СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН Российский патент 2003 года по МПК E21B43/12 

Изобретение относится к нефте- и нефтегазодобывающей промышленности, а точнее к эксплуатации скважин, и может быть использовано, например, при ремонте скважин.

Известен способ глушения добывающих скважин, при котором в ствол скважины вводят жидкость глушения для уравновешивания давления пласта, при этом в качестве жидкости глушения используют пластовую воду [1].

Указанный способ имеет тот недостаток, что он снижает продуктивность скважин в 2-5 раз, причем восстановление продуктивности длится в течение 4-5 месяцев последующей непрерывной работы скважины.

Известен также способ глушения добывающих скважин, при котором в ствол скважины вводят вязкоупругий разделительный состав, и далее готовят, отстаивают, нагревают и закачивают в скважину жидкость глушения для уравновешивания давления пласта, при этом в качестве жидкости глушения используют водный раствор хлористого натрия [2].

Недостатком указанного способа является потеря коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта в результате набухания частиц глины в пласте и соответственно перекрывания каналов, по которым поступает добываемая текучая среда (нефть, нефтегазовая смесь или газ и т.д.).

Наиболее близким к заявляемому техническому решению по своей сущности и достигаемому техническому результату является способ глушения скважин, при котором в ствол скважины вводят вязкоупругий разделительный состав, и далее готовят, отстаивают, нагревают и закачивают в скважину жидкость глушения для уравновешивания давления пласта, при этом в качестве жидкости глушения используют природную бинарную систему - сильвинит [3].

Недостатком указанного способа является потеря коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта не столько в результате набухания частиц глины в пласте, сколько из-за перекрывания каналов, по которым поступает добываемая текучая среда (нефть, нефтегазовая смесь или газ и т.д.), частицами нерастворимых примесей, которых в сильвините содержится до 3-5%.

Проведенный заявителем анализ уровня техники, включающий поиск по патентным и научно-техническим источникам информации и выявление источников, содержащих сведения об аналогах заявляемого изобретения, позволил установить, что заявителем не обнаружен аналог, характеризующийся признаками, идентичными всем существенным признакам заявляемого изобретения, а определение из перечня выявленных аналогов прототипа, как наиболее близкого по совокупности признаков аналога, позволило выявить совокупность существенных по отношению к усматриваемому заявителем техническому результату отличительных признаков в заявляемом объекте, изложенных в формуле изобретения.

Для проверки соответствия заявляемого изобретения требованию изобретательского уровня заявитель провел дополнительный поиск известных решений с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа заявляемого изобретения, результаты которого показывают, что заявляемое изобретение не следует явным образом из известного уровня техники, определенного заявителем, не выявлено влияние предусматриваемых существенными признаками заявляемого изобретения преобразований на достижение технического результата.

Целью изобретения является сохранение коллекторских свойств призабойной зоны за счет уменьшения отрицательного воздействия нерастворимых примесей.

Сущность изобретения в способе глушения добывающих скважин, включающем введение в ствол скважины вязкоупругого разделительного состава, приготовление и закачку в скважину жидкости глушения с добавками ингибиторов осадкообразования и коррозии, поверхностно-активного вещества и загустителя для уравновешивания давления пласта, используют в качестве жидкости глушения водный раствор карналлитовой руды с плотностью раствора 1,23-1,25 т/м³, в качестве загустителя - ксантановую смолу в количестве 0,1-1,0 мас.%, а при приготовлении указанного раствора осуществляют отстой в течение 30-45 мин.

Известно, что глушение скважины производится чаще всего для проведения профилактических и ремонтных работ. Задача глушения заключается в приостановке добычи текучей среды из скважины с тем, однако отличием, чтобы дебит скважины после проведения соответствующих работ остался неизменным (при проведении перфорации дебит должен даже увеличиться).

Сложность задачи глушения достаточно широко описана в специальной литературе и не нуждается в дополнительном освещении. Однако следует выделить три основных момента.

Первый - это изоляция бурового раствора от жидкости глушения, поскольку в первом содержатся целевые добавки - различные реагенты, присадки, ингибиторы, антифлокуллянты и т. д. , контакт солевого раствора с которыми может привести к выходу скважины из строя.

