СОСТАВ, СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОФОБНЫХ ЭМУЛЬСИЙ В КОМБИНИРОВАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ ГЛУШЕНИЯ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН Российский патент 2007 года по МПК C09K8/42 C09K8/72 E21B43/12 E21B43/27 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, способам приготовления и применения гидрофобных эмульсий - специальных жидкостей глушения скважин ЖГС, при закачке которых в скважину не только прекращается фонтанирование из нее пластового флюида, но, в результате более высокой плотности гидрофобных эмульсий по сравнению с плотностью пластовой воды, в призабойной зоне скважины происходит также замещение водной фазы на углеводородную фазу, что, в свою очередь, предотвращает нежелательный процесс насыщения призабойной зоны пласта-коллектора водой, приводящей к снижению его фазовой проницаемости по нефти.

Известен состав ЖГС на основе гидрофобных эмульсий, содержащий в качестве углеводородной дисперсионной среды жидкий нефтепродукт плотностью не менее 830 кг/м³, в качестве эмульгирующего компонента сырую, необработанную реагентом-деэмульгатором, разгазированную, тяжелую асфальтосмолистую нефть с высоким, не менее 100 мкг/г, содержанием металлопорфириновых комплексов в количестве 1,0-5,0 мас.%, а в качестве дисперсной фазы пресную воду, или пластовую воду, или водные растворы солей различной плотности в количестве до ее содержания, равного 70 об.%, при этом для приготовления данного состава гидрофобной эмульсии в указанной углеводородной среде растворяют указанный эмульгирующий компонент и затем постепенно эмульгируют указанную дисперсную фазу до получения гидрофобной эмульсии заданной плотности (Патент RU №2152972 С1, 09.03.1999). Возможность изменения плотности гидрофобных эмульсий в широких (от 930 до 1600 кг/м³) пределах, путем варьирования плотностью и концентрацией дисперсной фазы, низкое коррозионное воздействие на скважинное оборудование и отсутствие негативного влияния на фильтрационную характеристику призабойной зоны пласта-коллектора, делают ЖГС на основе гидрофобных эмульсий, по мнению многих исследователей, наиболее перспективными. Недостаток данного типа ЖГС - высокие затраты с приготовлением и применением больших объемов гидрофобных эмульсий, а высокая вязкость и адгезионные свойства обратных эмульсий обуславливают дополнительное загрязнение насосно-компрессорных труб (НКТ) поднимаемых из скважин, заполненных эмульсией, что существенно ухудшает условия работы персонала при проведении ремонтных работ на скважине, загрязняет окружающую среду нефтепродуктами и может явиться причиной их возгорания.

Известна комбинированная технология глушения скважин жидкостями на углеводородной и водной основах, лишенная некоторых из указанных недостатков.

Суть данной технологии заключается в том, что небольшой объем гидрофобной эмульсии (3-6 м³) доставляют на забой скважины с целью перекрытия интервала перфорации продуктивного пласта, где в качестве задавочной жидкости используют пресную или пластовую воду, или водный раствор солей с заданной плотностью, который и закачивают в верхнюю часть скважины. При этом для осуществления данной технологии необходимо, чтобы плотность обратной эмульсии была бы больше средневзвешенной плотности скважинной жидкости и плотности задавочной жидкости. В данной технологии для приготовления гидрофобной эмульсии в качестве дисперсионной среды используют нефть или продукты ее переработки, а дисперсной фазой является концентрированный водный раствор хлорида кальция, при этом в качестве эмульгатора используют специальные добавки, такие как, например, нефтехим-1, СМАД-1 и др. (Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991, стр.147-160).

