Блокирующая жидкость для глушения скважин с аномально низким пластовым давлением
Владельцы патента RU 2373252:
Дмитрук Владимир Владимирович (RU)
Рахимов Николай Васильевич (RU)
Хадиев Данияр Нургаясович (RU)
Бояркин Алексей Александрович (RU)
Штахов Евгений Николаевич (RU)
Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к глушению скважин с аномально низким пластовым давлением при капитальном ремонте скважин. Технический результат - повышение эффективности способа глушения скважин с аномально низким пластовым давлением. Блокирующая жидкость для глушения скважин с аномально низким пластовым давлением содержит, мас.%: ациклическая кислота, выраженная формулой CnH2n-mO2, где m - 2, или 4, или 6 - 18,0-24,0; карбоцепный полимер 2,0-3,0; каустическая сода 13,1-15,0; гидрофобный минеральный наполнитель 30,0-50,0; газовый конденсат - остальное. 4 табл.
Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к глушению скважин с аномально низким пластовым давлением при капитальном ремонте скважин.
Известна блокирующая жидкость, содержащая углеводородную основу, водный раствор хлорида натрия или кальция, эмультал, мел, СМАД и асбест при следующем соотношении компонентов, вес.%:
углеводородная основа 40-60
водный раствор 40-60
эмультал 4
СМАД 4
асбест 3-10
мел 3-5
Недостатком этой блокирующей жидкости является низкая эффективность последующего освоения скважины (RU №2217464, МПК7 C09K 7/06; E21B 43/12; опубл. 27.11.2003 г.).
Наиболее близкой к предложенному является блокирующая жидкость, содержащая углеводородную основу, ациклическую кислоту, каустическую соду и минеральный наполнитель при следующем соотношении компонентов, об.%:
Углеводородная основа 41,0-72,0
Ациклическая кислота 6,1-14,4
Каустическая сода 4,9-13,0
Минеральный наполнитель остальное
В качестве углеводородной основы можно использовать нефть или продукты переработки нефти, а в качестве минерального наполнителя - карбонат кальция с диаметром частиц не менее 2 мкм (RU №2255209, МПК7 E21B 43/12, опубл., 27.06.2005 г.).
Недостатками этой блокирующей жидкости являются недостаточные кольматирующие и коркообразующие свойства, и, как следствие, низкая эффективность глушения заключающаяся в том, что из-за недостаточных кольматирующих и коркообразующих свойств в условиях аномально низкого пластового давления не обеспечивается циркуляция жидкости, происходит поглощение блокирующей жидкости, и в связи с этим ухудшаются фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта.
Другим недостатком известного решения является использование необработанного минерального наполнителя (мел, мраморная крошка), что приводит к гидрофильной флокуляции и выпадению в осадок, а в результате к изменению свойств блокирующей жидкости и ухудшению фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.
Техническим результатом заявленного технического решения является повышение эффективности способа глушения скважин с аномально низким пластовым давлением за счет применения жидкости с высокими кольматирующими свойствами.
Поставленная задача решается тем, что блокирующая жидкость содержит ациклическую кислоту, выраженную формулой CnH2n-2O2, CnH2n-4O2 и CnH2n-6O2, где m - 2, или 4, или 6, карбоцепный полимер, каустическую соду, гидрофобный минеральный наполнитель и газовый конденсат, при следующем соотношении компонентов, об.%:
| ациклическая кислота | 18,0-24,0 |
| карбоцепный полимер | 2,0-3,0 |
| каустическая сода | 13,1-15,0 |
| гидрофобный минеральный наполнитель | 30,0-50,0 |
| газовый конденсат | 37,9-8,0 |
Ациклическая кислота - общие формулы CnH2n-2O2, CnH2n-4O2 и CnH2n-6O2, например (гидрин-7-карбоновая кислота [C10H16O2] или декалин-2-карбоновая кислота [C11H18O2], или циклогексилуксусная [C7H12O2], или симм-пергидроиндацен-2-уксусная кислота [C13H20O2]) мазеобразное вещество, от светло-желтого до коричневого цвета. Применяется в качестве эмульгатора.
