Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для глушения и консервации скважин и способам их приготовления и применения, к составам буровых растворов, жидкостей для перфорации и гравийной набивки, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины.
Известен состав полисахаридного геля для глушения скважин и способ его приготовления [1], содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин, четвертичные аммониевые соединения и смесь неионогенного и анионоактивного поверхностно-активных веществ ПАВ - Нефтенол ВВД, представляющий собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей или солей с триэтаноламином.
Известный способ приготовления полисахаридного геля [1], заключается в растворении и гидратации полисахаридного загустителя в пресной или минерализованной воде, представленной преимущественно растворами одновалентных катионов, с последующей обработкой полученного раствора полисахарида водным раствором, включающим борный сшиватель, диэтаноламин, четвертичные аммониевые соединения и смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ - Нефтенол ВВД.
Из существующего уровня техники известен состав эмульсионной полисахаридной жидкости для глушения скважин, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, углеводородную фазу, и способ его приготовления [2].
Однако при проведении работ на скважинах часто сталкиваются с осложненными геолого-промысловыми условиями, такими как низкое пластовое давление и высокая проницаемость пластов. В таких условиях фильтрация полисахаридной жидкости слишком высока, что приводит к ее значительным поглощениям и последующим трудностям, связанным с выводом скважин на режим.
Технический результат изобретения - создание жидкости глушения на основе эмульсионной композиции с пониженной плотностью и пониженной фильтратоотдачей, позволяющей проводить работы по глушению в скважинах с аномально низким пластовым давлением и высокой проницаемостью пласта и сократить сроки выхода скважины на режим в послеремонтный период.
Результат достигается за счет создания эмульсионной композиции прямого типа, обладающей пониженной плотностью, внешняя водная фаза которой представляет собой сшитый полисахаридный гель.
Состав эмульсионной полисахаридной жидкости для глушения скважин, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, углеводородную фазу, содержит в качестве углеводородной фазы керосин или дизельное топливо, или товарную нефть и дополнительно - диэтаноламин, борный сшиватель - сшивающий агент СП-РД, водорастворимое поверхностно-активное вещество ПАВ - Нефтенол ВВД или Нефтенол К, или Нефтенол МЛ при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Способ приготовления указанной выше эмульсионной полисахаридной жидкости включает растворение в пресной или минерализованной воде указанного ПАВ или последовательно диэтаноламина и указанного ПАВ, введение в полученный водный раствор углеводородной фазы до получения эмульсии, растворение и гидратацию в полученной эмульсии полисахаридного загустителя, добавление сшивающего агента СП-РД
Признаками изобретения "Состав эмульсионной полисахаридной жидкости для глушения скважин и способ ее приготовления" являются:
1. Пресная или минерализованная вода.
2. Диэтаноламин.
3. Водорастворимые ПАВ.
4. В качестве водорастворимого ПАВ - Нефтенол ВВД.
5. В качестве водорастворимого ПАВ - Нефтенол К.
6. В качестве водорастворимого ПАВ - Нефтенол МЛ.
7. Полисахаридный загуститель.
8. Борный сшиватель.
9. В качестве борного сшивателя - сшивающий агент СП-РД.
10. Углеводородная фаза.
11. В качестве углеводородной фазы - керосин.
12. В качестве углеводородной фазы - дизельное топливо.
13. В качестве углеводородной фазы - товарная нефть.
14. Способ приготовления эмульсионной полисахаридной жидкости для глушения скважин.
Для исследований использовались:
1. Вода пресная
2. Вода минерализованная:
- вода пластовая западно-сибирская, хлоркальциевого типа, плотностью 1012 кг/м3 с содержанием катионов Са++ и Mg++ 1000 мг/л.
- раствор хлористого калия, плотностью 1150 кг/м3
3. Полисахарид - гидроксипропилгуар марки Yaguar HP8FF.
4. Диэтаноламин (ч), ТУ 6-09-2652-91.
5. Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, ТУ 2483-015-17197708-97, представляющий собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей или солей с триэтаноламином
6. Комплексный ПАВ Нефтенол К, ТУ 2483-065-17197708-2002, представляющий собой многокомпонентную смесь анионных и катионных поверхностно-активных веществ разного химического строения.
7. Моющий ПАВ Нефтенол® МЛ, ТУ 2481-056-17197708-00, представляющий собой многокомпонентную смесь анионных и неиногенных поверхностно-активных веществ разного химического строения.
8. Сшивающий агент СП-РД, ТУ 2499-073-17197708-2003, представляющий собой раствор поверхностно-активных веществ различного типа и активированных соединений бора в многоатомных аминоспиртах.
9. Керосин, ТУ 38.401-58-10-90.
10. Дизельное топливо, ГОСТ 305-82.
11. Товарная нефть Салымского месторождения со следующими физико-химическими характеристиками:
Примеры приготовления эмульсионных составов.
Пример 1
В 150 г пресной воды при перемешивании на лопастной мешалке вводили 5,0 г комплексного ПАВ - нефтенола ВВД. Давали раствориться ПАВ в воде, к полученному раствору медленно в течение 3-5 мин приливали 844 г керосина, после чего дополнительно перемешивали полученную эмульсию в течение 10 мин при скорости вращения лопастной мешалки 500-600 об/мин. Затем в полученную эмульсию, не останавливая перемешивания, вводили 0,5 г гидроксипропилгуара, после чего полученный эмульсионный состав перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахарида, после этого не прекращая перемешивания, вводили 0,5 г сшивающего агента СП-РД и перемешивали полученный эмульсионный состав еще в течение 1-2 минут до полной сшивки.
Пример 2
В 200 г пластовой воды плотностью 1012 кг/м3 с содержанием ионов Са++ и Mg++ 1000 мг/л при перемешивании на лопастной мешалке, вводили 12,5 г диэтаноламина с последующей добавкой 18,8 г водорастворимого ПАВ - нефтенола К. После растворения введенных реагентов в воде к полученному раствору медленно в течение 3-5 мин приливали 766,5 г дизельного топлива, после чего дополнительно перемешивали полученную эмульсию в течение 10 мин при скорости вращения лопастной мешалки 500-600 об/мин. Затем в полученную эмульсию, не останавливая перемешивания, вводили 1,0 г гидроксипропилгуара, после чего полученный эмульсионный состав перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахарида, после этого, не прекращая перемешивания, вводили 1,0 г сшивающего агента СП-РД и перемешивали полученный эмульсионный состав еще в течение 1-2 минут до полной сшивки.
Пример 3
В 250 г раствора хлористого калия плотностью 1150 кг/м3 при перемешивании на лопастной мешалке вводили 25 г диэтаноламина с последующей добавкой 32,5 г моющего ПАВ - нефтенола МЛ. После растворения введенных реагентов в воде к полученному раствору медленно в течение 3-5 мин приливали 689 г товарной нефти, после чего дополнительно перемешивали полученную эмульсию в течение 10 мин при скорости вращения лопастной мешалки 500-600 об/мин. Затем в полученную эмульсию, не останавливая перемешивания, вводили 1,7 г гидроксипропилгуара, после чего полученный эмульсионный состав перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахарида, после этого, не прекращая перемешивания, вводили 1,7 г сшивающего агента СП-РД и перемешивали полученный эмульсионный состав еще в течение 1-2 минут до полной сшивки.