Основной недостаток таких гидрофобных эмульсий - их невысокая агрегативная устойчивость во времени, особенно при повышенных температурах (80-100°С). Наиболее близким к заявляемому составу, способу приготовления и применения гидрофобной эмульсии в комбинированной технологии глушения скважин является состав, способ приготовления и применения гидрофобной эмульсии в комбинированной технологии глушения скважин, содержащий, об.%: в качестве дисперсионной среды - смесь керосино-газойлевой фракции нефтяных углеводородов и тяжелого (плотность 1550-1560 кг/м³) хлорорганического растворителя АПК, в соотношении объемов при котором плотность смеси не ниже 1200 кг/м³, 30-50, в качестве эмульгирующего компонента - реагент РДН (по ТУ 2458-001-211-660-06-97) 4,5-7,5, в качестве дисперсной фазы - водный раствор хлорида или нитрата кальция с плотностью не ниже 1200 кг/м³ и равной плотности дисперсионной среды 50-70. Данный состав гидрофобной эмульсии получают путем предварительного перемешивания заданных объемов реагента РДН и растворителя АПК, затем в полученный раствор постепенно добавляют определенный объем керосино-газойлевой фракции до получения смеси (дисперсионной среды) с плотностью не ниже 1200 кг/м³, после чего в полученную дисперсионную среду при постоянном перемешивании постепенно добавляют заданный объем указанной дисперсной фазы.

Образующийся при этом состав гидрофобной эмульсии, плотностью не ниже 1200 кг/м³, обладает практически неограниченной во времени агрегативной и кинетической устойчивостью. В комбинированной технологии глушения скважин данный состав используют в качестве нижней части комбинированного столба ЖГС перекрывающей призабойную зону пласта-коллектора, при этом объем состава гидрофобной эмульсии, необходимый для закачки в скважину определяют по формуле: V_гэ=[V_сум×(q_гл-q_зж)]:(q_гэ-q_зж), где q_гл - средневзвешенная плотность комбинированного столба ЖГС, кг/м³, q_гэ - плотность состава гидрофобной эмульсии, кг/м³, q_зж - плотность задавочной жидкости (пресной воды или водосолевого раствора), кг/м³ (Патент RU №2156269 С1, 04.08.1999). Недостатки данного технического решения:

- использование в составе гидрофобной эмульсии в качестве утяжелителя реагента АПК, включающего в своем составе хлорорганические соединения, которые в настоящее время запрещены к применению в процессах нефтедобычи,

- формулой расчета закачиваемого в скважину объема гидрофобной эмульсии не учитывается возможное «залипание» определенного объема гидрофобной эмульсии на стенках эксплуатационной колонны скважины и насосно-компрессорных трубах НКТ,

- не предусмотрен способ разрушения гидрофобной эмульсии на забое скважин и возможность использования продуктов разрушения данной эмульсии для осуществления таких операций как очистка призабойной зоны скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и создания депрессии на пласт для вызова притока при ее освоении.

Известен способ вызова притока флюидов из пласта при освоении скважин методом снижения уровня жидкости в скважине путем закачки в скважину системы раздельных фаз, одна из которых воздушная фаза (RU 2209948, С2, 2003.08.10).

Недостаток данного способа - использование воздушной фазы, что может привести к образованию в скважине взрывоопасной смеси с нефтяным газом.

Поэтому на практике при освоении скважин после глушения вызов притока чаще всего осуществляют методом свабирования (поршневания), когда с помощью специального поршня (сваба) производят откачку из скважины задавочной жидкости до тех пор, пока снижение давления (депрессия на пласт) не вызовет приток продукции в скважину. Недостаток данного способа - необходимость применения специального оборудования, длительность и энергоемкость процесса свабирования скважины.

Задачей данного изобретения является расширение области применения и повышения эффективности комбинированной технологии глушения скважин как за счет предложенного состава, способа приготовления и применения блокирующей гидрофобной эмульсии, а также за счет предложенного состава, способа приготовления и применения, при пуске скважины в эксплуатацию, деблокирующей гидрофобной эмульсии, обеспечивающих, в процессе их совместного разрушения на забое скважины, необходимой для освоения скважины депрессии на пласт, а также его очистку от АСПО и гидрофобизацию водонасыщенных участков пласта.

