Результат интеллектуальной деятельности: ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ СПИРТОВ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при глушении нефтедобывающих скважин перед проведением капитального ремонта, освоением, перфорацией.

В настоящее время в качестве жидкости для глушения скважин используют нефть, воду, пластовые воды, буровые растворы на водной и углеводородной основах. Последние наиболее эффективны, однако отличаются относительно высокой стоимостью, опасны с точки зрения загрязнения окружающей среды, возгорания и др.

Известна жидкость для глушения скважин, содержащая полигликоли, денатурированный спирт и воду при следующем соотношении компонентов, об.%:

(патент РФ №2187532 от 20.08.2002).

Недостатком известной жидкости является наличие в составе полигликолей, которые при взаимодействии с карбонатными породами образуют водонерастворимые соли. Жидкость глушения склонна к пенообразованию, вызывает набухание и диспергирование глинистых минералов. Все это приводит к снижению проницаемости призабойной зоны скважин и коэффициента их продуктивности.

Наиболее близким составом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является жидкость для глушения скважин, включающая полигликоли, алифатический спирт, флотореагент - оксаль и воду при следующем соотношении компонентов, об.%:

В качестве алифатического спирта жидкость для глушения скважин содержит этиловый, либо изопропиловый, либо бутиловый спирт (патент РФ №2260112 от 10.09.2005).

Признаки прототипа, совпадающие с признаками заявляемого изобретения - флотореагент-оксаль Т-92.

Недостатками известной жидкости, принятой за прототип, являются низкий диапазон плотности жидкости и наличие в составе воды, что может привести к набуханию глинистых минералов, присутствующих в продуктивном пласте.

Задачей изобретения является расширение диапазона изменения плотности жидкости, сохранение фильтрационно-емкостных параметров продуктивных коллекторов за счет ингибирования гидратации глинистых минералов.

Поставленная задача была решена за счет того, что известная технологическая жидкость для глушения скважин на основе спиртов, содержащая флотореагент оксаль Т-92, дополнительно содержит полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер H(CF2CF2)2CH2OH) при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

Отличительные признаки заявляемого раствора от раствора по прототипу - введение полифторированного тригидрооктафторамилового спирта-теломера; иное количественное соотношение используемых ингредиентов мас. %: полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер - 2-75; флотореагент оксаль Т-92 - 25-98.

Разработанный состав жидкости глушения на основе тяжелых спиртов при взаимодействии с глинистыми минералами, содержащимися в породе коллекторов, не вызывает их набухание. За счет этого решается задача сохранения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

Предлагаемая жидкость не имеет склонности к пенообразованию, морозостойка. Необходимая плотность жидкости достигается путем смешивания компонентов в соответствующем количестве.

Для получения предлагаемой жидкости для глушения скважин в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

- полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер (химическая формула: H(CF2CF2)2CH2OH) по ТУ 6-09-4830-80, представляет собой бесцветную тяжелую жидкость.

- флотореагент оксаль Т-92 по ТУ 2452-029-05766801-94. Продукт представляет собой жидкость от желтого до коричневого цвета, которая не расслаивается, имеет слабый ароматический запах, содержит более 50% диоксановых эфиров и спиртов, а также близко 50% смеси 1, 2 и 3 атомных спиртов.

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующими примерами.

Пример 1

Для получения заявляемой жидкости для глушения скважин в лабораторных условиях брали 22 г (98%) флотореагента оксаля Т-92 с плотностью ρ=1,09 г/см³, добавляли 0,45 г (2%) полифторированного тригидрооктафторамилового спирта-теломера H(CF2CF2)2CH2OH) с плотностью ρ=1,65 г/см³, перемешивали. Полученная жидкость глушения имеет плотность ρ=1,10 г/см³.

Пример 2

К 11 г (48%) флотореагента оксаля Т-92 с плотностью ρ=1,09 г/см³, добавляли 12 г (52%) полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер H(CF2CF2)2CH2OH) с плотностью ρ=1,65 г/см³, перемешивали. Полученная жидкость глушения имеет плотность ρ=1,30 г/см³.

Пример 3

К 11 г (25%) флотореагента оксаля Т-92 с плотностью ρ=1,09 г/см³, добавляли 33 г (75%) полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер H(CF2CF2)2CH2OH) с плотностью ρ=1,65 г/см³, перемешивали. Полученная жидкость глушения имеет плотность ρ=1,51 г/см³.

В процессе проведения испытаний полученной жидкости определяли значения показателей свойств полученной жидкости - плотность, условная вязкость, рН, минерализация, восстановление фильтрационно-емкостых свойств продуктивного пласта. Замер основных технологических параметров полученной жидкости глушения производили на стандартных приборах.

Данные о свойствах известной и предлагаемых жидкостях приведены в таблице 1.

Как видно из данных таблицы, заявляемая жидкость для глушения скважин имеет широкий диапазон изменения плотности (1100…1510 кг/м³).

Разработанный состав жидкости глушения на основе тяжелых спиртов позволит избежать набухания глинистых минералов. Жидкость глушения не имеет водного компонента и не смешивается с растворами на водной основе, ее использование не приводит к ускоренной коррозии обсадных колонн и скважинного оборудования, возможно ее повторное использование. Кроме того, заявляемая жидкость имеет широкий диапазон температуры применения (-37…+85°С).

Заявленная жидкость глушения была испытана в лабораторных условиях с целью установления ее влияния на восстановление проницаемости образцов керна из продуктивных пластов месторождений Пермского края. Оценка восстановления исходной проницаемости изучалось на образцах пород бобриковской залежи Уньвинского и Сибирского месторождения. Для каждого образца определялась пористость, проницаемость по керосину, проницаемость после воздействия на образец жидкостью глушения и коэффициент восстановления проницаемости. Результаты испытаний приведены в таблице 2.

Средняя величина коэффициента восстановления проницаемости по всем образцам составила 92%.

Как видно из данных таблицы, результаты испытаний свидетельствуют о высокой эффективности разработанной технологической жидкости. Использование предлагаемой жидкости глушения скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти позволит сохранить фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов, повысить качество крепления обсадных колонн, снизить вероятность разрушения цементного камня применением щадящих методов вторичного вскрытия продуктивных пластов и повысить качество, эффективность проведения данных мероприятий.