ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ПЕРФОРАЦИИ И ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН Российский патент 2002 года по МПК C09K7/06 E21B43/12 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к составам, используемым в качестве технологических жидкостей (ТЖ) при вторичном вскрытии продуктивных пластов перфорацией и глушении скважин при проведении ремонтно-восстановительных работ.

Известен состав для приготовления технологических жидкостей, содержащий водорастворимую соль кальция, свободный аммиак и лигносульфонат [1].

Недостатком состава является низкая ингибирующая способность по отношению к набухающим глинистым минералам и слабое антикольматирующее действие на призабойную зону пласта (ПЗП) скважины.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин, включающая хлорид кальция, органический растворитель, ингибирующую соль и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %: хлорид кальция 1-40, органический растворитель 10-50, ингибирующуя соль 1-10, вода остальное [2]. Технологическая жидкость обеспечивает ингибирование набухания глинистых минералов и их частичное дегидратирование, что улучшает фильтрационные свойства ПЗП скважины.

Основным недостатком известной технологической жидкости является низкое антикольматирующее действие на ПЗП скважины, обусловленное удерживанием механических примесей и глинистых частиц на забое скважины и в поровом пространстве коллектора. Кроме того, технологическая жидкость не обеспечивает эффективное удаление с поверхности породы пленочной нефти и АСП отложений, что является дополнительным кольматирующим фактором.

Задачей изобретения является повышение эффективности антикольматирующего действия технологической жидкости на пласт и ускорение выхода скважины на режим после проведения перфорационных работ или работ по ремонту скважины.

Поставленная задача решается за счет увеличения поверхностно-активных свойств и диспергирующей способности технологической жидкости по отношению к механическим примесям, глинистым частицам и нефтепродуктам, кольматирующим ПЗП скважины и препятствующим ее продуктивной работе.

Сущностью предлагаемого технического решения является то, что технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин, включающая хлорид щелочного или щелочноземельного металла, ингибирующую соль, органический растворитель и воду, дополнительно содержит водорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ) при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Хлорид щелочного или щелочноземельного металла - 0-50
Ингибирующая соль - 0,1-10
Органический растворитель - 0,1-10
Водорастворимое ПАВ - 0,1-3
Вода - Остальное
при этом в качестве водорастворимого ПАВ используют преимущественно неонол АФ_9-12, ОП-10, нефтенол ВВД или сульфонол, а в качестве органического растворителя используют преимущественно спирты или гликоли, эфиры на их основе, ацетон или углеводороды.

Указанные показатели придают разработанной технологической жидкости новую совокупность свойств, обеспечивающую комплексное воздействие на продуктивный пласт. Хлорид щелочного или щелочноземельного металла является основным компонентом и создает необходимую плотность технологической жидкости; ингибирующая соль препятствует набуханию глинистых минералов породы или глинистых частиц бурового раствора; комбинация органического растворителя и водорастворимого ПАВ придает жидкости поверхностно-активные и солюбилизирующие свойства, за счет которых технологическая жидкость удаляет с поверхности породы пленочную нефть и АСП отложения, а также эффективно удерживает во взвешенном состоянии различные дисперсные частицы, кольматирующие ПЗП скважины. При использовании ПАВ типа сульфонола может происходить его высаливание и адсорбция на поверхности породы, что препятствует фильтрации технологической жидкости в продуктивный пласт и в дальнейшем способствует притоку нефти к скважине.

Существенными отличительными признаками разработанного технического решения являются следующие.

1. Наличие в составе технологической жидкости водорастворимого ПАВ. Водорастворимое ПАВ придает технологической жидкости поверхностно-активные свойства. За счет этого обеспечивается удаление с поверхности породы пленочной нефти и АСП отложений, которые кольматируют ПЗП скважины и удерживают различные дисперсные частицы в поровом пространстве пласта. Кроме того, водорастворимое ПАВ является эффективным диспергатором и стабилизатором суспензий дисперсных частиц, что позволяет предотвратить их вторичное осаждение на забое скважины и препятствует коагуляции новых частиц, которые могут образоваться при смешении технологической жидкости и пластовых вод или в процессе проведения перфорационных работ. В случае глубокого проникновения ТЖ в объем пласта и последующего освоения скважины водорастворимое ПАВ улучшает приток нефти, удаляет дисперсные частицы из порового пространства коллектора и способствует ускоренному выходу скважине на режим. Такое воздействие на пласт наблюдается при использовании неионогенного ПАВ (НПАВ). При использовании анионоактивного ПАВ (АПАВ) реализуется другой механизм воздействия технологической жидкости на ПЗП скважины: происходит высаливание АПАВ и его адсорбция на поверхности породы, что препятствует фильтрации технологической жидкости в продуктивный пласт и в дальнейшем способствует притоку нефти к скважине.

2. Соотношение компонентов в составе технологической жидкости, мас.%:
Хлорид щелочного или щелочноземельного металла - 0-50
Ингибирующая соль - 0,1-10
Органический растворитель - 0,1-10
Водорастворимое ПАВ - 0,1-3
Вода - Остальное
Такое соотношение обеспечивает возможность в широких пределах регулировать свойства технологической жидкости и проводить работы по перфорации и глушению скважин, пробуренных на коллекторы с различными геолого-физическими параметрами. Хлорид щелочного или щелочноземельного металла обеспечивает необходимую плотность технологической жидкости и позволяет получать растворы с минимальным и максимальным значением этого показателя (до 1450 кг/м³). Ингибирующая соль при указанных значениях концентрации препятствует набуханию глинистых минералов породы различного состава или глинистых частиц бурового раствора. Область использования концентраций ПАВ определяется минимально необходимым значением для эффективного снижения межфазного натяжения и значением критической концентрации мицеллообразования. Концентрация органического растворителя определяется соотношением органического растворителя и водорастворимого ПАВ, при котором получается наиболее эффективная поверхностно-активная и солюбилизирующая композиция, усиливающая антикольматирующие свойства ТЖ в целом.

3. Использование в качестве водорастворимого поверхностно-активного вещества, преимущественно неонола АФ_9-12, ОП-10, нефтенола ВВД или сульфонола. Такие ПАВ хорошо растворяются или диспергируюся в солевых растворах и являются эффективными реагентами для снижения межфазного натяжения на границе вода-нефть и стабилизации суспензий дисперсных частиц. При этом значение межфазного натяжения на границе вода-нефть за счет добавки ПАВ может быть снижено до 0,1-0,5 мН/м. Эффективность действия ПАВ существенно усиливается в присутствии небольших добавок органических растворителей. При низких концентрациях солевых растворов могут использоваться другие поверхностно-активные вещества, включая ограниченно растворимые в воде (водомаслорастворимые) неионогенные ПАВ или водорастворимые анионоактивные ПАВ, которые способны адсорбироваться на поверхности породы пласта, что препятствует фильтрации жидкости в пласт и улучшает в дальнейшем приток нефти к скважине.

4. Использование в качестве органического растворителя преимущественно спиртов или гликолей, эфиров на их основе, ацетона или углеводородов. Такие растворители существенно увеличивают растворимость и эффективность действия ПАВ в солевых растворах, какими являются технологические жидкости, и способствуют удалению и растворению (солюбилизации) остаточной нефти и АСП отложений.

Для приготовления технологической жидкости используют следующие товарные реагенты и технические продукты:
- хлорид щелочного или щелочноземельного металла: хлорид кальция, хлорид натрия, хлорид магния или их смеси;
- ингибирующая соль: хлорид аммония или хлорид калия или составы на их основе;
- органический растворитель: пропиловый спирт, изопропиловый спирт, бутиловый спирт, изобутиловый спирт, этиленгликоль, этилцеллозольв, бутилцеллозольв, ацетон, нефтяные дистилляты, ароматические растворители и т.д.;
- водорастворимое ПАВ: неонол АФ_9-12, неонол АФ_9-9 ОП-10, ОП-7, нефтенол ВВД, сульфонол, МДС, другие ПАВ с аналогичными свойствами и их товарные формы.

Технологические жидкости могут быть приготовлены с использованием пресной, подтоварной или минерализованной воды после проведения лабораторных испытаний на совместимость с используемыми реагентами.

На практике технологические жидкости готовят путем смешения компонентов в следующей последовательности: первоначально в воде растворяют хлорид щелочного или щелочноземельного металла, ингибирующую соль, а затем добавляют органический растворитель и ПАВ или смесь органического растворителя и ПАВ.

Эффективность использования разработанной технологической жидкости иллюстрируется следующим примером.

Пример. Пласт группы А нефтяного месторождения Западной Сибири содержит минералы с повешенным содержанием глинистого цемента. Для проведения работ по текущему ремонту скважины предложено использовать новую технологическую жидкость. Работы проводят в следующей последовательности. В емкость цементировочного агрегата заливают или готовят солевой раствор хлорида кальция заданной плотности, затем добавляют хлорид аммония и перемешивают, после чего дополнительно вводят неонол АФ_9-12 и изопропиловый спирт. Для приготовления 1 м³ технологической жидкости берут 962 л пресной воды, 75 кг хлорида кальция, 25 кг хлорида аммония, 38 л изопропилового спирта и 5 кг неонола. После смешения реагентов получают технологическую жидкость следующего состава, мас. %: хлорид кальция - 7.5; хлорид аммония - 2,5; растворитель - 3; водорастворимое ПАВ - 0,5. Далее технологическую жидкость объемом 5 м³ закачивают в межтрубное пространство эксплуатационной скважины при открытой центральной задвижке, а затем продавливают в пласт обычным солевым раствором той же плотности. После проведения работ по текущему ремонту скважины ее запускают в работу. Через 3 дня скважина вышла на рабочий режим, при этом установлен прирост дебита скважины по нефти 1,6 т/сут, а динамический уровень жидкости увеличился на 220 м.

Таким образом, новая технологическая жидкость обеспечивает эффективное глушение скважины и ускоренный ее выход на режим при увеличении текущего дебита по нефти.

При использовании известной технологической жидкости указанные показатели работы скважины не достигаются. Следует отметить также, что использование известной технологической жидкости сопряжено с техническими трудностями, вызванными необходимостью применять значительные количества пожароопасных растворителей.

Источники информации
1. Патент РФ 2005762, кл. С 09 К 7/02, 1994 г.

2. Патент РФ 2115686, кл. С 09 К 7/02, 1998 г. - ПРОТОТИП.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым в качестве технологических жидкостей (ТЖ) при вторичном вскрытии продуктивных пластов перфорацией и глушении скважин при проведении ремонтно-восстановительных работ. Техническим результатом является повышение эффективности антикольматирующего действия ТЖ на пласт и ускорение выхода скважины на режим после проведения перфорационных работ по ремонту скважины. Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин, включающая хлорид щелочного или щелочноземельного металла, органический растворитель, ингибирующую соль и воду, дополнительно содержит водорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ) при следующем соотношении компонентов, маc. %: хлорид щелочного или щелочноземельного металла - 0-50; ингибирующая соль - 0,1-10,0; органический растворитель - 0,1-10,0; водорастворимое ПАВ - 0,1- 3,0; вода - остальное, причем в качестве водорастворимого ПАВ используют неонол АФ9-12, ОП-10, нефтенол ВВД или сульфонол, а в качестве органического растворителя - спирты или гликоли, эфиры на их основе, ацетон или углеводороды. 2 з.п.ф-лы.

1. Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин, включающая хлорид щелочного или щелочноземельного металла, органический растворитель, ингибирующую соль и воду, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит водорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ) при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Хлорид щелочного или щелочноземельного металла - 0-50
Ингибирующая соль - 0,1-10,0
Органический растворитель - 0,1-10,0
Водорастворимое ПАВ - 0,1-3,0
Вода - Остальное
2. Технологическая жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве водорастворимого поверхностно-активного вещества используют преимущественно неонол АФ_9-12, OП-10, нефтенол ВВД или сульфонол
3. Технологическая жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве органического растворителя используют преимущественно спирты или гликоли, эфиры на их основе, ацетон или углеводороды.