Жидкость для глушения и перфорации скважин

Жидкость для глушения и перфорации скважин

Реферат

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к технологическим жидкостям, используемым при заканчивании и капитальном ремонте глубоких нефтегазовых скважин.

Известна жидкость для глушения и перфорации скважин, включающая азотсодержащее катионное поверхностно-активное вещество (ПАВ) [1].

Недостатком известной жидкости является то, что катионный ПАВ добавляется в техническую воду или водный раствор минеральных солей. А жидкости на водной основе негативно влияют на продуктивные пласты. Ввод же катионного ПАВ - гидрофобизатора ИВВ-1 в жидкость на водной основе не обеспечивает достаточной гидрофобизации терригенного (песчаного и полимиктового) коллектора.

Наиболее близкой является жидкость для глушения и перфорации скважин, включающая Флотореагент - Оксаль и добавку [2].

Недостатком данной жидкости является недостаточная способность ингибировать гидратацию глинистых материалов, присутствующих в продуктивном пласте, что также отрицательно влияет на качество работ.

Сущность изобретения заключается в том, что жидкость для глушения и перфорации скважин содержит Флотореагент - Оксаль и поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, об.%:

ПАВ	1-2%
Флотореагент - Оксаль	остальное.

В качестве поверхностно-активного вещества могут быть использованы: водорастворимый катионный ПАВ - гидрофобизатор ИВВ-1; водонефтерастворимый катионный ПАВ - ГИПХ-6Б; комплексный ПАВ из катионного и неионогенного составляющих - СНПХ-ПКД-515; комплексный ПАВ - смесь катионного и амфолитного компонентов - Синол-КАм и др.

Технический результат при применении жидкости для глушения и перфорации скважин выражается в изменении в позитивном направлении свойств, в частности в повышении фазовой скорости фильтрации углеводородной жидкости в терригенном коллекторе, увеличении ингибирования гидратации глинистых включений в продуктивном пласте, а также в уменьшении поверхностного натяжения жидкости на границе с углеводородной жидкостью и проявлении жидкостью деэмульгирующих свойств.

Новизна жидкости состоит в том, что она практически безводная (за исключением примесей во Флотореагенте - Оксале и небольшого количества, содержащегося в товарной форме ПАВ). Кроме того, концентрация ПАВ в жидкости довольно высокая и составляет не менее 1%. Это обусловлено тем, что ПАВ, особенно катионные, активно адсорбируются на отрицательно заряженных металлических поверхностях. Поэтому, чтобы обеспечить высокое качество работ при взаимодействии жидкости с продуктивным пластом в призабойной зоне, концентрацию ПАВ при приготовлении жидкости необходимо существенно завышать с учетом потерь по пути доставки к призабойной зоне пласта (ПЗП).

В жидкостях для глушения скважин, содержащих Флотореагент - Оксаль [1, 3-5] никогда не добавлялось катионоактивное азотсодержащее вещество. А между тем кварцевый песок и глинистые материалы имеют преимущественно отрицательный заряд и для их гидрофобизации необходимы именно катионные ПАВ [6].

Существенным отличием в жидкости является то, что Флотореагент - Оксаль и ПАВ в отдельности не обладают столь высокими ингибирующими гидратацию глин свойствами. Более того, Флотореагент - Оксаль наоборот проявляет противоположные свойства, т.к. имеет показатель ингибирования меньше, чем у пресной воды. Тот факт, что показатель ингибирования у жидкости в целом выше, чем у ПАВ, явно свидетельствует о сверхсуммарном эффекте.

У жидкости появляется новое свойство - деэмульгирующее, хотя в отдельности Флотореагент - Оксаль и изучаемые ПАВ на исследуемой нефти Западной Сибири явно выраженного данного свойства не проявляли.

Практическая важность нового технического решения выражается в том, что жидкость сохраняет основные положительные свойства ее компонентов либо даже усиливает их и вместе с тем приобретает новые положительные качества.

