СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ Российский патент 2008 года по МПК E21B43/12 C09K8/42 

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам глушения и консервации скважин, к способам приготовления и применения жидкостей для гидравлического разрыва пласта, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины.

Известен состав полисахаридного геля для глушения скважин, который содержит пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин, четвертичные аммониевые соединения и смесь неионогенного и анионоактивного поверхностно-активнных веществ ПАВ - Нефтенол ВВД, представляющий собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей или солей с триэтаноламином в количестве 0,1-0,5 кг на 1000 л воды - основы геля, и способ его приготовления, который включает растворение и гидратацию 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 [1].

Недостатком приведенного состава является то, что он не может быть успешно применен в качестве жидкости глушения в скважинах с аномально низким пластовым давлением из-за высокого поглощения, поскольку обладает плотностью, равной или больше плотности воды.

Известен способ глушения скважин трехфазными пенами [2]. В этом способе приготавливается пенообразующая жидкость, на 1 м³ которой необходимо 100-125 кг бентонитовой глины и 10-15 л 30-40%-ного водного раствора сульфанола. Объем глинистого раствора должен быть в 1,5 раза больше необходимого для приготовления пены и жидкости для ее продавки. Приготовленный глинистый раствор (без сульфанола) оставляется на сутки для более полной диспергации глины. Через сутки глинистый раствор перемешивается цементировочным агрегатом и к нему добавляется расчетное количество сульфанола, после чего раствор вновь перемешивается по закрытому циклу в течение 1-1,5 ч.

Глушение осуществляется с использованием цементировочного агрегата, компрессора и эжектора: при открытой задвижке на трубном (межтрубном) пространстве через эжектор прокачивается пенообразующая жидкость, одновременно с агрегатом работает компрессор. При повышении давления в межтрубном (трубном) пространстве его снижают путем выпуска газа в атмосферу до значения (0,3-0,5)р_пл. После закачки пены закрывают скважину на время, необходимое для прогрева пены до температуры окружающих скважину горных пород. В это время через 15-20 мин фиксируется давление на трубном и межтрубном пространстве.

Давление в межтрубном пространстве поддерживается постоянным, равным (0,3-0,5)р_пл. В случае его повышения оно периодически снижается путем выпуска газа в атмосферу. По истечении времени, достаточного для прогрева пены, производится снижение давления на трубном (межтрубном) пространстве путем выпуска газа в атмосферу. Давление снижается до появления на выкиде признаков пены.

Следующим этапом является закачка в трубное (межтрубное) пространство глинистого раствора с целью предотвращения перелива пены. Объем закачки в трубное (V_тр) и межтрубное (V_затр) пространство определяется по формулам:

где р_пл - пластовое давление, МПа; ρ_пж - плотность пенообразующей жидкости, кг/м³; q₁ - объем 1 м НКТ, м³; q₂ - объем 1 м межтрубного пространства, м³.

Недостатками приведенного способа являются использование для стабилизации пены глинистого раствора, кольматирующего призабойную зону пласта, а также сложности, связанные с диспергированием глины.

Изобретение направлено на создание способа глушения, при котором жидкость - основа пены не содержит глинистых частиц, при этом полученная пена обладает низкой плотностью, высокой вязкостью и высокой стабильностью, что позволит исключить поглощения в скважинах с аномально низким пластовым давлением и более легко освоить скважину после проведения в ней ремонтных работ.

Результат достигается за счет содержания в пенообразующем составе полисахаридного загустителя и ПАВ, получения пены, за счет ввода газообразного агента - азота с азотной установки, а также за счет ввода на потоке, при закачке пены в скважину сшивающего раствора.

Признаками изобретения "Способ глушения скважин с аномально низким пластовым давлением" являются.

1. Приготовление пенообразующего раствора, содержащего загуститель, пенообразователь и воду.

2. Получение и закачка в скважину пены.