Карбоцепный полимер - гетероцепный полимер, например полистирол или полиметилметакрилат, в макромолекулах которого главная цепь состоят только из атомов углерода. Его молекулярная масса может достигать несколько миллионов единиц.
Он хорошо растворим в ароматических и хлорорганических углеводородах, кетонах. Для улучшения растворимости в неполярных растворителях метальный радикал должен быть заменен на алкильный с большим числом атомов углерода (до C10). С увеличением числа атомов углерода в алкильном радикале возрастает неньютоновская вязкость. Также он устойчив к действию разбавленных кислот и щелочей, воды, спиртов, жиров и минеральных масел; физиологически безвреден и стоек к биологическим средам.
Каустическая сода (NaOH) - твердый продукт - чешуированная или плавленая масса белого цвета, сильно гигроскопичен, хорошо растворим в воде, быстро поглощает углекислоту из воздуха и постепенно переходит в углекислый натрий; жидкий продукт - бесцветная или окрашенная жидкость, допускается выкристаллизованный осадок.
В качестве наполнителя используют гидрофобный минеральный наполнитель - мел или измельченную мраморную крошку.
Для получения блокирующей жидкости с помощью цементировочного агрегата в емкость набирается расчетное количество стабильного газового конденсата. В эту же емкость при постоянном перемешивании вливается раствор ациклической кислоты и карбоцепного полимера. После этого вводится раствор каустической соды 25-28% концентрации и гидрофобный минеральный наполнитель.
Для глушения в скважину закачивается блокирующий раствор и затем продавливается в призабойную зону пласта технологической жидкостью глушения.
В таблице 1 приведены примеры трех составов блокирующей жидкости.
| Таблица 1. | |||
| Наименование | Состав 1, об.% |
Состав 2, об.% |
Состав 3, об.% |
| ациклическая кислота (гидрин-7-карбоновая кислота (C10H16O2) или декалин-2-карбоновая кислота (C11H18O2), или циклогексилуксусная (C7H12O2), или симм-пергидроиндацен-2-уксусная кислота (C13H20O2) | 18,0 | 21,0 | 24,0 |
| карбоцепный полимер, например полистирол или полиметилметакрилат | 2,0 | 2,5 | 3,0 |
| каустическая сода | 13,1 | 13,55 | 15,0 |
| гидрофобный минеральный наполнитель (мел или мраморная крошка) | 30,0 | 40,0 | 50,0 |
| стабильный газовый конденсат | 36,9 | 22,95 | 8,00 |
Предлагаемая блокирующая жидкость эффективна при глушении скважин с аномально низкими пластовыми давлениями с решением главной задачи по сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта. Используемые ациклические кислоты и карбоцепный полимер при взаимодействии с каустической содой и углеводородной основой образуют олигомер с цепочкой ациклических мономеров (с n от 30 и выше), пространственная конфигурация которых создает прочную структурную сетку.
Внесение гидрофобного минерального наполнителя усиливает образование коагуляционных структур, что повышает кольматирующие и коркообразующие свойства. Кроме этого, гидрофобные свойства минерального наполнителя обеспечивают его равномерное распределение в жидкости и повышают седиментационную устойчивость в пластовых условиях.
Состав и свойства исследуемой жидкости приведены в табл.2.
Таблица 2
| Показатели | Состав 1 | Состав 2 | Состав 3 |
| Плотность, г/см3 | 0,97 | 1,03 | 1,07 |
| Вязкость пластическая при 20°С, мПа·с | 20 | 31 | 39 |
| Динамическое напряжение сдвига, дПа | 210 | 264 | 333 |
| Статическое напряжение сдвига, дПа через 1 мин | 120 | 122 | 123 |
| через 10 мин | 132 | 135 | 138 |
| Показатель поведения потока, n на участке 3-81 с-1 при 20°С | 0,25 | 0,26 | 0,26 |
| при 60°С | 0,57 | 1,35 | 1,49 |
| при 80°С | - | - | - |
| Показатель консистентности, Па·с на участке 3-81 с-1 при 20°С | 11,65 | 12,8 | 13,22 |
| при 60°С | 0,42 | 0,01 | 0,01 |
| при 80°С | - | - |
Ниже приведен пример использования блокирующей жидкости (см. табл.3).