Немаловажным является дополнительное понижение поверхностной активности Флотореагента - Оксаля поверхностно-активными веществами. Также дополнительно усиливается гидрофобизирующее свойство Флотореагента - Оксаля добавками ПАВ, выражающееся в повышении фазовой проницаемости углеводородной жидкости в песчаном коллекторе. Ингибирование процесса гидратации глин в коллекторе сдерживает их набухание, а значит существенного уменьшения размеров пор не происходит.

Все вышеперечисленное приводит к минимальному негативному воздействию жидкости на призабойную зону пласта, последующей эффективной разблокировке ПЗП от воздействий предыдущих технологических жидкостей и пластовой воды, а также облегченному (при меньшей депрессии в минимальные сроки), последующему вызову притока нефти и/или газа при освоении скважины.

Диапазон варьирования плотности Флотореагента - Оксаля 1000-1120 кг/м³ и по сути жидкость в целом удовлетворяет требованиям перфорации и глушения скважин на большей части месторождений Западно-Сибирского и Урало-Поволжского нефтегазоносных провинциях.

Таким образом, предлагаемая жидкость отвечает всем требованиям, предъявляемым к изобретениям.

Флотореагент - Оксаль марки Т-80 выпускается согласно ТУ 38.103429-83 плотностью 1020-1090 кг/м³, а Флотореагент - Оксаль «А» марок Т-66, Т-92, Т-94 - по ТУ 2452-029-05788801-94 плотностью 1000-1120 кг/м³. Флотореагент - Оксаль представляет собой маслянистую жидкость от темного до коричневого цвета с ароматическим запахом, содержащую более 50% диаксановых спиртов и эфиров. Температура застывания Флотореагента-Оксаля в зависимости от марки варьируется в интервале минус 30-40°С. Температура вспышки в открытом тигле 80-130°С. Массовая доля диметидиоксана - не более 0,2-1,5%.

Гидрофобизатор ИВВ-1 представляет собой смесь алкилдиметилбензиламмонийхлорида с четвертичными аммониевыми солями диметиламина и третичного амина в воде. Гидрофобизатор ИВВ-1 выпускается по ТУ 2482-013-13164401-94, продукт негорюч, эмпирическая формула основного вещества R(CH₃)₂NCH₂C₆H₅Cl, где R - смесь алкильных остатков С₁₂-С₁₄. Содержание активного вещества в марке А - 45%, в марке Б - 20%. Реагент застывает при отрицательных температурах.

ГИПХ-6Б представляет собой водно-метанольный раствор солянокислой соли аминопарафинов C_nH_2n+1NH₂HCl, где n=12-18 (ТУ 24-00480689-93), получаемый из парафинов нефтяного происхождения. ГИПХ-6Б - горючая жидкость с температурой замерзания не выше минус 45°С и является аналогом ГИПХ-3 марки Б с уменьшением основного вещества.

СНПХ-ПДК-515 представляет собой композиционную смесь неионогенного ПАВ - Лапрола и Алкамона Д, углеводородного растворителя нефраса 120/200 или этилбензольной фракции, алифатических спиртов, азотсодержащей добавки (ТУ 39-05765670-ОП-211-95). Массовая доля активной основы 25-32%, массовая доля азотосодержащей добавки 7-10%. Температура замерзания - 30-40°С. Реагент относится к легковоспламеняющимся жидкостям.

Комплексный реагент Синол-КАм представляет собой водный раствор смеси катионных (К) и амфолитных (Ам) поверхностно-активных веществ и добавок, имеющих температуру застывания до минус 30-40°С (ТУ 2482-001-48482528-98). Массовая доля ПАВ - 18-25% при соотношении окиси алкилдиметиламина (ОА) и ИВВ-1 3:10-2,5:10. В амфолитном реагенте ОА (ТУ 2413-016-13164401-95) массовая доля окиси алкилдиметиамина R(CH₃)₂NO, где R - смесь прямоцепных алкильных остатков С₁₂H₂₅-С₁₄H₂₉. ОА относится к группе негорючих веществ.