Указанная задача решается тем, что состав блокирующей гидрофобной эмульсии для комбинированной технологии глушения и освоения скважин в качестве углеводородной дисперсионной среды содержит тяжелый ароматический углеводородный растворитель с плотностью не менее 1000 кг/м³, например термогазойль (ТУ 38.1011254-89, плотность 1000-1020 кг/м³) или антраценовую масляную фракцию (ГОСТ 11126-86, плотность 1100-1120 кг/м³), в качестве маслорастворимого эмульгирующего компонента - нефтенол НЗ или санкор 9701, и дисперсную фазу, содержащую насыщенный 45,3%-ный водный раствор нитрита натрия, насыщенный 52,2%-ный водный раствор карбамида и водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1400 кг/м³, при следующем соотношении компонентов в составе, об.%: указанный тяжелый ароматический углеводородный растворитель 20-25, указанный маслорастворимый эмульгатор 2-5, указанный раствор нитрита натрия 23-25, указанный раствор карбамида 40-45, указанный раствор хлорида кальция - остальное.

Из табл.1, где в качестве примера приведен состав 10 образцов предлагаемой блокирующей гидрофобной эмульсии, следует, что для обеспечения ее 100%-ной агрегативной устойчивости при постоянной - 75 об.% концентрации дисперсной фазы, т.е. концентрации, при которой, как известно, и кинетическая устойчивость гидрофобных эмульсий также равна 100%, содержание маслорастворимого эмульгатора (нефтенола НЗ или санкора 9701) в предлагаемом составе должно быть не менее 2,0 об.%, в то же время увеличение содержания маслорастворимого эмульгатора более 5,0 об.% экономически нецелесообразно. Для того чтобы плотность предлагаемой блокирующей гидрофобной эмульсии была не менее 1200 кг/м³, при сохранении по стехиометрии в составе дисперсной фазы (для осуществления химической реакции с соляной кислотной, содержащейся в составе деблокирующей гидрофобной эмульсии) постоянного объемного соотношения между насыщенным 45,5%-ным водным раствором нитрита натрия, взятого в количестве 25-23 об.% и 52,5%-ным насыщенным водным раствором карбамида, взятого в количестве 45-40 об.%, содержание в составе блокирующей гидрофобной эмульсии хлорида кальция плотностью не ниже 1200 кг/м³, используемого в качестве «утяжелителя», может колебаться от 5 до 15 об.%.

Способ приготовления предлагаемой гидрофобной эмульсии, включающий механическое перемешивание компонентов в мешалке пропеллерного типа в заданных объемных соотношениях предусматривает проведение следующих операций: вначале в смеситель загружают ароматический углеводородный растворитель, маслорастворимый эмульгатор и насыщенные водные растворы нитрита натрия и карбамида (мочевины), систему перемешивают в течении 15-20 мин, после чего в смеситель небольшими порциями при перемешивании вводят водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1400 кг/м³ до получения блокирующей гидрофобной эмульсии плотностью не ниже 1200 кг/м³.

Состав деблокирующей гидрофобной эмульсии для комбинированной технологии глушения и освоения скважин, в отличие от состава блокирующей гидрофобной эмульсии, характеризуется тем, что он в качестве дисперсионной среды содержит керосино-газойлевую фракцию (ТУ 38.101928-82), представленную в основном парафино-нафтеновыми углеводородами, в качестве эмульгирующего компонента - реагент РДН (ТУ 24-58-001-211660-06-97), а в качестве дисперсной фазы - концентрированную соляную кислоту плотностью не менее 1170 кг/м³ и водный раствор хлорида кальция плотностью не менее 1400 кг/м³, при следующем соотношении компонентов в составе, об.%: указанная дисперсионная среда 25-30, РДН 5-7, указанная соляная кислота 25-30, указанный раствор хлорида кальция - остальное.

