Жидкость для глушения скважин

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, к технологическим жидкостям, в частности к жидкостям для глушения скважин. Жидкость содержит 2,0-70,0 мас.% неорганических солей или их смесей или гидратов этих солей, 0-20,0 мас.% дисперсной фазы, 0,2-20,0 мас.% полимерной композиции SCA-214, 0,02-2,0 мас.% поверхностно-активного вещества (ПАВ) и воду. Техническим результатом является минимизация отрицательного воздействия глушения на фильтрационно-емкостные свойства нефтяных и газовых скважин, сокращение сроков освоения, сохранение продуктивности, снижение гидратации глинистых отложений и уменьшение поверхностного натяжения на границе с углеводородной жидкостью. 3 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, к технологическим жидкостям, в частности к жидкостям для глушения скважин. Техническим результатом является минимизация отрицательного воздействия глушения на фильтрационно-емкостные свойства нефтяных и газовых скважин, сокращение сроков освоения, сохранение продуктивности, снижение гидратации глинистых отложений, уменьшение поверхностного натяжения на границе с углеводородной жидкостью.

Известна жидкость глушения нефтегазовой скважины, содержащая в масс. %: поверхностно-активное вещество (ПАВ) или смесь ПАВ 2,0-10,0, эмульсию полимера 0,5-5,0, высокодисперсный гидрофобный материал 0,1-3,0 и водный раствор минеральной соли - остальное (см. Патент РФ №2279462, МКИ С09K 8/42, публ. 2006 г.). Известная жидкость недостаточно эффективна, поскольку увеличивается обводненность добываемой продукции.

Известен состав полисахаридного геля для глушения скважин, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин, четвертичные аммониевые соединения и смесь неионогенного и анионактивного ПАВ (см. Патент РФ №2246609, МКИ E21B 43/12, публ. 2005 г.).

Недостатком этого состава является невозможность готовить жидкости глушения с высокой плотностью, недостаточная термостабильность и сложность приготовления раствора.

Наиболее близкой по технической сущности и решаемой задаче к заявляемому составу является жидкость для глушения скважин, включающая в масс. %: хлорид магния 8-30, мел 0-10, полиакриламид с молекулярным весом 14-16 миллионов в количестве 0,01-0,2, ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД-0515 0,01-3,0 и остальное - пластовая вода (см. Патент РФ №2215868, МКИ Е21B 43/12, С09K 7/08, публ. 2003 г.).

Недостатком этого состава является ухудшение коллекторских свойств и высокая фильтрация раствора глушения в пласт.

Целью предлагаемого изобретения является разработка жидкости для глушения скважин для работы в интервале плотностей 1,02-1,40 г/см3, при температуре до 130°C, обеспечивающей минимальное поступление жидкости в пласт, быстрый выход скважины после глушения на режимные параметры с минимальной потерей продуктивности, а также с возможностью использования на скважинах с аномально низким и аномально высоким пластовым давлением, с высоким газовым фактором.

Поставленная цель достигается путем создания жидкости для глушения скважин, содержащей неорганические соли или их смеси или гидраты этих солей, дисперсную фазу, полимерную композицию SCA-214, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, при следующем соотношении компонентов в масс. %:

Неорганические соли или их смеси или
гидраты этих солей 2,0-70,0
Дисперсная фаза 0-20,0
Полимерная композиция SCA-214 0,2-20,0
ПАВ 0,02-2,0
Вода остальное

В качестве неорганической соли используются соли или их смеси из ряда CaCl2, KCl, NaCl, MgCl2, ZnCl2, ZnBr2, Ca(NO3)2, NaNO2, NaNO3, в том числе гидраты этих солей.

В качестве дисперсной фазы используют твердые кольматанты из ряда - глинопорошок, мел, асбест, древесная мука, монтморрилонит.

