Патент на изобретение №2264531

(54) ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

(57) Реферат:

Изобретение относится к нефтяной и газовой отрасли, в частности к технологическим жидкостям, применяемым для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин с пластовыми давлениями ниже гидростатического при эксплуатации и ремонте скважин. Техническим результатом является создание жидкости на углеводородной основе с плотностью до 650 кг/м³, оказывающей минимальное воздействие на фильтрационно-емкостные свойства – ФЕС прискважинной зоны пласта ПЗП и предназначенной для глушения скважин с низкой пластовой энергией. Жидкость для глушения нефтяных и газовых скважин с аномально низким пластовым давлением, включающая углеводородную основу, синтетическую жирную кислоту, гидроксид натрия, в качестве дополнительного стабилизатора содержит гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость и блокирующий облегчающий наполнитель – алюмосиликатные микросферы – АСМ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: углеводородная основа 68-88, синтетическая жирная кислота 1,2-2,1, гидроксид натрия 0,20-0,36, кремнийорганическая жидкость – ГКЖ 0,25-0,32, наполнитель АСМ – остальное. 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой отрасли, в частности к технологическим жидкостям, применяемым для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) при эксплуатации и ремонте скважин.

Известна жидкость для глушения скважин, содержащая наполнитель-лигнин 2,0%, хлористый калий 5,0%, комплексный полимерный реагент-КППС 2,5-3,0%, кремнийорганический реагент ГКЖ-10 0,4-0,6%, ПАВ 0,5%, вода остальное [1].

Недостатком данного технического решения является многокомпонентность состава, использование водной основы, что отрицательно сказывается на фильтрационно-емкостных свойствах прискважинной зоны пласта и значительных потерях времени на его очистку, восстановление проницаемости.

Известен раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных газовых скважин, содержащий, в мас. %: газовый конденсат 81,0-84,9, синтетическую жирную кислоту СЖК 1,7-2,3, каустическую соду 0,6-1,0, минеральный наполнитель глинопорошок – остальное [2].

Недостатком данного раствора является узкий диапазон регулирования плотности 0,98-1,01 г/см³, невозможность получения более низкой плотности раствора, ограниченной плотностью дисперсионной среды.

Известна жидкость для заканчивания и глушения низкотемпературных нефтяных и газовых скважин, включающая отработанные моторные масла, синтетическую жирную кислоту, каустическую соду и минеральный наполнитель мел [3].

Недостатком этого раствора является использование не кондиционного продукта – отработанного масла, получение составов с непостоянными технологическими свойствами и высокая вязкость раствора.

Наиболее близким техническим решением является буровой раствор на углеводородной основе, состоящий из углеводородной основы, синтетической жирной кислоты, гидроксида натрия, атактического полипропилена, парафина и утяжелителя [4].

Недостатком вышеуказанного технического решения является относительно высокая плотность (свыше 1000 кг/м³), в составе присутствует барит, частицы которого способны закупоривать (кольматировать) поровые каналы продуктивного пласта. Наличие в жидкости глушения барита может привести к существенному снижению продуктивности скважины с низкой энергией пласта после проведения работ по капитальному ремонту.

Задачей изобретения является сохранение продуктивности скважины с аномально низкими пластовыми давлениями после ее глушения при капитальном ремонте.

Технический результат, достигаемый данным изобретением, – создание жидкости глушения малой плотности с низкими фильтрационными свойствами и технологичной в приготовлении.

Для решения поставленной задачи, достижения технологического результата и устранения перечисленных недостатков предлагаем технологическую жидкость для глушения скважин с АНПД при капитальном ремонте скважин с приемлемой минимальной плотностью 650-750 кг/м³, оказывающей минимальное отрицательное воздействие на ФЕС прискважинной зоны пласта и сокращающей время освоения и вывода скважины после ремонта на доремонтный режим работы, включающей углеводородную основу, синтетическую жирную кислоту, гидроксид натрия, дополнительный стабилизатор-гидрофобизатор – гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ, блокирующий и облегчающий наполнитель, в качестве которого используется алюмосиликатные микросферы – АСМ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Углеводородной основой технологической жидкости служит дизельное топливо или обезвоженная специально подготовленная нефть.

Синтетическая жирная кислота – СЖК – структурообразователь и стабилизатор мыл синтетических жирных кислот, выпускается согласно ГОСТ 23239-89.

Гидроксид натрия – NaOH представляет собой бесцветную непрозрачную кристаллическую массу, хорошо растворимую в воде, производится по ГОСТ 2263-79.

Кремнийорганическая жидкость ГКЖ 10 (или 11) представляет собой водно-спиртовый раствор этил(метил)силиконата натрия, хорошо растворяется в воде, не растворяется в маслах. Свойства жидкости нормируются ТУ 6-02-696-76.