Как следует из табл.2, для приготовления агрегативно- и кинетически устойчивой деблокирующей гидрофобной эмульсии с концентрацией дисперсной фазы в пределах 70-75 об.%, содержание эмульгирующего компонента - реагента РДН в составе данной эмульсии должно быть в пределах 5-7 об.%. При меньшем содержании реагента РДН в составе снижается агрегативная устойчивость эмульсии, а большее содержание реагента в составе экономически нецелесообразно. Для того чтобы данная блокирующая гидрофобная эмульсия в составе дисперсной фазы содержала заданное (по стехиометрии 25-30 об.%) количество концентрированной соляной кислоты плотностью не менее 1170 кг/м³, а в качестве дисперсионной среды содержала 25-30 об.% керосино-газойлевой фракции нефтяных углеводородов, плотность которой не превышает 840 кг/м³, и имела плотность не менее 1200 кг/м³, содержание в составе деблокирующей гидрофобной эмульсии «утяжелителя» водного раствора хлорида кальция плотностью 1450 кг/м³ должно быть не менее 45 об.%. Способ приготовления деблокирующей гидрофобной эмульсии указанного состава, как и вышеуказанной блокирующей гидрофобной эмульсии, осуществляют путем механического перемешивания компонентов в смесителе пропеллерного типа в заданных объемных соотношениях, причем вначале в смеситель загружают указанную дисперсионную среду и эмульгирующий компонент - РДН, затем при постоянном перемешивании в смеситель вводят небольшими порциями заданный объем концентрированной соляной кислоты, затем небольшими порциями вводят указанный объем раствора хлорида кальция до достижения плотности деблокирующей эмульсии не менее 1200 кг/м³.

Как показывает практика, эффективность комбинированной технологии глушения с применением для блокирования продуктивной зоны пласта тяжелой гидрофобной эмульсии во многом зависит от того в каком объеме и в какой последовательности производят закачку в скважину блокирующей гидрофобной эмульсии и вытеснение задавочной жидкостью из скважины содержащейся в ней газоводонефтяной смеси - скважинной жидкости.

Предлагаемый способ комбинированной технологии глушения скважин, включающий закачку в межтрубное пространство скважин, при открытой задвижке на насосно-компрессорных трубах НКТ, рассчитанного объема блокирующей гидрофобной эмульсии, выдержку скважины в закрытом состоянии в течение 24 часов для оседания этой эмульсии на забой, затем закачку задавочной жидкости, отличается от известного комбинированного способа глушениия скважин (RU №2156269 С1, 04.08.09) тем, что закачку в скважину предлагаемого состава блокирующей гидрофобной эмульсии осуществляют в объеме, рассчитанном по формуле:

где:

V_бгэ -объем блокирующей гидрофобной эмульсии, м³,

Т_з - текущий забой скважины, м,

И_п - интервал перфораций продуктивного пласта, м,

f - коэффициент, учитывающий возможное «залипание» части объема бокирующей гидрофобной эмульсии на стенках НКТ и эксплуатационной колонны, равный (0,002×Т_з),

k₁ - коэффициент пересчета длины эксплуатационной колонны скважины в объем.

Например, для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм k₁=0,0125, т.е. объем 1 м эксплуатационной колонны равен 0,0125 м³.

Закачку рассчитанного объема предлагаемого состава блокирующей гидрофобной эмульсии и его продавливание в скважину задавочной жидкостью с плотностью, обеспечивающей значение средневзвешенной плотности комбинированного столба жидкости, формируемого в скважине, равной или превышающей значение плотности гидростатического столба жидкости, обеспечивающего глушение скважины с известным пластовым давлением, определяют по формуле:

где:

q_гл - средневзвешенная плотность комбинированного столба жидкости в скважине, состоящего из определенного объема задавочной жидкости и болокирующей гидрофобной эмульсии, кг/м³,

Р_тзд - текущее пластовое давление скважины, кг/см³,

J - коэффициент превышения давления на пласт комбинированного столба жидкости глушения, формируемого в скважине задавочной жидкостью,

И_п - интервал перфорации продуктивного пласта, м,

Объем задавочной жидкости, необходимый для закачки в скважину блокирующей гидрофобной эмульсии, рассчитывают по формуле:

где:

V_зж - объем задавочной жидкости, м³,

V_сум - суммарный объем комбинированного столба жидкости глушения скважины ЖГС, м³, рассчитывали по формуле:

V_бгэ - объем блокирующей гидрофобной эмульсии, м³,

Т_з - текущий забой скважины, м,

k₁ - коэффициент пересчета длины эксплуатационной колонны в объем, м³/м,

k₂ - коэффициент пересчета длины НКТ в объем, м³/м, например для НКТ диаметром 73 мм k₂=0,0031,т.е. 1 м НКТ имеет объем 0,0031 м³.