Полимерная композиция SCA-214 (модификации A, B, C, M, K) по ТУ 2122-131-05807960-97 с изм. 1-3 используется в виде сухого порошка или дисперсии в органическом растворителе. В зависимости от модификации и решаемой технологической задачи представляет собой смесь полимеров из ряда: оксиэтилированная целлюлоза CAS 9004-62-0, сополимер акриловой кислоты и акриламида ТУ 2216-004-55373366-2006, сополимер акриловой кислоты и малеинового ангидрида CAS 26677-99-6, 29132-58-9, ксантан ГОСТ 33333-2015, гуаровая камедь ТУ 2458-019-57258729-2006, полиакриламид ТУ 2414-002-74301823-2007, карбоксиметилцеллюлоза ГОСТ 89-272-62, полиаспартановая кислота CAS 181828-06-8, полималеиновый ангидрид CAS 26099-09-2.

В качестве поверхностно-активного вещества могут быть использованы Лапрол 5003-2-Б10 по ТУ 2226-023-10488057-95, Деканол по ТУ 6-09-1514-75, SCA-104, SCA-2000 (модификации C, K), SCA-609 (модификации C, K), Лапрол 4202-2Б-30Щ по ТУ2226-039-057-66801-95, Кватрамин по ТУ 2458-020-98712376-2010, Фосфенокс Н-9 по ТУ 6-00-5763445-13-89.

Для приготовления жидкости используют пресную или подтоварную воду.

Приводим примеры приготовления жидкости для глушения скважин. Результаты приведены в таблице 1.

Пример 1. Для приготовления жидкости берут 32,3% хлорида кальция, растворяют его в 62,5% пластовой воды, добавляют 3,0% поверхностно-активного вещества SCA-104. Затем, при перемешивании, добавляют 0,2% композиции SCA-214 и 2,0% мела. Состав перемешивают в течение одного часа до получения однородного, вязкого состояния (см. таблицу 1, пример 1).

Пример 2. Для приготовления жидкости берут 29,3 г хлорида магния, растворяют его в 60,48 г пластовой воды, добавляют 0,02 г поверхностно-активного вещества Фосфенокс. Затем, при перемешивании, постепенно добавляют 0,2 г композиции SCA-214 и 10,0 г глинопорошка. Состав перемешивают в течение одного часа до получения однородного, вязкого состояния (см. таблицу 1, пример 2).

Примеры 3-14 готовят аналогичным способом, изменяя виды используемых компонентов в заявляемых количествах.

Пример 15 (прототип). 2 г мела интенсивно размешивают в 64,5 г пластовой воды. Полученную суспензию добавляют в раствор бишофита, который получают смешением 30,3 г бишофита в пластовой воде. Смесь загущают ПАА в количестве 0,2 и добавляют 3,0 г ПАВ СНПХ ПКД-0515 (см. таблицу 1, пример 15).

Определяют технологические параметры приведенных в таблице 1 технологических жидкостей для глушения скважин, такие как плотность с использованием пикнометра, динамическую вязкость на Ofite-900, показатель фильтрации на пресс-фильтре НРНТ Ofite-170 при высоком давлении (репрессия 3,4 МПа (500 psi), t=25°C, фильтровальная бумага с размером пор 2,7 мкм.

Для определения термостойкости приготовленных жидкостей составы выдерживают в течение 3 суток при температуре 90°C. Далее после остывания составов до температуры 25°C определяют динамическую вязкость при скорости сдвига 5,1 и 510,69 с-1. Полученные данные свидетельствуют о том, что значительного снижения вязкости жидкостей не происходит, следовательно, составы достаточно термостабильны.

Для определения коэффициента восстановления проницаемости проводят фильтрационные исследования жидкостей на керне. Подбирают колонку из образцов кернов с близкими значениями проницаемости, образцы помещают в кернодержатель установки. Измеряют исходную проницаемость по керосину всей модели. При этом измеряют обратную проницаемость - фильтрацию проводят в направлении «пласт-скважина». Проницаемость замеряют минимум на четырех расходах керосина. Условия проведения эксперимента (репрессия, депрессия и т.д.) рассчитывают исходя из фактической глубины пластов, текущих пластовых давлений и плотности жидкостей. Максимальное восстановление проницаемости керна после воздействия жидкости составило 89%.

Обобщенные результаты исследований приведены в таблице 2.

