Результат интеллектуальной деятельности: Жидкость для глушения нефтегазовых скважин

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтедобывающей промышленности при проведении подземного и капитального ремонта скважин.

Известна жидкость для глушения скважин (RU 2203304, Е21В 43/12, 2003), включающая, мас. %: глицерин - 50,0-60,0; сульфацелл - 1,5-2,0; хлорид калия - 2,0; дисолван - 0,5; АСМ - 5,0-15,0; вода - остальное.

Недостатками данной жидкости являются невысокая условная вязкость, низкие псевдопластичные и блокирующие свойства. Кроме того, высокое процентное содержание дорогостоящего глицерина обусловливает высокую стоимость работ при проведении капитальных ремонтов скважин (КРС).

Известен гелеобразующий полимер для гидроразрыва пласта (US 3888312, C09K 8/68, Е21В 43/26, 1975), содержащий полисахарид класса галактоманнан (гуаровая камедь) с массовой концентрацией от 0,3-3,0% и в качестве сшивателя - органические соединения титана со степенью окисления +4.

Недостатком известного гелеобразующего полимера является то, что в процессе гелеобразования необходимо поддерживать значения водородного показателя среды (pH) в интервале от 2 до 7. Другим недостатком является очень короткий индукционный период гелеобразования, что создает трудности при осуществлении технологического процесса закачки таких сшитых полимерных составов на промыслах.

Известен гелеобразующий состав (RU 2346151, Е21В 43/22, C09K 8/514, 2009), содержащий полисахарид, соединение поливалентного металла, воду. В качестве полисахарида используют гуаровую камедь, в качестве соединения поливалентного металла используют оксид магния в присутствии ацетата хрома как в пресной, так и в минерализованной воде при следующем соотношении компонентов, мас. %: гуаровая камедь - 0,2-0,5, оксид магния - 0,02-0,04, ацетат хрома - 0,01-0,12, вода - остальное.

Недостатком указанного состава является невозможность его применения для глушения высокотемпературных скважин из-за длительного времени гелеобразования.

Состав полисахаридного геля для глушения скважин (RU 2246609, Е21В 43/12, 2005), выбранный в качестве ближайшего аналога, содержит воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин, четвертичные аммониевые соединения и смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ - Нефтенол ВВД, представляющий собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей или солей с триэтаноламином в количестве 0,1-0,5 кг на 1000 л воды.

Недостатком ближайшего аналога является то, что он не может быть успешно применен в качестве жидкости для глушения в скважинах с аномально низким пластовым давлением из-за высокого поглощения, так как обладает небольшой условной вязкостью.

Технической задачей изобретения является создание жидкости для глушения нефтегазовых скважин с характеристиками, обеспечивающими повышение эффективности глушения скважин при сохранении первоначальной проницаемости продуктивного пласта. Для повышения эффективности глушения нефтегазовых скважин жидкость должна обладать оптимальными реологическими, псевдопластическими свойствами, повышенной термостабильностью, минимальным проникновением в призабойную зону пласта, легко удаляться после окончания ремонтных работ.

Техническим результатом является улучшение реологических, псевдопластических характеристик жидкости для глушения нефтегазовых скважин, повышение ее термостабильности при минимальном воздействии на проницаемость призабойной зоны.

Технический результат достигается тем, что жидкость для глушения нефтегазовых скважин, содержащая водную основу, полисахаридный гелеобразователь, боратный сшиватель, согласно изобретению, в качестве полисахаридного гелеобразователя содержит гуаровую камедь и ксантановую камедь при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Технический результат обеспечивается за счет того, что в составе жидкости для глушения нефтегазовых скважин используют гуаровую камедь в смеси с ксантановой камедью. Гуаровая камедь является гелеобразователем, стабилизатором-загустителем и при взаимодействии с водной основой придает жидкости вязкую длинную структуру. Ксантановая камедь используется как гелеобразователь и пластификатор и придает заявляемой жидкости высокие реологические и псевдопластичные свойства, что позволяет при достаточно высокой условной вязкости легко закачивать состав в скважину. Причем ксантановая камедь обеспечивает жидкости для глушения нефтегазовых скважин повышенную термостабильность, т.е. стабильные реологические и псевдопластичные свойства при повышенных температурах. Благодаря этому заявляемый состав может быть использован в глубокозалегающих пластах с температурой до 90°С, в отличие от известных составов, которые могут быть использованы при температурах не более 50°С. Использование в заявляемой жидкости смеси гуаровой и ксантановой камедей придает составу оптимальную плотность и повышает условную вязкость, при которых заявляемый состав является не текучим, при этом легко закачивается в скважину, имеет хорошие блокирующие свойства, не проникает в поровое пространство горных пород, легко удаляется из скважины после проведения ремонтных работ, что способствует сохранению фильтрационных свойств продуктивного пласта и значительному сокращению времени выхода скважины на первоначальный режим работы после проведения ремонтных работ. Состав жидкости для глушения скважин является нейтральным по отношению к пластовым флюидам и не оказывает влияния на процесс подготовки нефти. Состав, кроме того, не вызывает интенсивную коррозию внутрипромыслового оборудования.