Комбинированная технология глушения и освоения скважин с применением предлагаемых составов блокирующей и деблокирующей эмульсий была апробирована на четырех скважинах нефтяного месторождения Покачи (Западная Сибирь), где в 2002 г., при осуществлении планово-ремонтных работ, глушение данных скважин осуществляли известным комбинированным способом с использованием состава блокирующей гидрофобной эмульсиии по патенту RU №215626.

В табл.3 приведены исходные данные скважин №103, 139, 152 и 210, которые были использованы в предлагаемой технологии для расчета по вышеприведенным формулам суммарного объема (V_сум) и средневзвешенной плотности комбинированного столба жидкости глушения (q_гл), объемов закачки предлагаемого состава блокирующей гидрофобной эмульсии (V_бгэ), объемов задавочной жидкости (V_зж) - пресной или пластовой воды с известной плотностью, обеспечивающих технологический процесс глушения для каждой конкретной скважины, в том числе и объемов предлагаемого состава деблокирующей гидрофобной эмульсии (V_дбэ), который необходимо закачать в ту или иную скважину, для того чтобы осуществить процесс их освоения после завершения ремонтных работ на скважине. Результаты расчетов данных технологических параметров, использованных в предлагаемой технологи глушения указанных скважин, в обобщенном виде приведены в табл.4.

Для сравнения в табл.4 приведены результаты аналогичных расчетов, выполненные для комбинированной технологии глушения данных скважин по патенту RU №2156269.

Предлагаемый комбинированный способ глушения скважин с применением блокирующей гидрофобной эмульсии плотностью, превышающей плотность пластовой воды, в качестве нижней части комбинированного столба ЖГС и в качестве задавочной жидкости (верхней части столба ЖГС) пресной или пластовой воды, или водного раствора солей заданной плотности, так же, как и известный комбинированный способ глушения скважин по патенту RU №2156269, позволяет осуществлять процесс глушения скважин практически при одних и тех же параметрах давления комбинированного столба ЖГС на пласт.

Однако, как это следует из табл.4, предлагаемые в комбинированной технологии глушения скважин формулы расчета необходимых объемов закачки блокирующей гидрофобной эмульсии и задавочной жидкости позволили данную технологию осуществить при закачке блокирующей гидрофобной эмульсии на 50-60% меньше, чем при известном комбинированном способе глушения скважин.

В предлагаемом способе применения гидрофобных эмульсий в комбинированной технологии освоения указанных скважин, включающем создание депрессии на пласт путем вытеснения из скважин задавочной жидкости газовой фазой, осуществляли путем закачки в каждую из скважин вышеуказанного состава деблокирующей гидрофобной эмульсии в объеме (см. табл.4), превышающем не менее чем в 2 раза объем блокирующей гидрофобной эмульсии, закаченной в ту или иную скважину.

Закачку в заглушенную скважину указанных объемов деблокирующей гидрофобной эмульсии осуществляли агрегатом ЦА 330 в межтрубное пространство скважины при открытой задвижке на НКТ, при этом выкидную линию от затрубного пространства скважины соединяли с приемной емкостью объемом не менее 35 м³, что обеспечивало улавливание вытесняемой из скважин жидкости в объеме, равном объему комбинированного столба жидкости глушения.

Вытеснение жидкости из скважины в приемную емкость, при закрытой задвижке на НКТ, начинало происходить с того момента, как только деблокирующая гидрофобная эмульсия, при ее оседании на забой скважины, вступала в контакт с находящейся там блокирующей гидрофобной эмульсией.