Данные, приведенные в таблицах 1 и 2, показывают, что заявляемые технологические жидкости имеют:

- широкий диапазон плотности от 1,02 до 1,4 г/см3;

- термостабильность (сохранение начальной вязкости составов после термостатирования);

- высокий коэффициент восстановления проницаемости от 82 до 89%;

- низкий показатель фильтрации при репрессии P=3,4 МПа от 6,4 до 10,2 см3.

Указанные технические преимущества заявляемой технологической жидкости позволяют следующее.

1. Повысить термостабильность разработанных технологических жидкостей при одновременном сохранении физических свойств и показателя фильтрации, что позволит проводить работы по глушению скважин в условиях, осложненных аномально низким и аномально высоким пластовым давлением, высоким газовым фактором и с повышенными температурами.

2. Снизить отрицательное воздействие на продуктивные пласты за счет низкой фильтрации заявляемой технологической жидкости и, следовательно, низкой проникающей способности раствора в пласт. Также повысить эффективность освоения продуктивных скважин после глушения за счет снижения поверхностного натяжения на границе технологической жидкости с углеводородной средой (нефтью) и набухаемости глинистых минералов.

3. Ускорить выход скважины после глушения на режимные параметры с минимальной потерей продуктивности за счет высокого восстановления проницаемости керна после воздействия блокирующего состава, а также повысить экологичность технологической жидкости за счет ее высокой термостабильности. При повышении температуры до 100°C не происходит разложения жидкости, состав остается без изменения технологических параметров.

Также были проведены промысловые испытания составов глушения на скважинах месторождений нефти в Западной Сибири. Результаты испытаний признаны успешными. Были испытаны составы, представленные в таблице 1 под №№3, 5, 8. Общая информация по проведенным работам со скважинами представлена в таблице 3.

Применение данных технологических жидкостей в качестве составов глушения скважин при капитальном ремонте, проводимом в целях замены глубинно-насосного оборудования (электроцентробежного насоса ЭЦН), позволило:

- проводить ремонтные работы в условиях, осложненных высоким газовым фактором и с повышенными температурами, за счет высокой вязкости и плотности данных составов;

- уменьшить потери технологической жидкости глушения за счет низкой фильтрации в пласт;

- ускорить время вывода скважин на режимные параметры работы с сохранением продуктивности, что видно по объемам добываемой жидкости, нефти до и после ремонта, за счет низкой фильтрации и быстрого восстановления проницаемости пластов.

Жидкость для глушения скважин, включающая дисперсионную среду, дисперсную фазу, полимер, ПАВ и воду, отличающаяся тем, что в качестве дисперсионной среды используют растворы неорганических солей или их смеси или гидраты этих солей, в качестве полимера - полимерную композицию SCA-214, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Неорганические соли или их смеси или
гидраты неорганических солей 2,0-70,0
Дисперсная фаза 0-20,0
Полимерная композиция SCA-214 0,2-20,0
ПАВ 0,02-2,0
Вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении надежности глушения нефтяных скважин и блокирования призабойной зоны продуктивного пласта в условиях ММП без их растепления.

Изобретение относится к нефтедобыче и предназначено для транспортировки среды на поверхность через ствол скважины. Технический результат – повышение надежности работы устройства.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для одновременно-раздельной закачки агента в нефтеносные пласты одной скважиной. Внутрискважинное устройство содержит смонтированные на колонне насосно-компрессорных труб пакеры и блок регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента телемеханической системы, включающий дроссельные клапаны, объединенные блоком электроприводов, датчики телеметрии и расходомер, последние размещены в герметичных полостях гильз, параллельно расположенных в герметичном корпусе, ограниченном снизу прямоточной многоканальной муфтой, и связаны геофизическим кабелем, пропущенным через устьевую запорную арматуру, с контрольно-измерительными приборами на станции управления.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине с использованием водонабухающих полимеров, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ для ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым пропласткам или трещинам.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с высоким риском прорыва газа из газовой шапки.

Изобретение относится к способам определения момента постановки скважин на ремонт и может быть использовано в газовой и нефтяной промышленности. Техническим результатом является определение оптимального момента постановки скважины на ремонт.