Количество гуаровой камеди в составе заявляемой жидкости для глушения скважин определяется ее способностью образовывать «сшитый» гель. При концентрации гуаровой камеди ниже 0,65 мас. % не удается получить сшитый гель требуемых характеристик. При концентрации гуаровой камеди выше 0,75 мас. % происходит разрыхление состава и не удается добиться необходимых для эффективного глушения скважин свойств состава. При концентрации ксантановой камеди ниже 0,09 мас. % не удается получить необходимую условную вязкость состава. При концентрациях ксантановой камеди более 0,11 мас. % происходит разрыхление состава и не удается добиться необходимых реологических свойств состава. При концентрации боратного сшивателя ниже 0,35 мас. % не удается получить однородного сшитого геля. Концентрация боратного сшивателя выше 0,45 мас. % не изменяет свойств состава и является экономически нецелесообразной.

Жидкость для глушения нефтегазовых скважин готовят следующим образом.

В гидромешалку или другое перемешивающее устройство заливают воду с температурой 10-70°С. При постоянном перемешивании со скоростью 700-900 об/мин вводят смесь гуаровой камеди с ксантановой камедью. После чего увеличивают скорость перемешивания до 2100-2300 об/мин. Полученную смесь перемешивают 30 мин до однородного состояния. Затем вводят боратный сшиватель и еще перемешивают 5 мин. После остановки гидромешалки полученный состав оставляют на 10 мин для набора заявленных характеристик.

Гуаровую камедь используют технического сорта с вязкостью более 7000 сП (ТУ 2458-019-57258729-2006), в виде порошка белого цвета. Гуаровая камедь является стабилизатором-загустителем, используется как структурирующее вещество, способное придавать жидкости вязкую длинную структуру.

Ксантановую камедь используют технического сорта, ГОСТ 33333-2015. Ксантановая камедь представляет собой биополимер с высокими реологическими свойствами, сохраняющимися при высоких температурах.

Для приготовления заявленной жидкости глушения скважин возможно использование боратного сшивателя различных производителей, например:

- боратный сшиватель БС-1.3 (ЗАО «ПЕТРОХИМ», г. Белгород) используют в соответствии с ТУ 2499-069-17197708-2003. Боратный сшиватель представляет собой боросодержащее соединение в виде полупрозрачной жидкости от желтого до коричневого цвета. Показатель концентрации водородов иона (рН) - 13, скорость сшивки - 7 сек;

- боратный сшиватель WGXL - 10.1 (ООО «Казань-Измерение», г. Казань) - боратный сшиватель с щелочным буфером. Не требует добавок для регулирования уровня рН, обеспечивая таким образом экономичность и простоту использования в тех случаях, когда требуется использование боратного сшивателя быстрого действия;

- боратный сшиватель NRG-FXL - жидкий сшиватель мгновенного действия (ООО «Ойл Энерджи», г. Москва). Представляет собой раствор боратных соединений на водном основе. Содержит в своем составе стабилизатор геля и модификатор реологии, что обеспечит формирование сшитых гелей с улучшенными сдвиговыми характеристиками. Показатель концентрации водородов иона (рН) - 10-18, скорость сшивки - до 10 сек;

- боратный сшиватель РТ BCF-9 (Nika PetroTech, г. Екатеринбург) - сшиватель мгновенного действия. Показатель концентрации водородов иона (рН) - 10-18, скорость сшивки - до 10 сек.

В качестве основы используется пресная техническая вода, плотность которой 1010 кг/м³, которая может быть минерализована солями (хлоридом калия или натрия) для увеличения плотности состава до 1100-1180 кг/м³. Плотность состава может быть увеличена до 1600 кг/м³ путем введения в него микрокальцита.

В таблице 1 представлены примеры составов заявляемой жидкости для глушения нефтегазовых скважин.

Из представленной таблицы 1 видно, что использование различных видов боратных сшивателей не приводит к изменению заявляемых характеристик жидкости глушения скважин.

Ниже приведен пример получения состава №1 (таблица 1).