Как показали испытания предлагаемой технологии освоения скважин, начало вытеснения из заглушенных скважины в приемную емкость скважинной жидкости, при закрытой задвижке на НКТ, наблюдали через 2-3 часа после закачки в скважину указанного в табл.4 объема деблокирующей гидрофобной эмульсии.

При контактировании на забое скважин блокирующей и деблокирующей гидроофобных эмульсий в результате интенсивно протекающей термохимической реакции между соляной кислотой, содержащейся в дисперсной фазе деблокирующей гидрофобной эмульсии, и нитритом натрия и карбамидом, содержащимися в дисперсной фазе блокирующей гидрофобной эмульсии, происходит взаимное разрушение данных гидрофобобных эмульсий в соответствии с уравнением:

2NaNO₂+2HCI+CO(NH₂)₂→2NaCI+2N₂+CO₂+3Н₂О+Q,

При этом, как это следует из уравнения термохимической реакции, процесс совместного разрушения блокирующей и деблокирующей гидрофобной эмульсии в призабойной зоне скважины происходит с выделением в свободном виде азота и углекислого газа в объемах, которые многократно превышают объем обрабатываемых скважин, что и приводит к вытеснению из скважины в приемную емкость скважинной жидкости и снижению уровня ЖГС в скважине, достаточного для создания необходимой для освоения скважины депрессии на пласт. Кроме того, указанное разрушение блокирующей и деблокирующей гидрофобных эмульсий, исходя из взятых весовых соотношений нитрита натрия и карбамида в составе блокирующей гидрофобной эмульсии, и соляной кислоты в составе деблокирующей гидрофобной эмульсисии, обеспечивает избыточное, не менее 5,0 мас.%, содержание соляной кислоты в продуктах реакции. При этом на забое скважины в результате термохимической реакции одновременно происходит и кратковременное повышение температуры продуктов реакции до 300°С и более, что способствует образованию на забое скважины микроэмульсий керосиногазойлевых и ароматических углеводородных растворителей с содержащимися в них маслорастворимыми эмульгаторами в водном растворе соляной кислоты и хлоридов натрия и кальция. Все это, вместе взятое, при освоении скважины предложенным способом является мощным интенсифицирующим фактором воздействия на продуктивную зону пласта, приводящим к очистке его от асфальтосмолопарафиновых отложений и гидрофобизации водонасыщенных участков пласта, что способствует улучшению притока нефти в скважину.

В табл.5 приведены данные по изменению дебитов наблюдаемых скважин до и после их глушения способом по патенту RU №2156269 (данные за 2002 г.) и аналогичные данные по тем же скважинам, до и после их глушения, по предлагаемой комбинированной технологии глушения и освоения скважин с применением предлагаемых составов блокирующей и деблокирующей гидрофобных эмульсий.

Из представленных в табл.5 данных следует, что при испытании предлагаемой комбинированной технологии глушения и освоения скважин дебиты скважин по нефти после глушения не только не снизились, но стали в 1,3-1,5 раза больше при одновременном снижении обводненности продукции данных скважин, в то время как ранее, при глушении скважин известным способом, по всем наблюдаемым скважинам прослеживалась тенденция после их освоения к снижению их дебитов и возрастанию обводненности продукции скважин в среднем от 2 до 8%.

Таким образом, предложенный состав, способ приготовления и применения гидрофобных эмульсий в комбинированной технологии глушения и освоения скважин можно рассматривать как одно из новых направлений воздействия на продуктивную зону скважины, позволяющее при глушении и освоении скважин избежать ухудшения фильтрационных характеристик пласта по нефти и тем самым поддерживать более высокие уровни добычи нефти.