Второй - это исключение образования осадка при смешивании жидкости глушения с пластовыми водами различной степени минерализации. Третий - это исключение коррозии металлического оборудования скважины солевым раствором - жидкостью глушения, особенно с учетом температур и давлений, развивающихся в глубоких скважинах.

Первый аспект проблемы решается введением в ствол скважины своеобразной "пробки" в виде вязкоупругого разделительного состава, изолирующего буровую жидкость от контакта с жидкостью глушения. При этом в качестве указанного разделительного состава используют водные растворы сшитых полиакриламидов. Решение второго аспекта проблемы является наиболее сложным.

Наиболее простым в этом случае представляется использование растворов солей высокой чистоты, например хлористого кальция. Однако экономическая целесообразность такого использования во всех случаях весьма сомнительна. На практике жидкость глушения на основе минеральных солей готовят на специальном растворном узле, отстаивают с целью удаления нерастворимых примесей, причем отстаивание иногда ведут в течение нескольких (до 10-12) часов и далее в специальных емкостях доставляют непосредственно к скважине, где разогревают до температуры среды в стволе скважины и только затем закачивают в скважину. Использование в качестве жидкости глушения водных растворов бинарных систем, таких как сильвинит, не обеспечивает сохранение коллекторских свойств призабойной зоны, а использование неочищенных и неподготовленных смесей в качестве основы жидкостей глушения приводит к неоправданному усложнению технологии и повышению риска возникновения отдаленных последствий - например выходу из строя глубинных насосов и т.п. Кроме того, риск выпадения осадков при контакте жидкости глушения с пластовыми водами в этом случае весьма велик. Современная технология позволяет минимизировать этот риск введением ингибиторов осадкообразования. В качестве указанных ингибиторов чаще всего используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) или ингибитор СНПХ - 5301 М (продукт взаимодействия оксиэтилидендифосфоновой кислоты с водным аммиаком в присутствии высококипящих фракций (М-2) продуктов перегонки нефти).

Для повышения реологических характеристик в жидкости глушения вводят загустители, например полиакриламид.

Третий аспект проблемы глушения скважин технически решается введением в жидкость глушения ингибиторов коррозии. В качестве таковых широко используют например уротропин технический или реагент И - 1 - А.

По мнению заявителя использование тройной системы, а карналлит: хлористый натрий (~ 20%) - хлористый магний (~25%) - хлористый калий (~22%) - кристаллизационная вода (остальное), является таковой и к тому же естественного происхождения, приносит неожиданный эффект. Тройные системы (имеется в виду водный раствор смеси трех солей), как будет показано ниже, имеют преимущества в сравнении с двойными по растворимости, устойчивости системы, по плотностным характеристикам, а практически полное отсутствие нерастворимых примесей в предлагаемой тройной системе делает ее наиболее подходящей для использования в качестве основы для приготовления жидкости глушения. Физико-химические характеристики карналлита, особенно растворимость в воде и сопутствующие растворению явления, такие как скорость растворения, тепловые эффекты, плотность раствора и, что особенно существенно, практически полное отсутствие нерастворимых примесей делает его наиболее подходящим для использования в качестве основы для приготовления жидкости глушения, причем указанная жидкость может быть приготовлена непосредственно у скважины, а технология приготовления жидкости практически не нуждается в стадии отстаивания.

Обращаясь далее к модифицирующим добавкам, заявитель утверждает, что использование ксантановой смолы в качестве загустителя также привносит эффект неожиданности. Реологические характеристики жидкости глушения при введении в нее даже ничтожно малого количества указанной смолы резко изменяются - образуется студнеобразная система, в которой миграция даже случайно попавших в нее нерастворимых примесей практически отсутствует, а значит нет проникновения примесных частиц и самой жидкости глушения в призабойную зону.

В качестве минеральной соли для приготовления жидкости глушения используют карналлит - природную тройную систему NaCl-MgCl-KCl. В качестве вязкоупругого разделительного состава используют водные растворы сшитых полиакриламидов.

В качестве ингибитора осадкообразования используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) или ингибитор СНПХ- 5301М.

