СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Российский патент 1997 года по МПК E21B43/22 C09K7/06 

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к жидкостям для глушения скважин перед проведением подземного ремонта.

Известна жидкость для глушения скважин в виде эмульсии нефти в воде [1]
Данная жидкость не может быть применима для глушения скважин с вязкой и высоковязкой нефтью из-за чрезмерного повышения ее вязкости и потери текучести.

Известна и другая жидкость для глушения скважин в виде эмульсии нефти в воде [2]
Данная жидкость может быть применима только для скважин с маловязкими и средневязкими нефтями. При применении на скважинах с вязкими нефтями жидкость становится нетекучей, жидкость не стекает с поднимаемых из скважин труб и загрязняет рабочее место. Сложен способ приготовления жидкости, особенно в зимнее время. По этой причине жидкости на этой основе не получили широкого распространения. На площадях с вязкими нефтями эти жидкости вообще не применяются.

Таким образом, основным недостатком известной жидкости является невозможность ее применения для глушения скважин с вязкой нефтью.

Целью изобретения является повышение технологичности жидкости в условиях нефтяных скважин с вязкой нефтью.

Эта цель достигается тем, что в известной жидкости глушения скважин в виде эмульсии нефти в воде в качестве воды применяют пластовую воду хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей до 20% при следующем соотношении компонентов, мас.

Гидроокись щелочного металла 5-40% концентрации 0,1-4
Неионогенное ПАВ, например, неонол 0,5-1,0
Пластовая вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей до 20%
47-70
Нефть Остальное
Предложен новый способ получения этой жидкости, заключающийся в том, что вначале приготавливают раствор щелочи и ПАВ в пластовой воде хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей до 20% в объеме скважины, после чего его закачивают замкнутым циклом в скважину и после этого делают промывку скважины в объеме не менее полутора циклов.

Раствор готовят следующим образом.

Пример 1.

Скважина глубиной 2000 м, в нее спущена эксплуатационная колонна ⊘ 146 мм, ее объем составляет 24 м³. В скважине колонна НКТ o 73 мм.

Берут емкость объемом 24 м³ и в нее набирают 24 кг каустической соды 40% концентрации, 120 кг неонола и доливают ее пластовой водой с содержанием хлористых солей 12,2% и удельного веса 1,09 г/см³. Все это тщательно размешивают. Емкость через насосный агрегат обвязывают со скважиной так, чтобы можно было дать циркуляцию замкнутым циклом.

Скважина заполнена вязкой нефтью удельного веса 0,867 г/см³ и вязкостью 300 спз. Пускают циркуляцию через скважину в течение 1,5 цикла. Получают заданную жидкость глушения удельного веса 0,98 г/см³ и вязкостью 62 спз. Такая жидкость обеспечивает глушение скважины и нормальные условия труда при проведении спуско-подъемных операций на скважине: трубы НКТ поднимаются со скважины чистые, без следов вязкой нефти.

Пример 2.

Скважина глубиной 3000 м, объем скважины 36 м³. Скважина заполнена нефтью удельного веса 0,92 г/см³, для глушения требуется жидкость удельного веса 1,02 г/см³.

Берут емкость объемом 36 м³ и в нее набирают 1440 кг каустической соды 5% концентрации, неонола 360 кг и емкость доверху наполняют пластовой водой удельного веса 1,12 г/см³ с содержанием хлористых солей (в основном CaCl₂) 13,7% Все это тщательно перемешали и замкнутым циклом закачали в скважину с последующей промывкой в течение 2 циклов. При этом получили жидкость глушения с такими параметрами: удельный вес 1,02 г/см³, вязкость 57 см³ (у нефти была 379 спз).

Пример 3.

Скважина глубиной 4000 м, объем ее 48 м³, скважина заполнена нефтью удельного веса 0,95 г/см³ с вязкостью 421 спз.

Берут емкость объемом 48 м³, в нее набирают гидроокись калия 240 кг 40% концентрации и 480 кг неонола. Емкость доливают полностью водой и все тщательно перемешивают. Удельный вес воды 1,11 г/см³ с содержанием хлористых солей 14,9%
Полученный раствор щелочи и ПАВ замкнутым циклом закачивают в скважину и делают промывку скважины в течение 1,5 цикла. После этого параметры жидкости стали: удельный вес 1,03 г/см³, вязкость 59 спз.

Технико-экономические преимущества предложенной жидкости:
1. Применение жидкости обеспечивают эффективное глушение скважины и нормальные условия труда при проведении спуско-подъемных операций.

2. Приготовление жидкости осуществляется непосредственно в условиях скважины, технология проста, особенно в условиях зимы: не требуется подогрева, перемешивающих устройств и пр.

3. После окончания работ остатки жидкости, находящиеся на скважине, закачивают в шлейф скважины и после отделения нефти остатки ее закачивают в систему ППД для поддержания пластового давления.

Предлагаемая жидкость испытана в Ахтырском НГДУ на 4 скважинах и в лабораторных условиях. Решением техсовета НГДУ 30.XI.92 жидкость принята к внедрению при глушении скважин с вязкой и высоковязкой нефтью.

Способ применяется в нефтедобывающей промышленности для глушения скважин с вязкой нефтью. Способ получения жидкости глушения нефтяных скважин включает предварительное смешение щелочного реагента и НПАВ в пластовой воде с содержанием хлористых солей до 20% в объеме скважины с последующей закачкой раствора в нефтяную скважину, причем в качестве щелочного реагента используют гидроокись щелочного металла. 1 з.п. ф-лы.

1. Способ получения жидкости глушения нефтяных скважин путем смешения нефти, щелочного реагента, НПАВ и минерализованной воды, отличающийся тем, что предварительно смешивают щелочной реагент, НПАВ и минерализованную воду, после чего полученную смесь смешивают с равным объемом нефти, причем в качестве минерализованной воды используют пластовую воду с содержанием хлористных солей до 20% а в качестве щелочного реагента гидроокись щелочного металла 5 40%-ной концентрации при следующем соотношении компонентов, мас.

Гидроокись щелочного металла 5 40%-ный концентрации 0,1 4,0
НПАВ 0,5 1,0
Пластовая вода хлоркальциевого типа с содержанием хлористых солей до 20%
45,0 70,0
Нефть Остальное
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что полученную смесь смешивают с нефтью путем закачки ее в нефтяную скважину.