Состав для блокирования и глушения скважин

Состав для блокирования и глушения скважин

Реферат

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности при проведении капитального ремонта скважин (КРС).

Главными требованиями, предъявляемыми к блокирующим и жидкостям глушения при проведении ремонтных работ, являются: высокая вязкость; широкие пределы регулирования структурно-механических свойств; низкий показатель фильтрации; недопустимость нарушения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и эксплуатационных характеристик пласта; недефицитность исходных компонентов; простая технология приготовления в промысловых условиях; обеспечение условий безопасности проведения КРС.

Известна жидкость для глушения скважин [патент РФ №2203304, Е 21 В 43/12], включающая, мас.%: глицерин - 50,0-60,0; сульфацелл - 1,5-2,0; хлорид калия - 2,0; дисолван - 0,5; АСМ - 5,0-15,0; воду - остальное.

Недостатками данной жидкости являются невысокая условная вязкость, низкие псевдопластические и блокирующие свойства.

Кроме того, высокое процентное содержание дорогостоящего глицерина обусловливает высокую стоимость работ при проведении КРС.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является жидкость для глушения скважин [патент РФ №2151162, 7 С 09 К 7/00], включающая, мас.%: наполнитель-лигнин - 2,0; ингибирующую соль, в качестве которой взят хлористый калий - 5,0; комплексный полимерный реагент КППС - 2,5-3,0; кремнийорганический реагент ГКЖ-10 - 0,4-0,6; поверхностно-активное вещество ПАВ - 0,5; воду - остальное.

Недостатками этой жидкости глушения являются невысокая вязкость, низкие псевдопластические и блокирующие свойства, а также высокая фильтрация в пористые среды, не позволяющая сохранить первоначальную проницаемость пласта после блокирования и глушения скважины.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности блокирования и глушения скважин при сохранении ФЕС пород-коллекторов и снижении стоимости проведения работ при КРС.

Технический результат при создании изобретения заключается в разработке технологической жидкости для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин с различными геолого-техническими условиями, имеющей высокую вязкость, низкий показатель фильтрации и обладающей псевдопластичными свойствами, которые увеличивают блокирующие свойства, уменьшая количество проникающего в пласт фильтрата, что способствует сохранению фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны пласта (ПЗП), сокращению времени освоения и вывода скважины на доремонтный режим работы.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что состав для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, включающий воду и ингибирующую соль, в отличие от прототипа содержит в качестве ингибирующей соли электролит отработанный - побочный продукт при производстве магния электролизом из карналлита и дополнительно в качестве понизителя фильтрации и загустителя - полимер камцел, а в качестве кольматанта - окись магния при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- электролит отработанный - побочный

продукт при производстве

магния электролизом из карналлита - 10,0-15,0

- камцел - 2,5-3,0

- окись магния - 1,0-2,0

- вода - 86,5-80,0

Компонентный состав электролита отработанного приведен в таблице 1.

Таблица 1Компонентный состав электролита отработанного
Компонент	Содержание, об.%
Хлорид калия (KCl)	68,0
Хлорид магния (MgCl2)	4,0-9,0
Хлорид натрия (NaCl)	12,0-24,0
Хлорид кальция (СаСl2)	0,7-1,4
Вода (H2O)	не более 4,0

Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемая жидкость для блокирования и глушения скважин отличается от известной тем, что в качестве понизителя фильтрации и загустителя содержит полимер камцел, в качестве кислоторастворимого кольматанта окись магния, а в качестве реагента, позволяющего регулировать плотность жидкости, понижать температуру замерзания и ингибировать набухание глин, применяется электролит отработанный - побочный продукт при производстве магния электролизом из карналлита. В результате его применения показатель фильтрации снижается, а вязкость увеличивается. Введение кислоторастворимого кольматанта, с помощью которого создается плотная корка, предотвращает проникновение фильтрата в пласт и затем он легко удаляется, при этом первоначальная проницаемость пласта полностью восстанавливается.

Кроме того, псевдопластичность, которой обладает заявляемый состав, увеличивает его блокирующие свойства, уменьшая количество проникающего в пласт фильтрата.

Электролит отработанный производится в г.Березняки ОАО “Агропромкалий” (ТУ 1714-453-0578538-99), является побочным продуктом при производстве магния электролизом из карналлита и предназначен для применения в качестве флюсов, используемых в металлургическом производстве и в сельском хозяйстве. Электролит отработанный не смерзается, токсичных соединений в воздушной среде не образует, не горюч, пожаровзрывобезопасен, гигроскопичен, радиационно безопасен.

Полимер камцел (карбоксиметилцеллюлоза техническая) производится ЗАО “КАРБОКАМ - Пермь” (ТУ 2231-002-50277563-00). В составе блокируемой жидкости полимер камцел является понизителем фильтрации и одновременно выполняет функцию загустителя раствора. Полимер камцел представляет собой мелкодисперсный порошок светло-желтого цвета, хорошо растворим в воде. Степень полимеризации полимера камцел 600-800.

Окись магния (ГОСТ 4526-75) - белый мелкодисперсный порошок, нерастворим в воде. Растворяется в кислотах. В данном составе реагент является кольматантом. Основной функцией кольматанта является способность образовывать на поверхности фильтрации в скважине малопроницаемую корку, которая затем удаляется при кислотной обработке.

Взаимное влияние ингредиентов позволяет получить жидкость для блокирования нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, обладающую псевдопластичными свойствами (способность иметь низкую вязкость при высоких скоростях сдвига, характерных для течения в трубах, и высокую вязкость при низких скоростях сдвига, характерных для течения в пласте).