Конструкция скважины
Таблица 3.
| Колонна | Диаметр колонны, мм | Интервал спуска колонны, м |
| Шахтное направление | 506 | 0-2 |
| Направление | 426 | 0-138,54 |
| Кондуктор | 324 | 0-539,72 |
| Эксплуатационная | 219 | 0-1248,52 |
Пластовое давление 25 атм
Искусственный забой: 1234 м
Диаметр насосно-компрессорных труб: 168 мм
Глубина спуска насосно-компрессорных труб 1158 м
Данные о перфорации приведены в табл.4.
Таблица 4.
| Интервалы перфорации, м | Тип перфорации | Плотность перфорации, отв./м | Горизонт, ярус, подъярус | Пласт | |
| верх | низ | ||||
| 1112 | 1172 | ПКС-105С | 10/1 | K1S | ПК |
Для получения блокирующей жидкости в емкость набрали 10 м газового конденсата и ввели 2,0 м3 ациклической кислоты - ациклическая кислота (гидрин-7-карбоновая кислота [C10H16O2] или декалин-2-карбоновая кислота
[C11H18O2], или циклогексилуксусная [C7H12O2], или симм-пергидроиндацен-2-уксусная кислота [C13H20O2] и 200 кг карбоцепного полимера, например полистирол или полиметилметакрилат. При постоянном перемешивании ввели 2,5 м3 водного раствора NaOH 28% концентрации. Тщательно перемешали для получения углеводородного геля, после чего в полученный состав ввели гидрофобный минеральный наполнитель (мел или мраморную крошку) в количестве 3,5 т и продолжили перемешивание смеси до получения однородной массы. Технологические параметры блокирующей жидкости: плотность 1,05 г/см3, условная вязкость = 186 сек, показатель фильтрации 2 см3/30 мин. В качестве жидкости глушения использовали эмульсионный раствор.
Глушение производилось по следующей технологической схеме.
На факельной линии установили штуцер диаметром 12 мм и запустили скважину по затрубному пространству на факел для снижения статического давления и замещения газа на жидкость при глушении скважины. Закачали в насосно-компрессорные трубы 11 м3 жидкости глушения.
Одновременно двумя цементировочными агрегатами закачали блокирующий раствор в объеме 15 м3 и 1,5 м3 раствора каустической соды 28%. После появления жидкости глушения на конце факельной линии закрыли затрубное пространство и произвели продавку блокирующего состава в призабойную зону пласта закачкой 20,5 м3 жидкости глушения. Параметры проведения технологической операции: начальное давление Рн=20 атм, давление закачки Рзак=0 атм, конечное давление = 45 атм, расход жидкости Q=6-7 л/сек.
Закрыли скважину на технологический отстой в течение 12 часов. Через 12 часов уровень жидкости в скважине составил 0 м, произвели циркуляцию жидкости в скважине в течение 2 циклов. Потерь жидкости нет.
После проведения комплекса мероприятий согласно плану работ на ремонт скважины скважина освоена с до ремонтным дебитом.
Обеспечение циркуляции и получение дебита скважины на до ремонтном уровне характеризует эффективность заявленной жидкости.
Проведение ремонтных работ по глушению скважин с аномально низким пластовым давлением с применением предлагаемой жидкости обеспечивает сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и сокращение сроков освоения скважин.
Блокирующая жидкость для глушения скважин с аномально низким пластовым давлением, содержащая ациклическую кислоту, выраженную формулой CnH2n_mO2, где m - 2 или 4, или 6, карбоцепный полимер, каустическую соду, гидрофобный минеральный наполнитель и газовый конденсат, при следующем соотношении компонентов, об.%:
| указанная ациклическая кислота | 18,0-24,0 |
| карбоцепный полимер | 2,0-3,0 |
| каустическая сода | 13,1-15,0 |
| гидрофобный минеральный наполнитель | 30,0-50,0 |
| газовый конденсат | остальное |
