ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ И КОНСЕРВАЦИИ СКВАЖИН Российский патент 2003 года по МПК E21B43/12 C09K7/06 

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к глушению и консервации скважин с аномально низкими пластовыми давлениями.

Известна гидрофобная эмульсия, используемая для бурения и глушения скважин, содержащая углеводородную жидкость, воду и смесь оксиамидов, моноамидов и солей синтетических жирных кислот кубового остатка и этилендиамина или полиэтилендиамина (патент СССР 1530636, С 09 К 7/06, 23.12.1989).

Недостатком является сложность приготовления эмульсии, ее нестабильность при повышенных температурах. При глушении пластов с низкой проницаемостью 0,03-0,05 мкм² вследствие потери агрегативной устойчивости эмульсии при высоких температурах происходит насыщение пород пласта водным фильтратом, что вызывает закупорку поровых каналов за счет разбухания глинистых частиц минералов и изменения капиллярных давлений, вызывая уменьшение фазовой проницаемости по нефти. Все это ограничивает применение обратных эмульсий.

Известен гель, включающий углеводородную жидкость и себациновую кислоту, смыленную щелочью (журнал "Нефтяное хозяйство" 11, 1993, стр.36).

В настоящее время себациновая кислота имеет ограниченное применение, используется для производства алкидных смол, пластификаторов, являясь продуктом дефицитным и некрупнотоннажного производства.

Наиболее близким аналогом для заявленой жидкости является жидкость для глушения и консервации скважин, содержащая в мас.%: углеводородную фазу 5-25, ЭС-2-50%-ный керосиновый раствор производных декстрамина и жирных кислот кубового остатка СЖК 0,3-5,0, понизитель фильтрации - конденсированную сульфитно-спиртовую барду или лигносульфонат 0,1-1,0, раствор водорастворимого полимера на пресной или минерализованной воде, 5-25, пресную или минерализованную воду остальное (патент РФ 2097547, Е 21 В 43/26, 27.11.1997).

Задачей изобретения является разработка жидкостей для глушения и консервации скважин на углеводородной основе для скважин с температурами до 120^oС, с пластовыми давлениями ниже гидростатических, с низкопроницаемыми коллекторами, с использованием недефицитных отечественных материалов, позволяющих сохранить коллекторские свойства продуктивных пластов, и расширение ассортимента жидкостей для глушения и консервации скважин.

Указанная задача решается тем, что жидкость для глушения и консервации скважин, содержащая углеводородную основу и понизитель фильтрации, в качестве понизителя фильтрации содержит природный неорганический карбонат кальция с диаметром частиц от 2 до 50 мкм и дополнительно загуститель - нафтенат натрия и гелеобразователь - соединения высших жирных кислот фракции С₁₆ и выше или их производные при следующем содержании компонентов, мас.%:
Нафтенат натрия - 15,0-18,0
Соединения жирных кислот фракции С₁₆ и выше или их производные - 2,0-5,0
Природный неорганический карбонат кальция с диаметром частиц от 2 до 50 мкм - 2,0-4,0
Углеводородная основа - Остальное
Причем в качестве гелеобразователя жидкость содержит продукт обработки триэтаноламином технических кислот шерстного жира (А).

В качестве гелеобразователя жидкость содержит синтетические жирные кислоты фракции С₁₆ и выше (Б).

В качестве гелеобразователя жидкость содержит кубовые остатки производства синтетических жирных кислот фракции См и выше (В).

В качестве гелеобразователя жидкость содержит жирные кислоты таллового масла (Г).

В качестве гелеобразователя жидкость содержит нефтехим-3 (Д). Вещество нефтехим-3 представляет собой 40%-ный раствор производных технических полиэтиленполиаминов и кислот таллового масла согласно ТУ 2415-001-00151816-94.

В качестве гелеобразователя жидкость содержит тарин (Ж). Вещество тарин представляет собой 50%-ный раствор пека таллового масла в керосине и катализе риформинга нефти согласно ТУ 38 УССР 201425-84.

В качестве углеводородной основы используют газовый конденсат, нефть, дизельное топливо и другие нефтепродукты.

В качестве загустителя используется нафтенат натрия, получаемый при переработке щелочных отходов после защелачивания прямогонных дистиллятов дизельного топлива, керосина.

В качестве понизителя фильтрации используется природный неорганический карбонат кальция с диаметром частиц от 2 до 50 мкм. Выбор размера частиц обусловлен проницаемостью продуктивного пласта.

Примеры осуществления изобретения.

Пример 1 (табл.1, 1): 4 г гелеобразователя А, подогретого до 0^oС, вносят при перемешивании в 104 мл (79 г: 0,76 = 104 мл) газового конденсата плотностью ρ= 0,76 г/см³. Можно сначала растворить А в небольшом объеме, затем смешивать с остальным количеством газового конденсата. В полученный раствор добавляют 15 г нафтената натрия. Перемешивание продолжают до образования однородного гелеобразного раствора. Затем добавляют 2 г карбоната кальция и перемешивают.

