Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к глушению скважин при проведении текущих и капитальных ремонтов.
Известна жидкость для глушения скважин (патент РФ 2044753), содержащая моносульфитный щелок (отход целлюлозно-бумажного производства) 80-94%, массы и соль одно или двухвалентного металлов хлористоводородной кислоты (6-20%). Однако при наличии пластовых вод эта жидкость коагулирует и закупоривает поры пласта, что ведет к снижению продуктивности скважины после КРС (капитального ремонта скважины).
Наиболее близкой к предлагаемому изобретению является жидкость для глушения скважин (патент РФ 2044754), включающая лигносульфонаты технические (ССБ) плотностью 1200 кг/м3 35-45 об.% и раствор соляной кислоты 20-24%-ной концентрации, 3-4 об.%, минерализованная вода - остальное. Однако эта жидкость также коагулирует от воздействия пластовых вод, а раствор соляной кислоты реагирует с карбонатными породами продуктивного пласта с образованием осадка, что ведет к снижению проницаемости и первоначального дебита скважины.
Цель изобретения - полное сохранение первоначальной проницаемости продуктивного пласта после глушения скважины.
Поставленная цель достигается тем, что жидкость для глушения скважин, включающая лигносульфонаты технические и пресную или минерализованную воду, дополнительно содержит неионогенное ПАВ (поверхностно-активное вещество) при следующем соотношении ингредиентов, об.%:
Лигносульфонаты технические - 5 - 25
Неионогенное ПАВ - 0,2 - 0,5
Пресная или минерализованная вода - Остальное
Предлагаемая жидкость может быть использована в виде 5%-ной концентрации с g=1,02 г/см3; 10%-ной концентрации с g=1,04 г/см3; 25%-ной концентрации с g=1,10 г/см3; 50%-ной концентрации с g=1,21 г/см3; 60%-ной концентрации с g= 1,245 г/см3 ; при этом сохранение емкостно-фильтрационных свойств (проницаемости) пород позволяет сохранить производительность пласта после КРС. Использование солестойкого ПАВ позволяет обеспечить низкое межфазное натяжение на границе раздела с пластовым флюидом за счет адсорбции на частичках лигносульфоната технического (ССБ) и тем самым предотвратить коагуляцию, кольматирующую низкопроницаемую часть коллектора. При возможной инверсии (образование в пласте инвертной мицеллярной эмульсии), последняя имеет родственные отношения к пластовым углеводородам и поэтому проницаемость сохраняется. При этом объем жидкости глушения составляет при дебите до 10 м3/сут. - 4 м3; до 20 м3/сут. - 5 м3; до 40 м3/сут. - 6 м3; до 60 м3/сут. - 8 м3; >60 м3/сут. - 10 м3.
Из анализа научно-технической и патентной литературы использование заявляемой жидкости для глушения скважин не известно, поэтому заявляемое техническое решение отвечает критерию "Новизна". Кроме этого, заявляемая жидкость соответствует критерию "Промышленная применимость", так как легко готовится как в полевых, так и в стационарных условиях.
Заявляемую жидкость для глушения скважин испытывали на конкретных скважинах.
Пример. При глушении скважины минерализованной водой дебит ее снизился на 30% и восстановился только через 4 месяца. При использовании заявляемой жидкости для глушения скважин и проведения КРС дебит скважины не изменился.
Предлагаемую жидкость для глушения скважин готовили путем растворения порошкообразных лигносульфонатов технических (ССБ), представляющих собой отходы целлюлозно-бумажного производства по ТУ 54-028-0027-9580-97 и неионогенного ПАВ (ОП-10) по ГОСТ 8433-81 в мерниках цементировочного агрегата.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН | 1992 |
|
RU2047745C1 |
СТРУКТУРИРОВАННЫЙ СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН | 1993 |
|
RU2044754C1 |
СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОГО ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ | 2000 |
|
RU2184836C2 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА, НАСЫЩЕННОГО УГЛЕВОДОРОДАМИ С ОСТАТОЧНОЙ ВЫСОКОМИНЕРАЛИЗОВАННОЙ ПОРОВОЙ ВОДОЙ | 2020 |
|
RU2757456C1 |
Способ глушения скважины | 1988 |
|
SU1629501A1 |
Жидкость для глушения нефтегазовых скважин | 2016 |
|
RU2627807C1 |
Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта | 1990 |
|
SU1765365A1 |
ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН | 2001 |
|
RU2190004C1 |
СОСТАВ ДЛЯ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 1997 |
|
RU2133258C1 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ И КАРБОНАТСОДЕРЖАЩИХ ПЛАСТОВ (ВАРИАНТЫ) | 2009 |
|
RU2425209C2 |
Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к глушению скважин при проведении текущих и капитальных ремонтов. Технический результат - полное сохранение первоначальной проницаемости продуктивного пласта. Жидкость для глушения скважин включает лигносульфонаты технические и пресную или минерализованную воду, дополнительно содержит неионогенное ПАВ при следующем соотношении ингредиентов, об.%: лигносульфонаты технические 5-25, неионогенное ПАВ 0,2-0,5, пресная или минерализованная вода - остальное.
Жидкость для глушения скважин, включающая лингосульфонаты технические и пресную или минерализованную воду, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит неионогенное ПАВ при следующем соотношении ингредиентов, об. %:
Лингосульфонаты технические - 5-25
Неионогенное ПАВ - 0,2-0,5
Пресная или минерализованная вода - Остальное
СТРУКТУРИРОВАННЫЙ СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН | 1993 |
|
RU2044754C1 |
ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН | 1993 |
|
RU2044753C1 |
СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ | 1992 |
|
RU2005762C1 |
Гидрофобная эмульсия для обработки пласта | 1990 |
|
SU1742467A1 |
Состав для удаления жидкости с забоя скважин | 1987 |
|
SU1458561A1 |
ПЕНООБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН | 1998 |
|
RU2152973C2 |
US 4614601 A, 30.09.1986. |
Авторы
Даты
2003-09-27—Публикация
2002-01-15—Подача