Жидкость для глушения и перфорации скважин получают смешением двух компонентов (Флотореагента - Оксаля и 1-2% ПАВ), создавая насосным агрегатом с емкостью на раме (например, ЦА-320, ЦА-400) круговую циркуляцию в течение 15-30 мин до образования гомогенной системы непосредственно перед проведением технологической операции.

В лабораторных исследованиях, прежде всего, проверили ингибирующую способность реагентов на крупке отсортированного глинистого шлама по методике АНИ. Отмытую и просушенную навеску в 10 г глинистого шлама фракций 1-2 мм засыпали в автоклав, заливали исследуемую жидкость и закручивали крышку. Автоклав устанавливали в держателе печи, в которой температуру доводили до скважинной в призабойной зоне +80°С и перемешивали вращением держателей в течение 4 часов. Затем крупку шлама отобрали на сите с ячейками 0,1×0,1 мм, высушили при 103-105°С и вновь взвесили. По потере веса судили о ингибирующей способности (И, %) жидкости. За базу сравнения брали показатель, полученный с дистиллированной водой. Если параметр выше, чем для воды, то его считают ингибитором гидратации глин, а если меньше - то диспергатором (пептизатором). Показатель ингибирования для дистиллированной воды И=53,3%, для Флотореагента - Оксаля Т-92 И=33,3%, а для жидкости Флотореагент - Оксаль + 1% ИВВ-1, Флотореагент - Оксаль + 1% ГИПХ-6Б, Флотореагент - Оксаль + 1% СНПХ-ДКД-515 или Флотореагент - Оксаль + 1% Синол-КАм находится в диапазоне 99,0-99,9%. Необходимо отметить, что ингибирующая способность 1% вышеперечисленных ПАВ в дистиллированной воде находится в интервале всего 90,0-95,0%. При увеличении концентрации ПАВ в дистиллированной воде до 2% показатель ингибирования достигает максимума 93,0-97,0%, далее параметр стабилизируется. Поэтому и во Флотореагенте - Оксале повышение концентрации вышеперечисленных ПАВ более 2% не приведет уже к существенному улучшению технического результата, между тем значительно повысятся экономические затраты.

Изменение фазовых проницаемостей углеводородной жидкости (керосина) и воды до и после воздействия жидкости для глушения и перфорации скважин проводилось на насыпной песчаной модели керна при нормальной температуре. Песок брали фракцией 0,135-0,630 мм.

Обычно при последовательной фильтрации через песчаный керн керосина, затем воды, далее керосин уже практически не фильтровался, при этом коэффициент восстановления проницаемости по керосину приближался к нулю.

В другом опыте последовательно фильтровали через вертикальный песчаный керн под действием сил гравитации керосин, воду, один поровый объем Флотореагента - Оксаля Т-80, воду и керосин. В этом случае коэффициент восстановления проницаемости керосина составил уже 0,22.

В третьей серии опытов через керн последовательно фильтровали керосин, воду, Флотореагент - Оксаль + 1% ПАВ, воду и керосин. При этом в зависимости от типа ПАВ коэффициент восстановления проницаемости по керосину увеличился до 0,26-0,30. Увеличение концентрации ПАВ в жидкости для глушения и перфорации скважин до 2% приводит к повышению коэффициента восстановления проницаемости по керосину до 0,30-0,40. Дальнейшее повышение концентрации ПАВ (свыше 2%) не приводит к существенному увеличению коэффициента восстановления проницаемости.

Вышеприведенные эксперименты в большей степени моделируют разблокирующее действие жидкости для глушения скважины в сильно обводненном продуктивном пласте, но тем не менее уже очищенном от загрязняющих остатков технологических жидкостей, применяемых при строительстве скважин.