Таблица 3№ п.п.Параметры нефтяных скважинНомера скважин:103139152210123456Исходные данные: 1. Р^н _пл, пластовое давление залежи (начальное), атм (кг/см²)2902902902902. Р_тпд текущее пластовое (забойное) давление скважины атм (кг/см²)2252402632753. Т_з - текущий забой скважины, м29292953291528754. И_п - интервал перфораций, м2875-28832897-29022871-28742833-28385. Размер эксплуатационной колонны: - диаметр, мм146146146146- длина, м29372969294528906. Размер насосно-компрессорных труб: - диаметр, мм73737373- длина (L_нкт),м1500140011001100

Таблица 5№ ппДебиты скважины до и после глушенияКомбинированныйспособ глушения:Предлагаемый (данные за 2004 г)По RU (данные за 2002 г)1. Скважина 103До глушения   дебит, всего, м³/сут,27,030,0в том числе:- нефти12,517,0 - воды15,513,0 обводненность, %57,443,3 После глушения   дебит, всего, м³/сут.35,027,0в том числе:- нефти19,013,0 - воды16,014,0 обводненность, %45,751,82. Скважина 139До глушения:   дебит, всего, м³/сут37,543,0в том числе:- нефти14,017,5 - воды23,525,5 обводненность, %62,759,3 После глушения:   дебит, всего, м³/сут41,039,5в том числе:- нефти18,015,7 - воды23,023,8 обводненность, %56,160,33. Скважина 152До глушения:   дебит, всего, м³/сут60,547,7в том числе:- нефти18,723,5 - вода41,824,2 обводненность, %69,150,7 После глушения:   Дебит, всего, м³/сут53,543,8в том числе:-нефти24,520,8 -воды29,023,0 обводненность, %54,252,54. Скважина 210До глушения:   дебит, всего, м³/сут65,563,5в том числе:- нефти23,530,5 - воды42,033,0 обводненность, %64,052,0 После глушения:   дебит, всего, м³/сут63,063,0в том числе:- нефти30,529,2 - воды32,533,8 обводненность, %51,653,7

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, способам приготовления и применения гидрофобных эмульсий - жидкостей глушения скважин. Технический результат - расширение области применения предложенных составов гидрофобных эмульсий в комбинированной технологии глушения и освоения скважин. Состав блокирующей гидрофобной эмульсии БГЭ для комбинированной технологии глушения и освоения скважин содержит, об.%: тяжелый ароматический углеводородный растворитель с плотностью не менее 1000 кг/м³ - термогазойль или антраценовую фракцию 20-25, маслорастворимый эмульгатор - нефтенол НЗ или санкор 9701 2-5, 45,3%-ный водный раствор нитрита натрия 23-25, 52,2%-ный водный раствор карбамида 40-45 и водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1400 кг/м³ остальное. В способе приготовления этого состава механическим перемешиванием компонентов в смесителе пропеллерного типа вначале в смеситель загружают указанные растворитель, эмульгатор и растворы нитрита натрия и карбамида, перемешивают 15-20 мин, затем небольшими порциями при перемешивании вводят водный раствор хлорида кальция до получения эмульсии плотностью не ниже 1200 кг/м³. Состав деблокирующей гидрофобной эмульсии ДГЭ для комбинированной технологии глушения и освоения скважин содержит, об.%: керосино-газойлевую фракцию нефтяных углеводородов КГФНУ 25-30, эмульгатор РДН 5-7, концентрированную соляную кислоту плотностью не менее 1170 кг/м³ 25-30 и водный раствор хлорида кальция плотностью не менее 1400 кг/м³ остальное. В способе приготовления этого состава механическим перемешиванием компонентов в смесителе пропеллерного типа вначале загружают КГФНУ и РДН, затем вводят при постоянном перемешивании небольшими порциями кислоту, а затем так же водный раствор хлорида кальция до достижения плотности эмульсии не менее 1200 кг/м³. В комбинированной технологии глушения скважин КТГС вначале в межтрубное пространство скважины закачивают БГЭ, скважину закрывают и выдерживают 24 ч, затем закачивают задавочную жидкость ЗЖ, объемы БГЭ и ЗЖ рассчитывают по приведенным формулам. В способе освоения скважины ОС после глушения, включающем создание депрессии на пласт путем вытеснения из скважины ЗЖ газовой фазой, при указанном КТГС ОС осуществляют закачкой в скважину ДЭ в объеме, превышающем не менее чем в 2 раза объем БГЭ, с разрушением обеих эмульсий на забое скважины с выделением в свободном виде азота и углекислого газа в объемах, достаточных для снижения уровня ЗЖ в скважине, для создания необходимой для ОС депрессии на пласт, причем разрушение осуществляют при избыточном не менее 5 мас.% содержании соляной кислоты в продуктах реакции с кратковременным повышением температуры до 300°С и более, образованием микроэмульсии указанных растворителей с эмульгаторами в водных растворах кислоты и хлоридов натрия и кальция с обеспечением кислотного и теплового воздействия на пласт, его очистки и гидрофобизации. 6 н. и 1 з.п. ф-лы, 5 табл.

