ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ПЕРФОРАЦИИ И ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН Российский патент 2007 года по МПК C09K8/42 C09K8/524 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим жидкостям, используемым при вторичном вскрытии и глушении скважин.

Известны составы жидкостей для глушения скважин, представляющие собой концентрированные водные растворы хлоридов кальция (CaCl₂), цинка (ZnCl), олова (SnCl), магния (MgCl₂), нитратов натрия (NaNO₃), кальция [Са(NO₃)₂], фосфатов калия (К₃PO₄), натрия (Na₃PO₄) (Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. - Москва, Недра, 1981 г., стр.192).

Применение данных реагентов весьма распространено благодаря их взрыво-пожаробезопасности, низкой температуре застывания, невысокой себестоимости. Основным недостатком водных растворов неорганических солей является то, что использование данных составов приводит к изменению состояния околоскважинной зоны продуктивного пласта, а именно к набуханию глинистого скелета пород, увеличению насыщенности пласта водой, снижению относительной фазовой проницаемости продуктивного разреза по нефти, что в конечном итоге снижает первоначальную проницаемость. При контакте данных составов жидкостей глушения с пластовьми водами происходит нарушение химического равновесия и, как следствие, возможное выпадение солей в призабойной зоне пласта, кроме этого использование в качестве жидкостей глушения концентрированных водных растворов неорганических солей ускоряет течение коррозионных процессов скважинного оборудования.

Известны составы для глушения и вторичного вскрытия продуктивного горизонта, использующие техническую или пластовую воду, обработанную поверхностно-активными веществами - ПАВ (В.С.Бойко Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Москва, Недра, 1990 г., стр.367).

Недостатком является низкая ингибирующая способность по отношению к глинистым минералам, невысокая плотность данных составов и невозможность применения в скважинах с высоким пластовьм давлением.

Известна жидкость для перфорации и глушения скважин (патент РФ №2115686, 20.07.1998), основанная на применении раствора хлорида кальция и калия с органическим растворителем.

Недостатком данного состава является низкая отмывающая способность раствора порового пространства коллектора от пленочной нефти, слабое диспергирование и вынос технологической жидкости из пор коллектора.

Известна жидкость для перфорации и глушения скважин, взятая за прототип (патент РФ №2188843, 10.09.2002), в которой для увеличения поверхностно-активных свойств и диспергирующей способности состав содержит хлориды щелочного или щелочно-земельного металла, ингибирующую соль, растворитель и поверхностно-активное вещество, воду.

Недостатком данной технологической жидкости является неэффективное удаление с поверхности породы асфальто-смоло-парафиновых отложений - АСПО, сложность в приготовлении.

Технический результат изобретения заключается в обеспечении сохранения и улучшения первоначальной проницаемости прискваженной зоны пласта путем снижения поверхностного натяжения на границах раздела двух фаз, растворения АСПО и улучшения диспергирующей способности состава, что приводит к улучшению фильтрационной характеристики призабойной части пласта, снижению времени освоения скважины.

Для достижения указанного технического результата технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин, содержащая неорганическую соль щелочного или щелочно-земельного металла, ингибирующую соль, растворитель, поверхностно-активное вещество - ПАВ, а также воду, содержит в качестве указанной неорганической соли нитрат, фосфат, а также их смеси, а в качестве ПАВ и растворителя - универсальный реагент для добычи нефти РДН-У при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанная неорганическая соль 0-50, ингибирующая соль 0,1-10, РДН-У 5-99,9, вода остальное.

Такое соотношение компонентов обеспечивает возможность в широких пределах регулировать свойства технологической жидкости. Неорганические соли щелочных и щелочно-земельных металлов обеспечивают необходимую плотность технологической жидкости. В качестве щелочного металла используют натрий Na или калий K, а в качестве щелочно-земельного металла кальций Са или магний Mg. Указанная неорганическая соль на основе нитратов представляет собой следующие соединения: нитрат натрия NaNO₃ по ГОСТ 19906-74, представляет собой белый кристаллический порошок, массовая доля основного вещества не менее 98,5%, растворимость при температуре 20°С - 82,9 г/100 мл, нитрат калия KNO₃ по ГОСТ 19790-74, представляет собой белый кристаллический порошок, массовая доля основного вещества не менее 99,9%, нитрат кальция Са(NO₃)₂, выпускаемый по ГОСТ 4241-77, нитрат магния Mg(NO₃)₂, выпускаемый по ГОСТ 11088-75, фосфаты - фосфат натрия Na₃PO₄, выпускаемый по ГОСТ 245-76, фосфат калия K₃PO₄, выпускаемый по ГОСТ 4198-75, фосфат кальция Са₃(PO₄)₂, выпускаемый по ГОСТ 23999-80, фосфат магния Mg₃(PO₄)₂, выпускаемый по ГОСТ 5956-77. В качестве ингибирующей соли используют хлориды: хлорид натрия NaCl, выпускаемый по ГОСТ4233-77, хлорид калия KCl, выпускаемый по ГОСТ 4568-95, хлорид кальция CaCl₂, выпускаемый по ГОСТ 450-77, хлорид аммония NH₄Cl по ГОСТ 2210-73, представляет собой порошок белого цвета, массовая доля основного вещества не менее 99,6%, растворимость при температуре 20°С - 37,2 г/100 мл, обеспечивающие предотвращение набухания глинистых минералов продуктивного разреза, а использование пластовой воды увеличивает совместимость технологической жидкости и жидкости продуктивного разреза.

Используемый реагент РДН-У выпускается по ТУ 2458-001-33539748-2004, представляет собой универсальный реагент для добычи нефти, содержащий мас.%:

ПАВ18-30Растворитель АСПО на основе спиртов20-70

На практике технологические жидкости готовят путем смешивания компонентов в следующей последовательности: последовательно в воде растворяют неорганические соли щелочных, щелочно-земельных металлов и реагент РДН-У. Свойства составов приведены в таблице 1.

Исследования технологических составов проводились путем определения проницаемости искусственных кернов.

Исследование по определению фильтрационных характеристик проводилось при нормальных условиях (20°С) с технологическими составами, приведенными в таблице 2. Начальная проницаемость образцов определялась по дизельному топливу (плотностью 842 кг/м³ и вязкостью 0,00466 Па·с). Остаточная проницаемость определялась также по дизельному топливу после выдержки исследуемых растворов в течение 24 часов в керновом материале. По полученным результатам фильтрационных экспериментов были проведены сравнительные расчеты потери проницаемости при использовании различных составов глушения.

Расчет коэффициента относительной потери проницаемости производился по формуле:

где К_нп - коэффициент начальной проницаемости; К_оп - коэффициент остаточной проницаемости.

Результаты расчетов приведены в таблице 2, из которой видно, что наиболее эффективным оказался заявляемый. Данный состав не только не снизил проницаемость искусственного керна, но и улучшил его фильтрационные свойства.

Предлагаемый состав для глушения скважин отличается от известных использованием иных составляющих композиции.

Таблица 1№Содержание компонентов раствора для глушения скважин, мас.%Характеристики раствора глушенияНеорганическая сольИнгибирующая сольРДН-УПАВспиртыводаПлотность, кг/м³К_опп, %Na₃PO₄Са₃(PO₄)₂KNO₃Са(NO₃)KClCaCl₂NH₄Cl1-----254-0,51060,512508,64225-----550--201110-27,13---25-10-60--512003,264-2020-5--10--451290-2,4

Таблица 2
Качественные показатели изменения проницаемости№название составаК_опп, %125% раствор CaCl₂ на дистиллированной воде63,6225% раствор NaCl на дистиллированной воде47,1325% раствор CaCl₂+4% NH₄Cl+0,5% неонол АФ_9-12+10% изобутиловый спирт на дистиллированной воде (прототип)8,64425% раствор NaCl+4% NR₄Cl+85 мас.% РДН-У на пластоваой воде Красноярского месторождения (заявляемый)-23,5знак «-» при коэффициенте изменения проницаемости говорит об увеличении проницаемости керна после применения составов для глушения скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к специальным жидкостям, используемым при вторичном вскрытии и глушении скважин. Технический результат - повышение эффективности за счет сокращения сроков ввода скважины в эксплуатацию, улучшение гидродинамических характеристик призабойной зоны пласта в период ремонта. Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин содержит, мас.%: неорганическую соль щелочного или щелочно-земельного металла - нитрат, фосфат, а также их смеси, 0-50, универсальный реагент для добычи нефти РДН-У 5-99,9, ингибирующая соль 0,1-10, вода остальное. 2 табл.

Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин, содержащая неорганическую соль щелочного или щелочно-земельного металла, ингибирующую соль, растворитель, поверхностно-активное вещество - ПАВ, а также воду, отличающаяся тем, что она содержит в качестве неорганической соли щелочного или щелочно-земельного металла нитрат, фосфат, а также их смеси, а в качестве ПАВ и растворителя - универсальный реагент для добычи нефти РДН-У при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанная неорганическая соль0-50Ингибирующая соль0,1-10Универсальный реагент для добычи нефти РДН-У5-99,9ВодаОстальное