Пример 4
В 300 г пресной воды при перемешивании на лопастной мешалке вводили 37,5 г диэтаноламина с последующей добавкой 46,0 г водорастворимого ПАВ - нефтенола ВВД. После растворения введенных реагентов в воде к полученному раствору медленно в течение 3-5 мин приливали 611,5 г керосина, после чего дополнительно перемешивали полученную эмульсию в течение 10 мин при скорости вращения лопастной мешалки 500-600 об/мин. Затем в полученную эмульсию, не останавливая перемешивания, вводили 2,4 г гидроксипропилгуара, после чего полученный эмульсионный состав перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахарида, после этого не прекращая перемешивания, вводили 2,4 г сшивающего агента СП-РД и перемешивали полученный эмульсионный состав еще в течение 1-2 минут до полной сшивки.
Пример 5
В 350 г раствора хлористого калия плотностью 1150 кг/м3 при перемешивании на лопастной мешалке вводили 50 г диэтаноламина с последующей добавкой 60 г моющего ПАВ - нефтенола МЛ. После растворения введенных реагентов в воде к полученному раствору медленно в течение 3-5 мин приливали 534 г товарной нефти, после чего дополнительно перемешивали полученную эмульсию в течение 10 мин при скорости вращения лопастной мешалки 500-600 об/мин. Затем в полученную эмульсию, не останавливая перемешивания, вводили 3,0 г гидроксипропилгуара, после чего полученный эмульсионный состав перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахарида, после этого, не прекращая перемешивания, вводили 3,0 г сшивающего агента СП-РД и перемешивали полученный эмульсионный состав еще в течение 1-2 минут до полной сшивки.
Пример 6 (известный из [1])
В 1000 г пресной воды при перемешивании на лопастной мешалке вводили 4 г гидроксипропилгуара, после чего полученный раствор перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахарида, а затем, не прекращая перемешивания, последовательно вводили 0,5 г гидрофобизатора, 0,2 г диэтаноламина, 0,1 г комплексного ПАВ нефтенола ВВД и 0,4 г десятиводного тетрабората натрия в растворе глицерина, после чего полученный гель перемешивали еще в течение 1-2 мин до полной сшивки.
Компонентный состав полученных жидкостей глушения, описанных в примерах 1-6, представлен в таблице 1.
Компонентный состав жидкостей глушения
В качестве полисахаридного загустителя могут быть использованы: гуаровая смола, гидроксипропилгуар, карбоксиметилгидроксипропилгуар.
Полученные составы исследовались следующим образом:
1. Плотность составов определялась пикнометрически при 20°С.
2. Вязкость составов определялась на вискозиметре Farm 35 SA при 100 об/мин (170 сек-1) и температуре 20°С.
3. Фильтратоотдача полученных составов исследовалась на фильтр-прессе высокого давления и температуры (FANN) при температуре 80°С и давлении 0,7 МПа.
4. Термостабильность оценивалась визуально по расслоению полученных составов при температуре 80°С в течение 10 суток.
Физико-химические свойства полученных эмульсионных полисахаридных жидкостей глушения в сравнении с прототипом представлены в таблице 2.
Физико-химические свойства полученных эмульсионных полисахаридных жидкостей глушения в сравнении с прототипом
Из таблицы следует, что заявленные составы обладают более низкой плотностью за счет введения в состав углеводородной фазы; более высокой вязкостью за счет меньшего количества водной фазы в составе эмульсии; более низкой фильтратоотдачей, что позволяет использовать данные составы в различных технологиях глушения, а также применять в скважинах с аномально низким пластовым давлением и высокой проницаемостью пласта. Наличие в составах диэтаноламина позволит поглощать выделяющийся сероводород.
При концентрации водной фазы менее 15,0 мас.% увеличивается вязкость эмульсионного состава, что усложняет процесс его приготовления, а также технологию глушения скважин. Увеличение концентрации водной фазы более 35,0 мас.% приводит к образованию нестабильных эмульсионных систем - расслаивающихся на водную и углеводородную фазы.