3. Получение и закачка пены происходит путем закачки в скважину пенообразующего раствора через тройник, совместно с азотом из азотной установки.

4. При получении и закачке пены объемное соотношение потоков при нормальных условиях составляет - пенообразующий раствор:азот 1:1-10 соответственно.

5. Подача получаемой пены через второй тройник, куда одновременно подается сшивающий раствор.

6. Объемное соотношение пенообразующий раствор:сшивающий раствор 4-6:1 соответственно.

7. В качестве загустителя используется гуаровая смола или гидроксипропилгуар.

8. В качестве пенообразователя используется неионогенное ПАВ.

9. В качестве неионогенного ПАВ пенообразующий раствор содержит Неонол АФ_9-12.

10. В качестве пенообразователя используется анионоактивное ПАВ.

11. В качестве анионоактивного ПАВ пенообразующий раствор содержит моющее ПАВ Нефтенол МЛ.

12. В качестве пенообразователя используется смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ.

13. В качестве смеси неионогенного и анионоактивного ПАВ пенообразующий раствор содержит комплексный ПАВ Нефтенол ВВД.

14. В качестве воды в пенообразующем растворе используется пресная или минерализованная вода.

15. В качестве минерализованной воды в пенообразующем растворе используется вода, которая преимущественно содержит одновалентные катионы.

16. Сшивающий раствор содержит сшиватель.

17. В качестве сшивателя используется боратный сшиватель БС-1 или БС-1.3.

18. Сшивающий раствор может содержать диэтаноламин.

19. В качестве воды в сшивающем растворе используется пресная вода или минерализованная вода.

20. В качестве минерализованной воды в сшивающем растворе используется вода, которая преимущественно содержит одновалентные катионы.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагается способ глушения скважин с аномально низким пластовым давлением, при котором сначала приготавливается пенообразующий раствор, содержащий загуститель, пенообразователь и воду, который при закачке в скважину подается совместно с газом, а в качестве газа подается азот с азотной установки в объемном соотношении при нормальных условиях - пенообразующий раствор:азот, равном 1:1-10 соответственно, при этом пенообразующий раствор и азот подаются через первый тройник, а получаемая пена подается через второй тройник, куда одновременно подается сшивающий раствор, при объемном соотношении пенообразующий раствор:сшивающий раствор, равном 4-6:1 соответственно, при этом в качестве загустителя используется гуаровая смола или гидроксипропилгуар, в качестве пенообразователя - неионогенное ПАВ - Неонол АФ_9-12, или анионоактивное ПАВ - моющее ПАВ Нефтенол МЛ, или смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ - комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, а в качестве воды - пресная или минерализованная вода, которая преимущественно содержит одновалентные катионы при следующем соотношении ингредиентов, кг/м³ пресной или минерализованной воды:

загуститель:

гуаровая смола или гидроксипропилгуар - 4,0-8,0

ПАВ:

неионогенное ПАВ -

Неонол АФ_9-12, или

анионоактивное ПАВ -

моющее ПАВ Нефтенол МЛ, или

смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ -

комплексное ПАВ Нефтенол ВВД - 1,0-10,0;

а сшивающий раствор содержит пресную воду или минерализованную воду, которая преимущественно содержит одновалентные катионы, сшиватель и может содержать диэтаноламин, а в качестве сшивателя используется боратный сшиватель БС-1 или БС-1.3 при следующем соотношении компонентов, кг/м³ пресной или минерализованной воды:

боратный сшиватель

БС-1 или БС-1.3 - 10,0-40,0

диэтаноламин - 0,0-100,0.

Для исследований использовались

1. Вода пресная.

2. Вода минерализованная:

- раствор хлористого калия плотностью 1,150 г/см³;

- раствор хлористого натрия плотностью 1,180 г/см³.

3. Загуститель:

- гуаровая смола марки FSD-3

- гидроксипропилгуар - гелеобразователь ГПГ-3, ТУ 2499-072-17197708-2003.

