Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к специальным жидкостям, используемым при вторичном вскрытии и глушении скважин. Технический результат - повышение эффективности за счет сокращения сроков ввода скважины в эксплуатацию, улучшение гидродинамических характеристик призабойной зоны пласта в период ремонта. Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин содержит, мас.%: неорганическую соль щелочного или щелочно-земельного металла - нитрат, фосфат, а также их смеси, 0-50, универсальный реагент для добычи нефти РДН-У 5-99,9, ингибирующая соль 0,1-10, вода остальное. 2 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим жидкостям, используемым при вторичном вскрытии и глушении скважин.
Известны составы жидкостей для глушения скважин, представляющие собой концентрированные водные растворы хлоридов кальция (CaCl2), цинка (ZnCl), олова (SnCl), магния (MgCl2), нитратов натрия (NaNO3), кальция [Са(NO3)2], фосфатов калия (К3PO4), натрия (Na3PO4) (Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. - Москва, Недра, 1981 г., стр.192).
Применение данных реагентов весьма распространено благодаря их взрыво-пожаробезопасности, низкой температуре застывания, невысокой себестоимости. Основным недостатком водных растворов неорганических солей является то, что использование данных составов приводит к изменению состояния околоскважинной зоны продуктивного пласта, а именно к набуханию глинистого скелета пород, увеличению насыщенности пласта водой, снижению относительной фазовой проницаемости продуктивного разреза по нефти, что в конечном итоге снижает первоначальную проницаемость. При контакте данных составов жидкостей глушения с пластовьми водами происходит нарушение химического равновесия и, как следствие, возможное выпадение солей в призабойной зоне пласта, кроме этого использование в качестве жидкостей глушения концентрированных водных растворов неорганических солей ускоряет течение коррозионных процессов скважинного оборудования.
Известны составы для глушения и вторичного вскрытия продуктивного горизонта, использующие техническую или пластовую воду, обработанную поверхностно-активными веществами - ПАВ (В.С.Бойко Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Москва, Недра, 1990 г., стр.367).
Недостатком является низкая ингибирующая способность по отношению к глинистым минералам, невысокая плотность данных составов и невозможность применения в скважинах с высоким пластовьм давлением.
Известна жидкость для перфорации и глушения скважин (патент РФ №2115686, 20.07.1998), основанная на применении раствора хлорида кальция и калия с органическим растворителем.
Недостатком данного состава является низкая отмывающая способность раствора порового пространства коллектора от пленочной нефти, слабое диспергирование и вынос технологической жидкости из пор коллектора.
Известна жидкость для перфорации и глушения скважин, взятая за прототип (патент РФ №2188843, 10.09.2002), в которой для увеличения поверхностно-активных свойств и диспергирующей способности состав содержит хлориды щелочного или щелочно-земельного металла, ингибирующую соль, растворитель и поверхностно-активное вещество, воду.
Недостатком данной технологической жидкости является неэффективное удаление с поверхности породы асфальто-смоло-парафиновых отложений - АСПО, сложность в приготовлении.
Технический результат изобретения заключается в обеспечении сохранения и улучшения первоначальной проницаемости прискваженной зоны пласта путем снижения поверхностного натяжения на границах раздела двух фаз, растворения АСПО и улучшения диспергирующей способности состава, что приводит к улучшению фильтрационной характеристики призабойной части пласта, снижению времени освоения скважины.
Для достижения указанного технического результата технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин, содержащая неорганическую соль щелочного или щелочно-земельного металла, ингибирующую соль, растворитель, поверхностно-активное вещество - ПАВ, а также воду, содержит в качестве указанной неорганической соли нитрат, фосфат, а также их смеси, а в качестве ПАВ и растворителя - универсальный реагент для добычи нефти РДН-У при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанная неорганическая соль 0-50, ингибирующая соль 0,1-10, РДН-У 5-99,9, вода остальное.
Такое соотношение компонентов обеспечивает возможность в широких пределах регулировать свойства технологической жидкости. Неорганические соли щелочных и щелочно-земельных металлов обеспечивают необходимую плотность технологической жидкости. В качестве щелочного металла используют натрий Na или калий K, а в качестве щелочно-земельного металла кальций Са или магний Mg. Указанная неорганическая соль на основе нитратов представляет собой следующие соединения: нитрат натрия NaNO3 по ГОСТ 19906-74, представляет собой белый кристаллический порошок, массовая доля основного вещества не менее 98,5%, растворимость при температуре 20°С - 82,9 г/100 мл, нитрат калия KNO3 по ГОСТ 19790-74, представляет собой белый кристаллический порошок, массовая доля основного вещества не менее 99,9%, нитрат кальция Са(NO3)2, выпускаемый по ГОСТ 4241-77, нитрат магния Mg(NO3)2, выпускаемый по ГОСТ 11088-75, фосфаты - фосфат натрия Na3PO4, выпускаемый по ГОСТ 245-76, фосфат калия K3PO4, выпускаемый по ГОСТ 4198-75, фосфат кальция Са3(PO4)2, выпускаемый по ГОСТ 23999-80, фосфат магния Mg3(PO4)2, выпускаемый по ГОСТ 5956-77. В качестве ингибирующей соли используют хлориды: хлорид натрия NaCl, выпускаемый по ГОСТ4233-77, хлорид калия KCl, выпускаемый по ГОСТ 4568-95, хлорид кальция CaCl2, выпускаемый по ГОСТ 450-77, хлорид аммония NH4Cl по ГОСТ 2210-73, представляет собой порошок белого цвета, массовая доля основного вещества не менее 99,6%, растворимость при температуре 20°С - 37,2 г/100 мл, обеспечивающие предотвращение набухания глинистых минералов продуктивного разреза, а использование пластовой воды увеличивает совместимость технологической жидкости и жидкости продуктивного разреза.
