойка и имеет оптимальные реологические характеристики для промывки песчаных пробок и проведения глушения по "безподходной" и комбинированной технологии, т.е. совмещая глушение с восстановлением проницаемости призабойной зоны пласта.

Жидкость для глушения скважин по предлагаемому изобретению может готовиться в промысловых условиях на растворном узле путем смешения компонентов с водой в необходимом соотношении. Ее приготовление не требует специального оборудования. Приготовление жидкости глушения поясняется нижеследующими примерами.

Пример 1. Для глушения газоконденсатной скважины необходимо приготовить 10 м³ жидкости с условной вязкостью 18,8 с, пластической вязкостью η_пл=5,03 мПа·с, динамическим напряжением сдвига τ₀=0,41 Па, температурой замерзания минус 39°С и плотностью 975 кг/м³. Для этого расходуется 6,5 м³ (65 об.%) флотореагента-оксаль, подвергнутого алкоголизу, и 3,5 м³ (35 об.%) воды. Жидкость готовят путем смешения компонентов на растворном узле.

Пример 2. Для приготовления 6 м³ жидкости глушения с условной вязкостью 19 с, пластической вязкостью η_пл=5,65 мПа·с, динамическим напряжением сдвига τ₀=0,48 Па, температурой замерзания минус 45°С и плотностью 971 кг/м³ расходуется 4,5 м³ (75 об.%) флотореагента-оксаль, подвергнутого алкоголизу, и 1,5 м³ (25 об.%) воды.

Пример 3. Для приготовления 5 м³ жидкости глушения с условной вязкостью 19,3 с, пластической вязкостью η_пл=6,27 мПа·с, динамическим напряжением сдвига τ₀=0,54 Па, температурой замерзания минус 51°С и плотностью 967 кг/м³ расходуется 4,25 м³ (85 об.%) флотореагента-оксаль, подвергнутого алкоголизу, и 0,75 м³ (15 об.%) воды.

В табл.1 представлены сравнительные характеристики предлагаемой жидкости глушения в сравнении с прототипом.

Таблица 1
Сравнительные характеристики предлагаемой жидкости глушения
Образец жидкости глушения	Показатели качества жидкости глушения
Плотность, кг/м3	ηпл, мПа*с	τ0, Па	Температура замерзания, °С	Восстановление проницаемости керна, %
прототип	1010	8,3	0,89	-35	86,5
пример 1	975	5,03	0,41	-39	100
пример 2	971	5,65	0,48	-45	103
пример 3	967	6,27	0,54	-51	108

Данные о коэффициенте восстановления проницаемости керна получены по результатам исследований фильтрации через образцы естественного керна Уренгойского газоконденсатного месторождения, абсолютные значения открытой пористости и проницаемости которых соответственно составляли 15.8...18,9% и 0,388...0,463 мкм².

Из табл.1 следует, что предлагаемая жидкость глушения превосходит прототип по всем показателям качества. Так, средний (по трем примерам) коэффициент восстановления проницаемости керна для предлагаемой жидкости глушения в 1, 2 раза выше аналогичного показателя прототипа, а по температуре замерзания, пластической вязкости, динамическому напряжению сдвига прототип хуже соответственно на 45, 32, и 46%. Таким образом, изобретение может использоваться в нефтегазодобывающей промышленности для повышения качества глушения скважин, что достигается сохранением проницаемости призабойной зоны продуктивных пластов, сокращением времени глушения и освоения скважин, уменьшением расхода и повышением технологичности приготовления жидкости глушения. Кроме того, использование изобретения решает задачу глушения скважин наиболее современным "безподходным" и комбинированным способом, особенно в условиях низких климатических температур и существенного загрязнения призабойной зоны скважин обеспечивает экологическую безопасность и способствует улучшению санитарных условий работы персонала.

Жидкость для глушения скважин, включающая спиртосодержащий компонент и воду, отличающаяся тем, что в качестве спиртосодержащего компонента она содержит подвергнутый алкоголизу флотореагент-оксаль при следующем соотношении компонентов, об.%:

Подвергнутый алкоголизу флотореагент-оксаль	65-85
Вода	Остальное