4. Сшиватель - боратный сшиватель БС-1 или боратный сшиватель БС-1.3, представляющие собой растворы боратов в многоатомных спиртах, ТУ 2499-069-17197708-2003.

5. Диэтаноламин (ч), ТУ 6-09-2652-91.

6. Неонол АФ_9-12, оксиэтилированный нонилфенол, ТУ 2483-077-05766801-98.

7. Моющее ПАВ Нефтенол МЛ, ТУ 2481-056-17197708-00.

8. Комплексное 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.

Примеры приготовления пенных систем.

Пример 1.

В стеклянный стакан емкостью 100 мл наливали 80 мл пресной воды, куда при слабом перемешивании на лопастной мешалке вводили 0,32 г (4,0 кг/м³) гуаровой смолы, после чего полученный раствор перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахарида, а затем, не прекращая перемешивания, вводили 0,08 г (1,0 кг/м³) неионогенного ПАВ Неонола АФ_9-12, полученный раствор помещали в фарфоровую кружку емкостью 1500 мл и вспенивали перемешиванием на лопастной мешалке при скорости 3000 об/мин, перемещая кружку вверх вниз с захватом воздуха в течение 5 мин.

В 20 мл пресной воды растворяли 0,2 г (10,0 кг/м³) боратного сшивателя БС-1.

В полученную пену при перемешивании вводили раствор сшивателя и продолжали перемешивание еще в течение 1÷2 минут до полной сшивки.

Пример 2.

В стеклянный стакан емкостью 100 мл наливали 83,3 мл раствора хлористого калия плотностью 1,150 г/см³, куда при слабом перемешивании на лопастной мешалке вводили 0,5 г (6,0 кг/м³) ГПГ-3, после чего полученный раствор перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахарида, а затем, не прекращая перемешивания, вводили 0,4 г (5,0 кг/м³) моющего ПАВ Нефтенола МЛ, полученный раствор помещали в фарфоровую кружку емкостью 1500 мл и вспенивали перемешиванием на лопастной мешалке при скорости 3000 об/мин, перемещая кружку вверх вниз с захватом воздуха в течение 5 мин.

В 16,7 мл раствора хлористого калия растворяли 0,34 г (20,0 кг/м³) боратного сшивателя БС-1 и 0,84 г (50,0 кг/м³) диэтаноламина.

В полученную пену при перемешивании вводили раствор сшивателя и продолжали перемешивание еще в течение 1÷2 минут до полной сшивки.

Пример 3.

В стеклянный стакан емкостью 100 мл наливали 86,0 мл раствора хлористого натрия плотностью 1,180 г/см³, куда при слабом перемешивании на лопастной мешалке вводили 0,69 г (8,0 кг/м³) ГПГ-3, после чего полученный раствор перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахарида, а затем, не прекращая перемешивания, вводили 0,86 г (10,0 кг/м³) комплексного ПАВ Нефтенола ВВД, полученный раствор помещали в фарфоровую кружку емкостью 1500 мл и вспенивали перемешиванием на лопастной мешалке при скорости 3000 об/мин, перемещая кружку вверх вниз с захватом воздуха в течение 5 мин.

В 14 мл раствора хлористого калия растворяли 0,56 г (40,0 кг/м³) боратного сшивателя БС-1.3 и 1,4 г (100 кг/м³) диэтаноламина.

В полученную пену при перемешивании вводили раствор сшивателя и продолжали перемешивание еще в течение 1-2 минут до полной сшивки.

Пример 4 (прототип).

В стеклянный стакан емкостью 150 мл наливали 100,0 мл пресной воды, куда при слабом перемешивании на лопастной мешалке вводили 12,5 г бентонитовой глины, полученный раствор перемешивали в течение 30 мин, после чего оставляли на сутки для набухания глины, а затем вводили 1,5 мл 30%-ного сульфанола, полученный раствор помещали в фарфоровую кружку емкостью 1500 мл и вспенивали перемешиванием на лопастной мешалке при скорости 3000 об/мин, перемещая кружку вверх вниз с захватом воздуха в течение 5 мин.