Изобретение относится к области бурения и заканчивания скважин. Компоновка со счетчиком для селективного захвата пробок включает в себя управляемый компонент.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к разработке месторождений с контактными переходными зонами вода-нефть - ВНК. Технический результат - повышение эффективности использования технологии нефтяного конуса для увеличения добычи безводной нефти.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для скважинной селекции флюида. Система содержит селектор флюида, осуществляющий выбор, через какой из множества выходных проточных каналов протекает многокомпонентный флюид, причем этот выбор основан на направлении потока многокомпонентного флюида через селектор флюида, и это направление зависит от типа флюида в многокомпонентном флюиде.

Настоящее изобретение относится к способу подземной обработки (варианты), способу цементирования и композициям, которые содержат пыль цементной печи, имеющую измененный средний размер частиц.

Изобретение относится к глушению скважин и может быть использовано на нефтегазодобывающих предприятиях. Жидкость для глушения скважин включает, мас.%: сульфацелл 1,5-2,0; кадмий сернокислый 35,0-40,0; вода - остальное.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта - ПЗП. В способе очистки ПЗП от глинистых образований удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе, содержащий бисульфат натрия в количестве 15-17 мас.

Изобретение относится к способам и композициям, включая, в одном варианте осуществления, способ цементирования, содержащий: получение отверждаемой композиции, содержащей воду и цементирующий компонент, имеющий расчетный индекс реакционной способности, и обеспечение отверждения композиции для формирования твердой массы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - интенсификации притока нефти, увеличение проницаемости пласта, замедление скорости реакции с породой состава для обработки пласта и исключение образования кремниевых кислот при реакции с глинами при высокой пластовой температуре.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта с повышенной карбонатностью.
Предложенное техническое решение относится к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах.

Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата. Технический результат - повышение эффективности удаления жидкого пластового флюида из газовых и газоконденсатных скважин, продукция которых содержит пластовую воду с содержанием солей до 300 г/л при температуре до 85°C и содержанием углеводородного конденсата до 50 об.

Изобретение относится к бурению скважин. Технический результат - вскрытие продуктивных горизонтов в процессе бурения скважин с сохранением фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении надежности глушения нефтяных скважин и блокирования призабойной зоны продуктивного пласта в условиях ММП без их растепления.

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, вскрывающих солевые породы и пласты с полиминеральными водами высокой минерализации. Изобретение также может быть использовано при цементировании колонн в бессолевых интервалах и для установки изоляционных цементных мостов. Технический результат - получение тампонажной магнезиально-карналлитовой смеси, исключающей необходимость приготовления специального состава жидкости затворения и позволяющей с использованием стандартной технологии затворения водой получать раствор, камень которого характеризуется высокой коррозионной стойкостью в полиминеральных пластовых водах высокой минерализации. Тампонажная магнезиально-карналлитовая смесь включает порошок каустический магнезитовый, шлам карналлитового хлоратора, тонкодисперсную неорганическую добавку, триполифосфат натрия, карбамид и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: порошок магнезитовый каустический 22,88-37,29, шлам карналлитового хлоратора 22,22-36,79, тонкодисперсная неорганическая добавка 6,35-11,43, триполифосфат натрия 0,32-0,65, карбамид 1,27-3,27, вода остальное. В качестве тонкодисперсной неорганической добавки тампонажная магнезиально-карналлитовая смесь содержит или шлак доменный гранулированный молотый, или золу уноса ТЭЦ, или кварц молотый пылевидный. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, к технологическим жидкостям, в частности к жидкостям для глушения скважин. Жидкость содержит 2,0-70,0 мас. неорганических солей или их смесей или гидратов этих солей, 0-20,0 мас. дисперсной фазы, 0,2-20,0 мас. полимерной композиции SCA-214, 0,02-2,0 мас. поверхностно-активного вещества и воду. Техническим результатом является минимизация отрицательного воздействия глушения на фильтрационно-емкостные свойства нефтяных и газовых скважин, сокращение сроков освоения, сохранение продуктивности, снижение гидратации глинистых отложений и уменьшение поверхностного натяжения на границе с углеводородной жидкостью. 3 табл.

Наверх