Далее рассмотрим разблокирующее действие жидкости для перфорации скважин. Модель коллектора в данном случае состояла из отмытого, просушенного и отсеянного кварцевого песка фракции 0,143-0,135 мм с добавкой 1% глинопорошка. В этих опытах через искусственный керн последовательно фильтровали керосин, затем моделировалось проникновение фильтрата цементного раствора, жидкость для перфорации скважины (Флотореагент - Оксаль + ПАВ), повторно пропускали керосин. При заканчивании скважин в продуктивный пласт попадают глинистые частицы и фильтрат цементного раствора, который последним проникает в призабойную зону пласта в процессе проведения тампонажных работ. Поэтому при перфорации скважины жидкость (Флотореагент - Оксаль + ПАВ) в первую очередь будет взаимодействовать именно с фильтратом цементного раствора.

При проведении лабораторных исследований произошло практически полное до 95-99% восстановление проницаемости песчаного керна по керосину при всех видах ПАВ (ИВВ-1, ГИПХ-6Б, СНПХ-ПДК-515, Синол-КАм). Необходимо отметить, что Флотореагент - Оксаль индивидуально также повышает фазовую проницаемость керосина, однако он не позволяет получить коэффициент восстановления проницаемости по керосину выше 0,5. А Флотореагент - Оксаль с катионоактивным азотсодержащим веществом, коагулирующим и флокулирующим глинистые частицы в продуктивном пласте, позволяет получить более высокий результат.

Определить поверхностное натяжение (σ) на сталагмометре конструкции БашНИПИнефть жидкости для глушения и перфорации скважин (в чистом виде) на границе с керосином не удалось. Пленки Флотореагента - Оксаля и катионоактивного азотсодержащего вещества, попавшие в капилляр, сильно искажали результаты. Поэтому, чтобы иметь качественное представление о снижении межфазного натяжения на границе «керосин-жидкость», пришлось разбавить жидкость для глушения и перфорации скважин водой, получить водные вытяжки и только после этого произвести замеры σ. Это моделирует в определенной степени процессы в водонефтяной зоне коллектора. Полученные результаты определений σ приведены в таблице.

Таблица
Межфазное натяжение жидкости для глушения и перфорации скважин на границе с керосином
№	Жидкость	Поверхностное натяжение (мН/м) при концентрации жидкости в воде, %
0,1	0,3	0,5	1	5	50
1	2	3	4	5	6	7	8
1	Флотореагент - Оксаль Т-92 + 1% ИВВ-1	56	48	42	36	20	9
2	Флотореагент - Оксаль Т-92 + 1% СНПХ-ПКД-515	53	50	45	38	15	8
3	Флотореагент - Оксаль	57	51	46	42	23	10

Из таблицы видно, что Флотореагент - Оксаль в отдельности уступает по степени снижения поверхностного натяжения жидкости из Флотореагента - Оксаля + ПАВ.

Также изучили влияние предлагаемых композиций на важный процесс деэмульгирования нефти с пластовой водой. В товарную нефть Холмогорского месторождения (Западная Сибирь) добавили 20% пластовой (сеноманской) воды и перемешивали на миксере в течение 10 мин. Образовалась стойкая эмульсия, которая полностью расслоилась только после нагревания и введения деэмульгатора (дисольвана из расчета 35 г/т). В других опытах в нефть сначала добавили по 5% жидкости (Флотореагент - Оксаль + ИВВ-1 и Флотореагент - Оксаль + СНПХ-ПКД-515). Композицию перемешивали в течение 5 мин, а затем добавили 20% сеноманской воды и еще перемешивали 10 мин на миксере. В этом случае сразу после окончания перемешивания наблюдалось разделение фаз. Выяснилось, что жидкость для глушения и перфорации скважин, состоящая из Флотореагента - Оксаля и ПАВ, приводит однозначно к понижению стойкости эмульсии.

Пример. После цементирования скважины и ОЗЦ в скважину спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) в ПЗП. Закачивают в НКТ первую порцию жидкости для перфорации скважины в объеме, например, 4-6 м³ для обсадных колонн в скважине диаметром 0,140-0,168 м, плотность жидкости - 1070 кг/м³.