1. Состав блокирующей гидрофобной эмульсии для комбинированной технологии глушения и освоения скважин, характеризующийся тем, что он содержит в качестве углеводородной дисперсионной среды тяжелый ароматический углеводородный растворитель с плотностью не менее 1000 кг/м³ - термогазойль или антраценовую фракцию, в качестве маслорастворимого эмульгатора - нефтенол НЗ или санкор 9701, и дисперсную фазу, содержащую насыщенный 45,3%-ный водный раствор нитрита натрия, насыщенный 52,2%-ный водный раствор карбамида и водный раствор хлорида кальция плотностью не ниже 1400 кг/м³, при следующем соотношении компонентов в составе, об.%:

Указанный тяжелый ароматический углеводородный растворитель20-25Указанный маслорастворимый эмульгатор2-5Указанный раствор нитрита натрия23-25Указанный раствор карбамида40-45Указанный раствор хлорида кальцияОстальное

Указанная дисперсионная среда25-30РДН5-7Указанная соляная кислота25-30Указанный раствор хлорида кальцияОстальное

V_бгэ=(Т_з-И_п)·f·k₁,

где V_бгэ - объем блокирующей гидрофобной эмульсии, м³;

Т_з - текущий забой скважины, м;

И_п - интервал перфорации продуктивного пласта, м;

f - коэффициент, учитывающий возможное «залипание» части объема закачиваемой блокирующей гидрофобной эмульсии на стенках НКТ и эксплуатационной колонны;

k₁ - коэффициент пересчета длины эксплуатационной колонны в объем, м³/м,

осуществляют указанную выдержку, затем закачку задавочной жидкости с плотностью, обеспечивающей значение средневзвешенной плотности комбинированного столба жидкости, формируемого в скважине, равной или превышающей значение плотности гидростатического столба жидкости, обеспечивающего глушение скважины с известным пластовым давлением, определяемой по формуле:

q_гл=[(Р_тпд·j):И_п]·10000,

где q_гл - средневзвешенная плотность комбинированного столба жидкости, формируемого в скважине из задавочной жидкости и блокирующей гидрофобной эмульсии, кг/м³;

Р_тзд - текущее пластовое давление скважины, кг/см²;

j - коэффициент превышения давления на пласт комбинированного столба жидкости глушения, формируемого в скважине задавочной жидкостью;

И_п - интервал перфорации продуктивного пласта, м,

в объеме, рассчитанном по формуле:

V_зж=(V_сум-V_бгэ),

где V_зж - объем задавочной жидкости, м³;

V_сум - суммарный объем комбинированного столба жидкости глушения скважины ЖГС, м³, рассчитанный по формуле:

V_сум=[(Т_з×k₁)-(L_нкт×k₂)],

где V_бгэ - объем блокирующей гидрофобной эмульсии, м³;

Т_з - текущий забой скважины, м;

k₁ - коэффициент пересчета длины эксплуатационной колонны в объем, м³/м;

k₂ - коэффициент пересчета длины НКТ в объем, м³/м;

L_нкт - длина НКТ, м.