Для оценки реологических свойств использовались показатели n и К, характеризующие поведение потока и консистентность жидкости. Значения эффективной вязкости и динамического напряжения сдвига приведены в таблице 2.

Таблица 2Компонентный состав и технологические параметры жидкости для блокирования и глушения скважин
Компоненты, %	ρ, г/см3	Т, с	Ф, cm3	CHC, дПа	τо, дПа	ηпл, мПа·с	n	К
Состав №1 (прототип)
Наполнитель-лигнин 2,0
Хлористый калий 5,0		100-	3,2-
Комплексный полимерный реагент 2,5-3,0	1,05	-180	-3,6	-	-	-	-	-
Кремнийорганический реагент ГКЖ-10 0,4-0,6
ПАВ 0,5
Вода остальное
Состав №2 (заявляемый)
Электролитотработанный 10,0
Камцел 2,5	1,10	422	2,8	55/55	637	75	0,44	6,83
Окись магния 1,0
Вода 86,5
Состав №3 (заявляемый)
Электролитотработанный 15,0
Камцел 3,0	1,13	240	1,6	59/59	512	83	0,52	3,79
Окись магния 2,0
Вода 80,0

Таким образом, заявляемый состав придает жидкости для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин новые качества, что позволяет сделать вывод об изобретательском уровне.

Для экспериментальной проверки были приготовлены составы с разным количеством ингредиентов. При этом коэффициент восстановления проницаемости всех растворов составил 100%.

Технология приготовления жидкости для блокирования и глушения скважин заключается в следующем.

Сначала готовят 10-15%-ный водный раствор электролита отработанного, затем добавляют полимер камцел, после перемешивания на лабораторной мешалке и полного растворения полимера добавляют расчетное количество окиси магния. С добавкой окиси магния жидкость перемешивают в течение 30-35 минут. Технологические параметры раствора замеряют на стандартных приборах.

Для измерения реологических характеристик используется ротационный вискозиметр “OFITE-800” (таблица 3).

Приготовление водного раствора электролита отработанного с концентрацией менее 10% нецелесообразно, так как понижение температуры замерзания жидкости при этом происходит незначительно, кроме того, при малом содержании соли слабо проявляются кольматирующие свойства.

Обработка раствора полимером камцел с концентрацией менее 2,5% не дает эффекта, так как раствор, имея сравнительно небольшую фильтрацию, не обладает удовлетворительными реологическими характеристиками.

Таблица 3Значения эффективной вязкости и динамического напряжения при различных скоростях сдвига
N, об/мин	γ,c-1	Состав №2 (заявляемый)	Состав №3 (заявляемый)	Состав №4 (заявляемый)	Состав №5 (заявляемый)
τ, дПа	η, мПа·с	τ, дПа	η, мПа·c	τ, дПа	η, мПа·с	τ, ДПа	η, мПа·с
600	1022	145	148	139	136	23	23	22	22
300	511,2	106	208	97	190	14	27	12	24
200	340,8	88	257	84	246	10	30	9	25
100	170,4	60	354	58	342	6	33	4	27
60	102,2	45	445	43	425	4	35	3	30
30	51,1	30	515	29	563	2	40	2	40
6	10,22	10	950	9	900	0,5	50	1	50
3	5,11	6	1100	8	1500	0,5	98	1	96
Примечание - у состава №1 (прототип) данные о реологических характеристиках отсутствуют

Основной функцией окиси магния является способность образовывать на поверхности фильтрации в скважине малопроницаемую корку, которая затем легко удаляется при кислотной обработке. При концентрации кольматанта менее 1,0% кольматирующие свойства данного наполнителя почти не проявляются.

Увеличение концентрации ингредиентов в растворе нецелесообразно, так как при этом не происходит улучшения параметров раствора (значение показателя n увеличивается, а показателя К - уменьшается, что говорит об ухудшении блокирующих свойств).

Наилучшими параметрами обладают заявляемые составы №2 и №3, показанные в таблицах 2 и 3. Данные составы обладают низкой фильтрацией, высокой вязкостью и хорошими псевдопластичными свойствами.

Указанные свойства разработанного состава позволяют использовать его в качестве жидкости блокирования и глушения при проведении капитального ремонта скважин.

Приготовление блокирующего состава и технология работ на скважине заключается в следующем.

В чанок агрегата ЦА-320М заливают расчетное количество воды, подогретой (в зимних условиях) до температуры 30-40°С, добавляют расчетное количество электролита отработанного и тщательно перемешивают до полного растворения соли.

Затем в полученный водно-солевой раствор добавляют расчетное количество полимера камцел и перемешивают до полного растворения полимера.

В полученный полимерно-солевой раствор добавляется расчетное количество кольматанта - окиси магния и полученную смесь перемешивают в течение 30 минут. Замеряют технологические параметры полученного раствора.

Перед проведением работ производят прямую промывку скважины в полуторакратном объеме НКТ. Затем через НКТ, при открытой затрубной задвижке, блокирующий состав продавливается до башмака НКТ и в затрубное пространство скважины в расчете перекрытия составом всего интервала перфорации и выше. Объем блокирующего состава должен составлять 5,0-10,0 м³ в зависимости от геолого-технических условий скважины.

Состав для блокирования и глушения скважин, включающий воду и ингибирующую соль, отличающийся тем, что в качестве ингибирующей соли он содержит электролит отработанный - побочный продукт при производстве магния электролизом из карналлита, и дополнительно в качестве понизителя фильтрации и загустителя - полимер камцел, а в качестве кольматанта - окись магния при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Электролит отработанный - побочный

продукт при производстве магния

электролизом из карналлита 10,0 - 15,0

Камцел 2,5 - 3,0

Окись магния 1,0 - 2,0

Вода 80,0 - 86,5