Используемый реагент РДН-У выпускается по ТУ 2458-001-33539748-2004, представляет собой универсальный реагент для добычи нефти, содержащий мас.%:
| ПАВ | 18-30 |
| Растворитель АСПО на основе спиртов | 20-70 |
На практике технологические жидкости готовят путем смешивания компонентов в следующей последовательности: последовательно в воде растворяют неорганические соли щелочных, щелочно-земельных металлов и реагент РДН-У. Свойства составов приведены в таблице 1.
Исследования технологических составов проводились путем определения проницаемости искусственных кернов.
Исследование по определению фильтрационных характеристик проводилось при нормальных условиях (20°С) с технологическими составами, приведенными в таблице 2. Начальная проницаемость образцов определялась по дизельному топливу (плотностью 842 кг/м3 и вязкостью 0,00466 Па·с). Остаточная проницаемость определялась также по дизельному топливу после выдержки исследуемых растворов в течение 24 часов в керновом материале. По полученным результатам фильтрационных экспериментов были проведены сравнительные расчеты потери проницаемости при использовании различных составов глушения.
Расчет коэффициента относительной потери проницаемости производился по формуле:
где Кнп - коэффициент начальной проницаемости; Коп - коэффициент остаточной проницаемости.
Результаты расчетов приведены в таблице 2, из которой видно, что наиболее эффективным оказался заявляемый. Данный состав не только не снизил проницаемость искусственного керна, но и улучшил его фильтрационные свойства.
Предлагаемый состав для глушения скважин отличается от известных использованием иных составляющих композиции.
| Таблица 1 | |||||||||||||
| № | Содержание компонентов раствора для глушения скважин, мас.% | Характеристики раствора глушения | |||||||||||
| Неорганическая соль | Ингибирующая соль | РДН-У | ПАВ | спирты | вода | Плотность, кг/м3 | Копп, % | ||||||
| Na3PO4 | Са3(PO4)2 | KNO3 | Са(NO3) | KCl | CaCl2 | NH4Cl | |||||||
| 1 | - | - | - | - | - | 25 | 4 | - | 0,5 | 10 | 60,5 | 1250 | 8,64 |
| 2 | 25 | - | - | - | - | - | 5 | 50 | - | - | 20 | 1110 | -27,1 |
| 3 | - | - | - | 25 | - | 10 | - | 60 | - | - | 5 | 1200 | 3,26 |
| 4 | - | 20 | 20 | - | 5 | - | - | 10 | - | - | 45 | 1290 | -2,4 |
| Таблица 2 Качественные показатели изменения проницаемости | ||
| № | название состава | Копп, % |
| 1 | 25% раствор CaCl2 на дистиллированной воде | 63,6 |
| 2 | 25% раствор NaCl на дистиллированной воде | 47,1 |
| 3 | 25% раствор CaCl2+4% NH4Cl+0,5% неонол АФ9-12+10% изобутиловый спирт на дистиллированной воде (прототип) | 8,64 |
| 4 | 25% раствор NaCl+4% NR4Cl+85 мас.% РДН-У на пластоваой воде Красноярского месторождения (заявляемый) | -23,5 |
| знак «-» при коэффициенте изменения проницаемости говорит об увеличении проницаемости керна после применения составов для глушения скважин. |
Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин, содержащая неорганическую соль щелочного или щелочно-земельного металла, ингибирующую соль, растворитель, поверхностно-активное вещество - ПАВ, а также воду, отличающаяся тем, что она содержит в качестве неорганической соли щелочного или щелочно-земельного металла нитрат, фосфат, а также их смеси, а в качестве ПАВ и растворителя - универсальный реагент для добычи нефти РДН-У при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Указанная неорганическая соль | 0-50 |
| Ингибирующая соль | 0,1-10 |
| Универсальный реагент для добычи нефти РДН-У | 5-99,9 |
| Вода | Остальное |