Для приготовления 500 мл жидкости для глушения скважин в 494,55 мл воды плотностью 1,01 г/см³ при постоянном перемешивании (800 об/мин) вводили 3,25 г (0,65 мас. %) гуаровой и 0,45 г (0,09 мас. %) ксантановой камедей. После ввода всей смеси число оборот увеличили до 2200 об/мин и перемешивали в течение 30 минут до образования однородного состояния. Затем при постоянном перемешивании добавили 1,75 мл (0,35 мас. %) боратного сшивателя БС-1.3 и перемешивали 5 минут. После остановки гидромешалки готовый состав оставляли на 10 минут для набора вязкости и полной однородности состава.

Замер технологических показателей получаемых составов производится стандартными приборами по известной методике РД 39-2-645-81. Результаты исследований отражены в таблице 1.

Проведенные исследования показали, что плотность заявляемой жидкости для глушения нефтегазовых скважин на основе пресной воды составляет 1010 кг/м³. Для увеличения плотности состава до 1100-1180 кг/м³ вода может быть минерализована солями (хлоридом калия или натрия). Плотность состава может быть увеличена до 1600 кг/м³ путем введения в него микрокальцита.

В результате исследований выявлено, что заявляемый состав может быть использован в пластах с температурой до 90°С без ухудшения его характеристик, что значительно увеличивает возможность его применения на глубокозалегающих пластах.

Произведены опыты на взаимодействие пластовых флюидов с заявленным составом. На основе произведенных опытов выявлено, что жидкость для глушения скважин не взаимодействует с пластовыми водами. При взаимодействии с пластовыми нефтями заявленного состава полное расслоение на две фазы происходит в течение 24 часов, благодаря чему не требуется дополнительной очистки нефти на установках подготовки нефти от жидкости глушения и не ухудшается качество нефти.

Для определения коэффициента восстановления проницаемости проводили серию фильтрационных опытов с использованием установки УИК-5ВГ.

Исследования выполняли следующим образом: экстрагированные образцы горных пород месторождений Пермского края после определения петрофизических характеристик насыщали керосином и помещали в кернодержатель установки УИК-5ВГ. Создали боковой и торцевой обжим керна резиновой манжетой. Предварительно определили коэффициент проницаемости по нефти по общепризнанной методике (К. Калинко. Методика исследования коллекторских свойств кернов. 1963, 223 с.). Затем образец подвергали воздействию заявляемой жидкостью для глушения скважин в течение 3 часов при поддержании постоянного градиента давления на керне за счет энергии сжатого воздуха. После этого фильтрат жидкости для глушения, проникшей в керн, вытесняли нефтью в обратном направлении. При установившемся давлении и постоянном расходе нефти через образцы керна определяли коэффициент проницаемости после воздействия жидкостью для глушения. Соотношение коэффициентов проницаемости после воздействия к первоначальной величине является коэффициентом восстановления проницаемости (β):

где K_H1 и К_Н2 соответственно проницаемость образца керна до и после воздействия жидкости для глушения.

Результаты опытов показали незначительное снижение проницаемости образцов керна после воздействия состава, представлены в таблице 2.

*При проведении фильтрационных исследований применялись образцы керна карбонатных и терригенных отложений.

Таким образом, из данных, представленных в таблице, видно, что заявляемая жидкость для глушения нефтегазовых скважин с оптимальной плотностью и условной вязкостью не влияет на производительность скважин. Использование заявляемой жидкости для глушения не приводит к ухудшению проницаемости пласта, а сохраняет пласт в том состоянии, в котором он был до проведения операции глушения.

Глушение скважины с применением заявляемого состава осуществляют следующим образом.

В скважине закрывают устьевую задвижку и с помощью насосного агрегата ЦА-320 в затрубное пространство закачивают определенный объем жидкости для глушения, причем пластовый флюид, находящийся в скважине, залавливается в пласт. Пробка жидкости глушения продавливается технической водой (плотностью 1,0-1,18 г/см³), перекрывая перфорационные отверстия. Затем приступают к выполнению ремонтных работ и т.д. После выполнения ремонтных работ в скважину спускают глубинно-насосное оборудование. Глубинным насосом начинают откачивать жидкость глушения из скважины. Для лучшего удаления и откачки жидкости для глушения скважин возможно одновременно по затрубному пространству закачивать раствор соляной кислоты для химического разложения пробки жидкости для глушения скважин.

Таки образом, изобретение позволяет повысить реологические, псевдопластические характеристики жидкости для глушения нефтегазовых скважин, повысить термостабильность, снизить фильтруемость, за счет чего повышается эффективность глушения нефтегазовых скважин при сохранении фильтрационных характеристик продуктивного пласта.