Пример 2 (табл.1, 9): 5 г гелеобразователя Д вносят при перемешивании в 97 мл (74 г: 0,76 = 97 мл) газового конденсата. В полученный раствор добавляют 17 г нафтената натрия. Перемешивание продолжают до образования однородного гелеобразного раствора. Затем добавляют 4 г карбоната кальция и перемешивают.

Реологические и фильтрационные свойства полученных составов исследованы и представлены в табл.1 и 2.

Эффективную вязкость измеряли на приборе Rhеоtest-2 и рассчитывали для значений градиента сдвига, равных 145,8 и 9 с^-1, т.е. соответствующих этому параметру при закачке гелей в скважину по трубам и затрубному пространству, рассчитывались показатели: n - показатель степени, обозначающий степень неньютоновских характеристик, и к - показатель консистентности, характеризующий прокачиваемостъ жидкости. Реологические характеристики жидкостей на газовом конденсате снимались при температуре 60^oС.

Определение объема жидкой фазы, отфильтровавшейся из жидкости за 30 мин, при 20^oС осуществляли на американском фильтр-прессе фирмы Бароид, при температурах 80-120^oС и перепаде давления 40 мПа на фильтр-прессе ВФП-2.

Термостабильность жидкости оценивали прогревом ее в металлических лабораторных автоклавах при температурах 60-140^oС в течение 24 часов, с последующим замером реологических характеристик после охлаждения.

Для определения влияния жидкости на породы продуктивных пластов в призабойной зоне скважин проводились исследования действия фильтратов на проницаемость искусственных кернов и определялся коэффициент восстановления проницаемости. Работы проводились на установке УИПК-1М. Результаты обрабатывались с помощью компьютерных программ.

Преимущества предлагаемой нами жидкости глушения и консервации в сравнении с прототипом:
- высокая термодинамическая стабильность жидкости, способной сохранять во времени реологические свойства, жидкость теряет агрегативную устойчивость при температуре выше 120^oС (см. табл.1, 2);
- минимальное повреждение продуктивного пласта, что подтверждают опытные данные табл. 2 по фильтрации и определение коэффициента восстановления проницаемости;
- усиление процесса гелирования и образования прочной пространственной структуры в углеводородной среде независимо от ее химического состава за счет синергетического эффекта действия компонентов жидкости, представляющих собой ПАВы разных классов: анионные с высоким стабилизирующим эффектом и неионные - гелеобразователи;
- технологичность приготовления жидкости глушения и консервации;
- недефицитность и низкая стоимость материалов отечественного производства.

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к глушению и консервации скважин с аномально низкими пластовыми давлениями. Техническим результатом является получение жидкости для глушения и консервации скважин с температурами до 120^oС, с пластовыми давлениями ниже гидростатических, с низкопроницаемыми коллекторами, с использованием недефицитных отечественных материалов, позволяющих сохранить коллекторские свойства продуктивных пластов, и расширение ассортимента жидкостей для глушения и консервации скважин. Жидкость для глушения и консервации скважин содержит, мас. %: нафтенат натрия 15,0-18,0, соединения жирных кислот фракции С₁₆ и выше или их производные 2,0-5,0, природный неорганический карбонат кальция с диаметром частиц от 2 до 50 мкм 2,0-4,0, углеводородная основа остальное. Также в качестве гелеобразователя жидкость для глушения и консервации скважин может содержать продукт обработки триэтаноламином технических кислот шерстного жира, синтетические жирные кислоты фракции С₁₆ и выше, кубовые остатки производства синтетических жирных кислот фракции С₂₀ и выше, жирные кислоты таллового масла, нефтехим-3, тарин. 6 з.п. ф-лы, 2 табл.

1. Жидкость для глушения и консервации скважин, содержащая углеводородную основу и понизитель фильтрации, отличающаяся тем, что в качестве понизителя фильтрации она содержит природный неорганический карбонат кальция с диаметром частиц от 2 до 50 мкм и дополнительно загуститель - нафтенат натрия и гелеобразователь - соединения высших жирных кислот фракции С₁₆ и выше или их производные при следующем содержании компонентов, мас. %:
Нафтенат натрия - 15,0-18,0
Соединения жирных кислот фракции С₁₆ и выше или их производные - 2,0-5,0
Природный неорганический карбонат кальция с диаметром частиц от 2 до 50 мкм - 2,0-4,0
Углеводородная основа - Остальное
2. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве гелеобразователя она содержит продукт обработки триэтаноламином технических кислот шерстного жира. 3. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве гелеобразователя она содержит синтетические жирные кислоты фракции С₁₆ и выше. 4. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве гелеобразователя она содержит кубовые остатки производства синтетических жирных кислот фракции С₂₀ и выше. 5. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве гелеобразователя она содержит жирные кислоты таллового масла. 6. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве гелеобразователя она содержит нефтехим-3. 7. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве гелеобразователя она содержит тарин.