В качестве первой порции жидкости используют предварительно перемешанные Флотореагент-Оксаль и 1-2% ПАВ (ИВВ-1 или ГИПХ-6Б или СНПХ-ПКД-515 или Синол-КАм), то есть от 40-60 л до 80-120 л на 4-6 м³ состава жидкости. В качестве второй порции технологической (продавочной) жидкости в остальном объеме НКТ применяют водный раствор плотностью меньшей на 300-400 кг/м³ плотности перфорационной жидкости, т.е. плотностью 1040 кг/м³. При этом исходят из того, что гидростатическое давление в НКТ двух порций перфорационной и продавочной жидкостей должно превышать пластовое (в данном случае равное гидростатическому - 1000 кг/м³) давление продуктивного пласта (Р_ПЛ=25 МПа на глубине 2500 м) на величину, предусмотренную «Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях», т.е. в 1,07-1,04 раза. Затем НКТ поднимают и производят перфорацию обсадной колонны.

Перед глушением скважину останавливают и закачивают те же 4-6 м³ жидкости для глушения скважин (Флотореагент - Оксаль + 1-2% ПАВ - ИВВ-1, ГИПХ-6, СНПХ-ПКД-515 или Синол-КАм). Причем гидростатическое давление жидкости для глушения скважин и находящейся в ней нефти должно также превышать пластовое давление. Выжидают время для осаждения жидкости для глушения в ПЗП. Затем поднимают НКТ с насосом.

Эффективность предлагаемой жидкости для глушения и перфорации скважин позволит повысить качество перфорации и обработки при глушении продуктивных пластов за счет ингибирования гидратации глин, высоких деэмульгирующих свойств, уменьшения поверхностного натяжения и гидрофобизации отрицательно заряженных поверхностей кварцевого песка и глинистых материалов, что в целом приведет к восстановлению проницаемости нефти в призабойной зоне пласта, подвергшейся воздействию фильтратов и твердых частиц предыдущих технологических жидкостей и пластовой воды, как следствие - повышению дебитов, а также к ускорению сроков освоения скважин. Важным моментом для условий работы на Крайнем Севере является высокая морозостойкость жидкости.

Источники информации

1. Патент 2054525 (RU). Способ заканчивания скважин / Петров Н.А., Хаеров И.С., Ветланд М.Л., заявка №5046284/03 от 08.06.92 г. Кл. Е21В 33/13. Опубл. 20.02.96. Бюл. №5.

2. Патент 2260112 (RU). Жидкость для глушения скважин / Исмаков Р.А., Ахметов А.А., Дудов А.Н. и др. Заявка №2004115031 от 18.05.2004 г. Кл. Е21В 43/12. Опубл. 10.09.05 Бюл. №25.

3. Патент 2262587 (RU), Кл. Е21В 43/12. Опубл. 20.10.05. Бюл. №29.

4. Патент 2262588 (RU), Кл. Е21В 43/12. Опубл. 20.10.05. Бюл. №29.

5. Патент 2262589 (RU), Кл. Е21В 43/12. Опубл. 20.10.05. Бюл. №29.

6. Яненко В.И., Крезуб А.П., Дегтярева Л.Н. Применение синтетических ПАВ в качестве добавки к буровым растворам при вскрытии продуктивных пластов. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1987. - (Обзорная информ. Сер. бурение).

Жидкость для глушения и перфорации скважин, включающая Флотореагент - Оксаль и добавку, отличающаяся тем, что в качестве добавки она содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ гидрофобизатор ИВВ-1, ГИПХ-6Б, СНПХ-ПКД-515 или Синол-КАм при следующем соотношении компонентов, об.%:

ПАВ - гидрофобизатор ИВВ-1,
ГИПХ-6Б, СНПХ-ПКД-515 или Синол-КАм	1-2
Флотореагент - Оксаль	Остальное