Жидкость для глушения скважин

Жидкость для глушения скважин

Реферат

 

Изобретение относится к области заканчивания скважин, в частности к составам растворов, применяемым при глушении скважин. Жидкость для глушения скважин, включающая поверхностно-активное вещество, хлористый калий и воду, дополнительно содержит понизитель фильтрации - гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал, конденсированную сульфитспиртовую барду и мел при следующем соотношении, мас. %: поверхностно-активное вещество - 0,5; хлористый калий - 5,0; гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал - 3,0-4,0; конденсированная сульфитспиртовая барда - 0,5-1,0; мел - 3,0; вода - остальное. Технический результат - создание жидкости глушения с низкой фильтрацией в пластовых условиях 9-10 см³/30 мин при 80^oС, 3,5 МПа, позволяющей сохранить первоначальную проницаемость продуктивного коллектора, обладающей другими характеристиками, необходимыми для таких жидкостей. 2 табл.

Изобретение относится к области заканчивания скважин, в частности к составам растворов, применяемым при глушении скважин.

Главными требованиями, предъявляемыми к жидкостям глушения при проведении ремонтных работ являются: регулируемость плотности, недопустимость нарушения эксплуатационных характеристик пласта, стабильность во времени и с изменением температуры, взрывобезопасность, нетоксичность, антикорозийность /Oil ahd Gas J, 1975, September 29, 83-84/.

Эксплуатационные характеристики пласта нарушаются в минимальной степени применением жидкости глушения с низкой фильтрацией.

Известна жидкость глушения скважин, содержащая воду, наполнитель (лигнин) щелочь, поверхностно-активное вещество-ПАВ, нефтепродукт, этилен-диамин /а.с. СССР 1175951, 1985/. Недостатком этой жидкости является высокая фильтрационная способность, следствием чего является нарушение коллекторских свойств пласта, что недопустимо при проведении ремонтных работ.

Наиболее близким аналогом к заявляемой жидкости глушения является жидкость для глушения скважин, включающая поверхностно-активное вещество - ПАВ, хлористый калий, воду, сульфитспиртовую дрожжевую барду и оксиэтилцеллюлозу /патент 1790590, 1993/ при следующем соотношении компонентов, мас.%: Сульфитспиртовая дрожжевая барда - 22,67 - 26,93 МЛ-80 на основе сульфоната и сульфонола - 0,05 - 0,09 Оксиэтилцеллюлоза - 0,03 - 0,15 Хлорид калия - 3,77 - 5,75 Техническая вода - 10,60 - 12,57 Пластовая вода с общей минерализацией не менее 262 г/л - Остальное Недостатком этой жидкости является большой расход реагентов и невозможность применения в зимних условиях. Сульфитспиртовая дрожжевая барда содержит около 50% воды, ее транспортировка при отрицательных температурах затруднена, а в теплое время года перевозка такого продукта на большие расстояния экономически не оправдана.

Задачей изобретения является сохранение добычи нефти и газа из скважины после ее глушения на период проведения ремонтных работ.

Технический результат, достигаемый данным изобретением, - создание жидкости глушения с низкой фильтрацией в пластовых условиях (9-10 см³/30 мин при 80^oС, 3,5 МПа), позволяющей сохранить первоначальную проницаемость продуктивного коллектора и обладающей другими характеристиками, необходимыми для таких жидкостей, в тоже время технологическую для применения в зимних условиях, экономичную.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что жидкость для глушения скважин, включающая воду, поверхностно-активное вещество, хлористый калий и воду, отличается тем, что она дополнительно содержит понизитель фильтрации - гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал, конденсированную сульфитспиртовую барду и мел при следующем соотношении, мас.%: Поверхностно-активное вещество - 0,5 Хлористый калий - 5,0 Гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал - 3,0 - 4,0 Конденсированная сульфитспиртовая барда - 0,5 - 1,0 Мел - 3,0 Вода - Остальное Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемая жидкость глушения отличается от известной тем, что в качестве лигносульфонатного реагента содержит конденсированную сульфитспиртовую барду - порошкообразный продукт с содержанием до 90% основного вещества (ТУ 39-095-75), наполнителя - мел и понизителя фильтрации - гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал (ГЭКМК), в результате чего фильтрация жидкости глушения в пластовых условиях (при 70^oС и 3,5 МПа по УИВ-2) имеет низкое значение 10 см³, а коэффициент восстановления проницаемости после воздействия на образец керна составляет 100%.

В предлагаемом изобретении заявляемый состав ингредиентов жидкости глушения в заявляемом соотношении позволяет получить раствор с удовлетворительными технологическими параметрами. Взаимное влияние компонентов друг на друга, их синергетическое действие в данном составе позволяет, за счет очень низких фильтрационных свойств в пластовых условиях, восстанавливать первоначальную проницаемость до 100%.

Таким образом, заявляемый состав придает жидкости глушения новые качества, что позволяет сделать вывод об изобретательском уровне.

В заявляемом составе мел выполняет функцию структурообразователя, основное его назначение - создание непроницаемой фильтрационной корки, защищающей пласт от загрязнения.

В составе жидкости глушения использован модифицированный крахмальный реагент гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал опытной партии ЗАО "Полицелл" (г. Владимир). Этот полимер в сочетании с КССБ при их оптимальном соотношении выполняет функцию минимально воздействующего на пласт соле- и термостойкого понизителя фильтрации, загустителя системы. Применение ПАВ в заявляемом составе (дисольван 4490) в данном количестве осуществляется с целью создания процесса солевыделения и закупорки пор пласта. Эти соли при освоении скважины удаляются. Соль (КС1) выполняет также функцию регулятора плотности жидкости глушения.

Для экспериментальной проверки жидкости глушения были приготовлены 5 составов (таблица 1).

Технология их приготовления следующая: в минерализованный раствор порциями вводится ГЭКМК при перемешивании на миксере при 300 об/мин в течение 60 мин, затем вводится КССБ, ПАВ. После получения однородной системы порциями вводится мел и перемешивание продолжается еще 30 мин.

Замер основных технологических параметров получаемого раствора производится на стандартных приборах. Наилучшие параметры у растворов 3,4.

Воздействие жидкости глушения на фильтрационно-емкостные параметры призабойной зоны пласта оценивалось на образцах керна Ямбургского ГКМ. Подбиралась колонка образцов керна, отличающихся не более 20% по газопроницаемости; образцы экстрагировались, насыщались моделью пластовой воды с минерализацией 4 - 7 г/л, керн донасыщался моделью нефти - очищенным керосином путем его прокачки; определялась проницаемость керна до воздействия жидкости глушения (K₁) и после воздействия (К₂): определялся коэффициент восстановления проницаемости, равный отношению К₂/К₁. Условия проведения опыта: пластовая температура 80^oС, давление обжима 25 МПа, пластовое давление 8 МПа. Результаты экспериментов в таблице 2.

Формула изобретения

Жидкость для глушения скважин, включающая поверхностно-активное вещество, хлористый калий и воду, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит понизитель фильтрации - гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал, конденсированную сульфитспиртовую барду и мел при следующем соотношении, мас.%: Поверхностно-активное вещество - 0,5 Хлористый калий - 5,0 Гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал - 3,0-4,0 Конденсированная сульфитспиртовая барда - 0,5-1,0 Мел - 3,0 Вода - Остальноев

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2