Выбранный диапазон концентраций диэтаноламина определяется поглотительной способностью состава по отношению к сероводороду. Теоретически, 50 кг диэтаноламина, содержащиеся в 1 м3 эмульсионной полисахаридной жидкости глушения, позволяют поглотить 15 кг сероводорода. При этом для Астраханского газоконденсатного месторождения, содержащего максимальное количество сероводорода среди месторождений России, в продукции газовых скважин содержится до 25% сероводорода, а поглотительная способность раствора глушения должна быть от 6 до 10 кг/м3, поэтому большая концентрация диэтаноламина в составе экономически нецелесообразна. Более того, так как плотность диэтаноламина составляет 1096,6 кг/м3, его увеличение в составе приводит к увеличению плотности.
Нижняя концентрация водорастворимого ПАВ 0,5 мас.% обусловлена возможностью получения термостабильной эмульсии. Увеличение концентрации водорастворимого ПАВ более 6,0 мас.% экономически нецелесообразно.
При концентрациях сшивающего агента СП-РД и гидроксипропилгуара ниже 0,05 мас.% увеличивается объем фильтратоотдачи. При концентрациях сшивающего агента СП-РД и гидроксипропилгуара более 0,3 мас.% значительно увеличивается вязкость эмульсионной полисахаридной жидкости глушения, что усложняет процесс ее приготовления, а также технологию глушения скважин.
Для приготовления эмульсионной полисахаридной жидкости для глушения скважин в полевых условиях используется следующее нефтепромысловое оборудование:
- Цементировочный агрегат ЦА-320 (2 шт.);
- ППУ;
- Автоцистерна на 6-8 м3 (2 шт.);
- Тройник;
- Эжектор для введения реагентов.
В первую автоцистерну заливается пресная или минерализованная вода, раствор при помощи ППУ подогревается до 18-30°С, затем в него при перемешивании с помощью первого ЦА-320 через эжектор, за один цикл перемешивания, вводится расчетное количество водорастворимого ПАВ или диэтаноламина и водорастворимого ПАВ. Затем в полученный раствор при постоянном перемешивании с помощью первого ЦА-320 вторым ЦА-320 из второй автоцистерны при помощи тройника медленно вводится углеводородная фаза: керосин, или дизельное топливо, или товарная нефть. Полученный состав перемешивается до однородной эмульсии. В приготовленную эмульсию равномерно через чанок агрегата или эжектор вводится полисахаридныи загуститель, после чего приготовленный состав перемешивается в течение 30 мин, после чего в полученный состав равномерно вводится сшивающий агент СП-РД.
Возможно применять несколько вариантов глушения:
- с полной заменой скважинной жидкости на эмульсионную полисахаридную жидкость глушения;
- с заменой скважинной жидкости на эмульсионную полисахаридную жидкость глушения на 100-200 метров выше интервала перфорации, а выше - на углеводородную жидкость с плотностью на 20-50 кг/м3 меньше, чем плотность эмульсионной полисахаридной жидкости глушения.
При полной замене жидкости на эмульсионную полисахаридную жидкость глушения технология глушения аналогична технологии с использованием водных систем и отличается тем, что не возникает поглощений продуктивным пластом. Поэтому расход эмульсионной полисахаридной жидкости глушения не превышает объема ствола скважины.
При комбинированной замене скважинной жидкости расход эмульсионной полисахаридной жидкости глушения в 3-4 раза меньше, чем при полной замене. Объем эмульсионной полисахаридной жидкости глушения определяется расчетным путем с учетом объема зумпфа и оставлением стакана, перекрывающего интервал перфорации на 100-200 метров.
Необходимое условие данной технологии - плотность эмульсионной полисахаридной жидкости глушения должна превышать на 20-50 кг/м3 плотность основной жидкости глушения.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный состав жидкости для глушения скважин и технологичный способ его приготовления.
Источники информации
1. Патент РФ №2246609, 20.02.2005.
2. Патент РФ №2196164, 10.01.2003 - наиболее близкий аналог.
| название | год | авторы | номер документа |
|---|---|---|---|
| СОСТАВ ПОЛИСАХАРИДНОГО ГЕЛЯ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ И ПРОМЫВКИ СКВАЖИН И СПОСОБ ЕГО ПРИГОТОВЛЕНИЯ | 2007 |
|
RU2365611C1 |
| СОСТАВ ПОЛИСАХАРИДНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ И ПРОМЫВКИ СКВАЖИН И СПОСОБ ЕГО ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ | 2016 |
|
RU2643394C1 |
| СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ | 2005 |
|
RU2330942C2 |
| СОСТАВ ПОЛИСАХАРИДНОГО ГЕЛЯ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН И СПОСОБ ЕГО ПРИГОТОВЛЕНИЯ | 2003 |
|
RU2246609C2 |
| Блокирующий состав для ликвидации поглощений в продуктивных пластах при бурении скважин | 2022 |
|
RU2794253C1 |
| СОСТАВ УТЯЖЕЛЕННОЙ ПОЛИСАХАРИДНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН | 2014 |
|
RU2564706C1 |
| СОСТАВ ДЛЯ РАЗРУШЕНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ И ДЛЯ УДАЛЕНИЯ И ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ | 2011 |
|
RU2485160C1 |
| СОСТАВ ПОЛИСАХАРИДНОГО ГЕЛЯ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА | 1999 |
|
RU2173772C2 |
| ЖИДКИЙ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЙ АГЕНТ ДЛЯ ПОЛИСАХАРИДНОЙ ЖИДКОСТИ РАЗРЫВА, СПОСОБ ЕГО ПОЛУЧЕНИЯ И ЕГО ПРИМЕНЕНИЕ | 2008 |
|
RU2381252C1 |
| Жидкость для глушения нефтегазовых скважин | 2016 |
|
RU2627807C1 |
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения и консервации скважин и способам их приготовления и применения, к составам буровых растворов, жидкостей для перфорации и гравийной набивки, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины. Технический результат изобретения - создание жидкости глушения на основе эмульсионной композиции с пониженной плотностью и пониженной фильтратоотдачей, позволяющей проводить работы по глушению в скважинах с аномально низким пластовым давлением и высокой проницаемостью пласта и сократить сроки выхода скважины на режим в послеремонтный период. Состав эмульсионной полисахаридной жидкости для глушения скважин, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, углеводородную фазу, содержит в качестве углеводородной фазы керосин или дизельное топливо, или товарную нефть и дополнительно - диэтаноламин, борный сшиватель - сшивающий агент СП-РД, водорастворимое поверхностно-активное вещество ПАВ - Нефтенол ВВД или Нефтенол К, или Нефтенол МЛ при следующем соотношении компонентов, мас.%: пресная или минерализованная вода 15,00-35,00, диэтаноламин 0,00-5,00, указанное ПАВ 0,50-6,00, полисахаридный загуститель 0,05-0,30, сшивающий агент СП-РД 0,05-0,30, указанная углеводородная фаза остальное. Способ приготовления указанной выше эмульсионной полисахаридной жидкости включает растворение в пресной или минерализованной воде указанного ПАВ или последовательно диэтаноламина и указанного ПАВ, введение в полученный водный раствор углеводородной фазы до получения эмульсии, растворение и гидратацию в полученной эмульсии полисахаридного загустителя, добавление сшивающего агента СП-РД. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.
| ЭМУЛЬСИОННЫЙ РАСТВОР | 2000 |
|
RU2196164C2 |
| Раствор для глушения скважин | 1987 |
|
SU1514903A1 |
| СОСТАВ ПОЛИСАХАРИДНОГО ГЕЛЯ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН И СПОСОБ ЕГО ПРИГОТОВЛЕНИЯ | 2003 |
|
RU2246609C2 |
| СОСТАВ ПОЛИСАХАРИДНОГО ГЕЛЯ ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА | 1999 |
|
RU2173772C2 |
| US 4381241 A, 26.04.1983. | |||