В качестве ингибитора коррозии используют смесь нескольких веществ под названием И - 1 - А.

В качестве ПАВ используют неонол АФ9-12, ОП-7 и др.

В качестве загустителя используют ксантановую смолу (высокомолекулярный полисахарид сложного состава, производство фирмы "Рон Пуленк", Франция).

Для специалиста безусловно очевиден тот факт, что основной функциональный признак жидкости глушения - создание противодавления, а точнее уравновешивание давления в скважине. С этой точки зрения важным является плотность раствора. Предлагаемая тройная система обладает в этом плане преимуществами следующего порядка (см. таблицу 1).

Для лучшего понимания заявляемое техническое решение может быть проиллюстрировано, но не исчерпано следующими примерами его конкретного осуществления.

Пример 1
Проводят глушение скважины 47/5 Черногорского нефтяного месторождения (Нижневартовская нефтегазоносная провинция). Суточный дебит скважины составляет 27,5 т. Глубина скважины до продуктивного пласта составляет 1570 м. Температура среды в стволе скважины в области продуктивного пласта составляет 105^oС. Давление ~195 атм. Жидкость глушения готовят растворением молотой карналлитовой руды в воде из расчета 600 кг карналлита на 1 м³ воды. В раствор также вводят 5 кг ксантановой смолы, 1,3 кг ингибитора И - 1 - А, 2,5 кг Неонола АФ 9-12 и 4,5 кг ингибитора осадкообразования СНПХ-5301М. Отстаивание готовой жидкости глушения ведут в течение 30 мин. Затем, в скважину помещают 100 л вязкоупругого разделительного состава на основе раствора полиамида и далее проводят глушение скважины закачкой приготовленной жидкости. После полного замещения бурового раствора жидкостью глушения производят замену глубинного насоса и далее замещают жидкость глушения буровым раствором в обратном порядке. Затем возобновляют добычу нефти. Дебит скважины спустя сутки после начала добычи составляет 27,3 т/сут.

Примеры 2-6
Технологию глушения скважин осуществляют как в примере 1, за исключением того, что изменяют состав компонентов и некоторые режимы. Технологические приемы глушения, составы жидкостей глушения, а также сравнительный пример и результаты приведены в таблице 2.

Как видно из приведенных примеров, в том числе сравнительного, использование карналлита в качестве основы жидкости глушения и ксантановой смолы в качестве загустителя позволяет сохранить коллекторские свойства призабойной зоны.

Источники информации
1. Патент РФ 2096591, кл. Е 21 В 43/12, 20.11.97.

2. Рябоконь С.А. и др. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. М., ВНИИОЭНГ, 1989, сер. Нефтепромысловое дело, вып. 19, с. 3.

3. Патент РФ 2169832, кл. Е 21 В 43/02, 27.06.20001.

Изобретение относится к нефте- и нефтегазодобывающей промышленности, а точнее к эксплуатации скважин, и может быть использовано, например, при ремонте скважин. В способе глушения добывающих скважин, включающем введение в ствол скважины вязкоупругого разделительного состава, приготовление и закачку в скважину жидкости глушения с целевыми добавками для уравновешивания давления пласта, в качестве жидкости глушения используют водный раствор карналлитовой руды с плотностью раствора 1,23-1,25 т/м³, в качестве загустителя - ксантановую смолу в количестве 0,1-1,0 мас.%, а при приготовлении указанного раствора осуществляют отстой в течение 30-45 мин. Техническим результатом является сохранение коллекторских свойств призабойной зоны. 2 табл.

Способ глушения добывающих скважин, включающий введение в ствол скважины вязкоупругого разделительного состава, приготовление и закачку в скважину жидкости глушения с добавками ингибиторов осадкообразования и коррозии, поверхностно-активного вещества и загустителя для уравновешивания давления пласта, отличающийся тем, что используют в качестве жидкости глушения водный раствор карналлитовой руды с плотностью раствора 1,23-1,25 т/м³, в качестве загустителя - ксантановую смолу в количестве 0,1-1,0 маc. %, а при приготовлении указанного раствора осуществляют отстой в течение 30-45 мин.