Алюмосиликатные микросферы – (ТУ 21-22-37-91) плотность микросфер составляет 400 кг/м³. Производится в г. Екатеринбурге, ОАО “Бентонит Урала”.

Приготовление технологической жидкости для глушения нефтяных и газовых скважин осуществляется следующим образом.

В небольшом количестве углеводородной основы, например дизельного топлива, разогретого до температуры 60-70°С, растворяют синтетическую жирную кислоту (далее по тексту СЖК). После этого растворенный ингредиент вводят в оставшуюся часть углеводородной основы, которая предварительно налита в перемешивающее устройство, перемешивают 5-10 мин. Затем в смесь добавляют гидроксид натрия – водный 50% раствор каустической соды и перемешивают всю композицию в течение 10-15 мин. В процессе перемешивания СЖК вступает в реакцию с гидроксидом натрия с образованием натриевых мыл. После этого в полученную систему вводят ГКЖ и перемешивают 5 минут. После этого в раствор вводится наполнитель АСМ и перемешивают еще 10 минут. Общее время приготовления 40-50 минут. Готовую технологическую жидкость для глушения оставляют в покое для “созревания”, т.е. полного набора структурных и реологических характеристик. Через сутки производят замер технологических параметров.

Пример

В 20-40 мл дизельного топлива, разогретого до температуры 60-70°С, растворяют 6,8 г (1,83%) СЖК. Затем растворенный ингредиент технологической жидкости на углеводородной основе смешивают с 280-260 мл дизельного топлива с температурой 20°С и все перемешивают 5-10 мин. После этого в смесь добавляют 1,8 мл (0,24%) гидроксида натрия – 50%-ного водного раствора каустической соды для омыления СЖК, интенсивно перемешивают в течение 5 минут всю композицию. Затем добавляют в композицию 1 мл ГКЖ и перемешивают еще 5 минут. В полученную смесь вводят 112 г (30,1%) наполнителя АСМ, постоянно перемешивая еще не менее 10 мин.

В табл. 1 приведены составы технологической жидкости на углеводородной основе и их свойства в табл.2.

Как видно по составу 4 табл. 1 и свойствам табл. 2, предлагаемая технологическая жидкость на углеводородной основе при отсутствии стабилизатора ГКЖ имеет повышенный показатель фильтрации, неудовлетворительные реологические характеристики: малую пластическую вязкость и малое предельное динамическое напряжение сдвига, низкие структурно-механические свойства. Ввод 0,25% ГКЖ в состав технологической жидкости на углеводородной основе обеспечивает необходимые структурно-механические характеристики, снижение показателя фильтрации. При превышении содержании ГКЖ свыше 0,32 мас.% свойства технологической жидкости не улучшаются, несколько снижается стабильность.

Содержание углеводородной основы менее 68% приводит к возрастанию реологических показателей до состояния потери подвижности (текучести), а содержание более 88% приводит к потере стабильности системы.

Использование СЖК в жидкости для глушения скважин позволяет регулировать структурно-механиеские свойства, показатель фильтрации.

В предложенной жидкости применяется гидроксид натрия в пределах 0,20-0,36%. Уменьшение содержания гидроксида натрия менее 0,2% приводит к потере стабильности раствора, расслоению. Увеличение процентного содержания гидроксида натрия приводит к необоснованному расходу материала, увеличению щелочности и содержания воды.

В предложенной жидкости алюмосиликатные микросферы позволяют регулировать плотность раствора от 650 до 1000 кг/м³.

Использование предлагаемой жидкости для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин позволяет обеспечить оптимальные реологические параметры раствора: плотность 0,65-0,90 г/см³, вязкость 90-200 с, а углеводородная основа способствует сохранению фильтрационно-емкостных свойств продуктивных коллекторов при заканчивании и ремонте скважин за счет снижения или полного исключения проникновения раствора или его фильтрата в пласт, как следствие, быстрое восстановление естественной проницаемости призабойной зоны пласта при вызове притока.

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки

1.Патент Российской Федерации №2151162, по М. кл. 7 С 09 К 7/00, 20.06.2000 г. Бюл. №17.

2. Патент Российской Федерации №2136717, по М. кл. 7 С 09 К 7/06, 10.09.1999 г. Бюл. №25.

3. Патент Российской Федерации №2167275, по М. кл. Е 21 В 43/12, 20.05.2001 г. Бюл. №14.

4. Патент Российской Федерации №2208035, по М. кл. С 09 К 7/06, 10.07.2003 г. Бюл. №19.

Формула изобретения

Жидкость для глушения нефтяных и газовых скважин, включающая углеводородную основу, синтетическую жирную кислоту, гидроксид натрия, отличающаяся тем, что в качестве дополнительного стабилизатора содержит гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость и блокирующий облегчающий наполнитель – алюмосиликатные микросферы (АСМ) при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: