ЖИДКОСТЬ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2002 года по МПК C09K7/06 E21B43/12 

Изобретение относится к области нефтегазодобычи и может быть использовано в качестве жидкости глушения нефтегазовой скважины при производстве текущих и капитальных ремонтов скважины (ТиКРС).

Известна жидкость глушения нефтегазовой скважины, представляющая собой пластовую, техническую или пресную воду [1, 2]. Применение известной жидкости глушения негативно воздействует на фильтрационные характеристики продуктивного пласта. В результате ее применения даже при строгом соблюдении технологии ремонтов и их производстве в соответствии с действующими регламентами в той или иной степени имеют место негативные факторы: увеличение времени выхода скважины на режим, рост обводненности пласта, снижение межремонтного периода (МРП) и, как результат, снижение дебита скважины.

Известно использование в качестве жидкости глушения разгазированной нефти [4]. Глушение скважин разгазированной (товарной) нефтью, имеющей удельный вес 0,8 г/см², не эффективно, поскольку для осуществления операции глушения требуется жидкость с удельным весом не менее 0,9 г/см². Кроме того, неизбежные при этом разливы нефти приводят к значительным затратам материальных ресурсов на ликвидацию замазученности, а также отрицательно сказываются на экологической обстановке скважины.

Известны также жидкости глушения нефтегазовой скважины, приготовленные на основе минеральных солей (NaCl, CaCl₂, MgCl₂, Са(NO₃), СаВr₂) [2]. Как показывает промысловый опыт в различных регионах страны и за рубежом, применяемые в настоящее время жидкости глушения на основе водных растворов минеральных солей приводят:
- к снижению дебитов скважин по нефти в среднем на 10-30% за счет насыщения порового пространства призабойной зоны скважины (ПЗС) водонефтяной эмульсией, образованной солевым раствором, пластовой нефтью и природными нефтерастворимыми эмульгаторами (эффект Жамена). Призабойную зону скважины кольматируют также нерастворимые минеральные осадки, которые образуются при смешении пластовой воды с солевым раствором жидкости глушения;
- к росту обводненности добываемой продукции за счет увеличения фазовой проницаемости ПЗС по воде;
- к увеличению сроков освоения скважин в послеремонтный период;
- к сокращению МРП на 10-40%.

К перечисленным выше отрицательным факторам следует добавить высокую поглощающую способность продуктивных пластов в отношении жидкостей глушения, приготовленных на водной основе (превышение объемов скважин в 2-10 раз), что приводит к значительному расходу химреагентов на глушение скважины.

Наиболее близкой к изобретению по совокупности существенных признаков является жидкость глушения нефтегазовой скважины, включающая, об. %: углеводород 5-25, нефтенол НЗ 0,3-5, КССБ 0,1-1, 0,3-1 %-ный раствор полимера 5-25, минерализованная вода - пластовая или раствор хлористого кальция 28, 30, 37 % или хлористого натрия 20% - остальное [5].

Известная жидкость глушения за счет наличия в ней раствора полимера при попадании в призабойную зону пласта кольматирует ее, что значительно снижает качество операции глушения. Кроме того, полимер служит для снижения трения при закачке известной жидкости глушения в пласт и с ростом температуры разрушает ее. Жидкость же глушения должна длительное время сохранять свои защитные свойства при высокой температуре и не должна проникать в пласт.

Задачей изобретения является создание жидкости глушения нефтегазовой скважины, обеспечивающей высокую эффективность операции глушения.

В результате применения изобретения достигается значительное сокращение времени выхода скважины на первоначальный режим работы, увеличение МРП, сохранение фильтрационных характеристик продуктивного пласта, сокращение расхода химреагентов в высокопроницаемых продуктивных пластах, возможность использования в скважинах с различным пластовым давлением в зависимости от производственной необходимости. К тому же предложенный в качестве жидкости глушения раствор нейтрален по отношению к интенсивности коррозии, скорости солеотложений, развитию сульфатовосстанавливающих бактерий, не оказывает влияния на процесс подготовки нефти.

Для достижения указанного технического результата жидкость глушения нефтегазовой скважины, содержащая водный раствор минеральной соли, углеводород и эмульгатор нефтенол НЗ, должна содержать компоненты в следующем их соотношении, об. %: углеводород 26-36; нефтенол НЗ 2-5 и раствор минеральной соли - остальное.

Предложенная жидкость глушения представляет собой регулируемый инвертно-эмульсионный раствор (РИЭР), стабилизированный эмульгатором нефтенолом НЗ. РИЭР состоит из капелек раствора минеральной соли, которые плотно прилегают друг к другу, окруженные бронирующими оболочками, состоящими из углеводородного раствора нефтенола НЗ. Поскольку внешней фазой РИЭР является углеводород (дизельное топливо, нефть, широкие фракции легких углеводородов (ШФЛУ), стабильный бензин, гексановая фракция), то при взаимодействии РИЭР и ПЗС сохраняются фильтрационные характеристики последнего (фазовая проницаемость пласта по нефти в ПЗС не уменьшается).

Указанные в формуле изобретения интервалы значений компонентов установлены эмпирически и обусловлены возможностью смешивания компонентов раствора. Каждый из компонентов РИЭР имеет различную плотность. Изменяя соотношение компонентов, задают требуемую плотность всего раствора, что позволяет применять РИЭР в скважинах с разными пластовыми давлениями.

В нефтенасыщенной части ПЗС РИЭР разжижается и легко удаляется при пуске скважины в работу. В водонасыщенной части пласта вязкость РИЭР увеличивается и он блокирует поступление воды в скважину. Таким образом, обеспечивается сохранность фильтрационных характеристик пласта и сокращение расхода химреагентов.

Присутствие в растворе нефтенола НЗ позволяет улучшить проницаемость ПЗС за счет протекания ряда физико-технических процессов, приводящих к переводу привнесенных твердых частиц во взвешенное состояние, а также к растворению и диспергированию присутствующих в скважине асфальто-смолистых и парафиновых образований. РИЭР способствует оттеснению воды из ПЗС: нефтенол НЗ, адсорбируясь на поверхности породы, гидрофобизирует ее, тем самым снижая фазовую проницаемость воды в обводненных зонах пласта. За счет нефтенола НЗ РИЭР устойчив к высоким температурам и не расслаивается при температуре 80^oС длительное время. При этом, меняя соотношение компонентов РИЭР, можно регулировать время жизни микроэмульсии, чем является предложенный раствор, от нескольких часов до 10-15 суток, в зависимости от производственной необходимости.

Описанным выше комплексным воздействием на ПЗС достигается значительное сокращение времени выхода скважины на первоначальный режим работы и увеличение МРП.

Операция глушения скважины является важным этапом ТиКРС. Для ее успешного проведения жидкость глушения должна соответствовать определенным требованиям:
- электростабильность для пластовых температур до 80^oС не должна быть менее 300 В;
- условная вязкость не должна превышать 600 с;
- термостабильность, морозоустойчивость, технологичность и др.

Результаты исследований РИЭР, а также использование его в технологиях глушения нескольких десятков скважин в промысловых условиях показали полное соответствие параметров РИЭР предъявляемым требованиям.

Так, например, состав РИЭР, включающий в качестве углеводорода дизельное топливо (плотность 0,80 г/см³), в качестве водного раствора минеральной соли хлористый кальций (CaCl₂) (плотность 1,30 г/см³) и нефтенол НЗ (плотность 0,84 г/см³), имеет параметры, представленные в таблице.

Способ приготовления РИЭР заключается в следующем. Перед глушением скважины во время подготовительных работ определяют величину текущего пластового давления в скважине и рассчитывают требуемую плотность РИЭР из условия создания столбом жидкости глушения давления, превышающего пластовое, а также определяют необходимое количество раствора. После этого рассчитывают соотношение компонентов раствора либо определяют его по расчетным таблицам. Далее механическим перемешиванием готовят раствор в следующем порядке. Растворяют нефтенол НЗ в углеводороде и при перемешивании вводят раствор минеральной соли. Полученную смесь дополнительно перемешивают.

При выборе минеральной соли в качестве компонента РИЭР следует учитывать, что соли калия и магния при глушении скважин являются более щадящими, чем соли натрия и кальция по отношению к нефтенасыщенным коллекторам.

Для приготовления РИЭР используют блок приготовления раствора, представляющий собой емкость с размещенным в центре перемешивателем. Компоненты раствора подают внутрь емкости насосом через размещенные по внутреннему периметру емкости гидронасадки, установленные под различными углами. Возможно также применение для приготовления РИЭР мобильной установки типа ГАР-280-4К (см. "Нефтяное хозяйство", 9, 2000 г., с. 90). Для контроля готовности раствора необходим испытатель гидрофобных эмульсионных растворов или счетчик электростабильности.

Для проведения на заключительном этапе ТиКРС операции глушения приготовленный в стационарных или промысловых условиях раствор доставляют в ПЗС. Затем осуществляют глушение скважины и вывод ее на первоначальный режим работы.

Накопленный опыт применения РИЭР в реальных условиях показал его высокую эффективность. Скважины выходят на первоначальный режим работы практически сразу после запуска их в работу. Использование РИЭР для глушения скважин минимизирует повреждение пласта. Применение РИЭР позволяет производить глушение скважины без вредных последствий для экологической обстановки, исключить или, по крайней мере, максимально уменьшить разливы нефти в процессе ТиКРС. Создатели РИЭР не ставили перед собой задачи увеличения дебита отремонтированных скважин, однако достижение указанных выше технических результатов естественным образом приводит к получению дополнительно добытой нефти.

Список источников информации:
1. Зарипов С.З., Шейнцвит Л.И., Мердяшев В.И. Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте. М.: изд. ВНИИОЭНГ, 1981.

2. Ковалева Л.А., Галян Н.Н. Снижение фильтруемости рабочей жидкости в призабойную зону пласта при глушении скважин. М.: изд. ВНИИЭгазпром, 1985.

3. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991.

4. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов. Химические реагенты для добычи нефти. М.: Недра, 1986.

5. Патент РФ 2097547, Е 21 В 43/26, 27.11.1997.

Жидкость относится к области нефтегазодобычи и может быть использована в качестве жидкости глушения нефтегазовой скважины при производстве текущих и капитальных ремонтов скважины. Техническим результатом является создание жидкости глушения нефтегазовой скважины, максимально ограничивающей попадание воды в продуктивный пласт. Жидкость глушения нефтегазовой скважины, содержащая водный раствор минеральной соли, углеводород и эмульгатор нефтенол НЗ, содержит компоненты в следующем их соотношении, об.%: углеводород - 26-36; нефтенол НЗ - 2-5; раствор минеральной соли - остальное. 1 табл.

Жидкость глушения нефтегазовой скважины, содержащая водный раствор минеральной соли, углеводород и эмульгатор нефтенол Н3, отличающаяся тем, что она содержит компоненты в следующем соотношении, об.%:
Углеводород - 26-36
Нефтенол НЗ - 2-5
Раствор минеральной соли - Остальноео