Полученные системы заливали в стеклянные цилиндры емкостью 1000-1500 мл, где определяли кратность и стабильность пен.

Кратность пены определялась отношением объема полученной пены к объему жидкой фазы, а устойчивость - временем, в течение которого из пены выделялось 50% жидкой фазы. Исследования пенных систем проводились при нормальных условиях. Результаты исследований представлены в таблице.

Таблица№№ составаОснова жидкости глушенияПенообразующий растворСшивающий растворКратность пеныУстойчивость пены, сутКоличество, млСоставКоличество, млСостав1.Пресная вода80,0гуаровая смола - 0,32 г; Неонол АФ_9-12 - 0,08 г20,0БС-1 - 0,2 г5более 3-х2.KCl, ρ=1,150 г/см³83,3ГПГ - 3-0,5 г; Нефтенол МЛ - 0,4 г16,7БС-1 - 0,34 г; ДЭА - 0,84 г7более 3-х3.NaCl, ρ=1,180 г/см³86,0ГПГ - 3-0,69 г; Нефтенол ВВД - 0,86 г14,0БС-1.3 - 0,56 г; ДЭА - 1,4 г11более 3-х4.пресная вода100,0Бентонитовая глина - 12,5 г 30%-ный сульфанол - 1,5 мл--5менее суток

Из таблицы следует, что составы, используемые в предлагаемом способе, обладают более высокой устойчивостью, чем в способе по прототипу.

Полученные сшитые пены обладают низкой плотностью (менее 1000 кг/м³) за счет содержавшегося в составе газа, а также высокой вязкостью вязкоупругих систем.

Пенные системы 1-3 исследовались также на разрушение, для чего в них вводилось по 50 мл 6%-ной соляной кислоты, при этом составы разрушались с образованием водного раствора с незначительным количеством осадка - диспергированными в объеме жидкости частицами полисахаридного загустителя. Это обстоятельство указывает на возможность легкого разрушения предлагаемых пенных систем при использовании промывки скважины соляной кислотой, без образования при этом кольматирующих осадков.

Пример приготовления и закачки пены при глушении скважины

Для приготовления и закачки вспененной жидкости глушения скважин используется следующее нефтепромысловое оборудование:

- цементировочный агрегат ЦА (2 шт.);

- ППУ;

- емкости объемом, в зависимости от расчетного объема жидкостей глушения;

- эжектор для введения реагентов;

- тройник (2 шт.);

- азотная установка СД 220/9.

Сначала приготавливают пенообразующий раствор, содержащий загуститель, пенообразователь и воду.

В емкость для приготовления пенообразующего раствора загружается раствор хлористого натрия плотностью 1,180 г/см³ пресной технической воды. При помощи ППУ он подогревается до 18-30°С.

В раствор хлористого натрия при постоянном перемешивании ЦА, с помощью эжектора равномерно, за один цикл перемешивания, вводится полисахаридный гелеобразователь ГПГ-3 из расчета 6,0 кг/м³ раствора хлористого натрия. В полученный раствор при перемешивании вводится 3,0 кг/м³ раствора хлористого натрия комплексного ПАВ Нефтенола ВВД.

В другой емкости в растворе хлористого натрия растворяется 20,0 кг/м³ раствора хлористого натрия боратного сшивателя БС-1 и 100 кг/м³ раствора хлористого натрия диэтаноламина.

Объемное соотношение пенообразующий раствор:сшивающий раствор равно 4:1.

Объемное соотношение пенообразующий раствор:азот равно 1:1.

Два агрегата ЦА-320 (один агрегат подает пенообразующий раствор, а другой - сшивающий раствор) и азотная установка СД 220/9 обвязываются через два тройника с устьем скважины, нагнетательные линии спрессовываются на полуторократное ожидаемое давление. Через первый тройник подается азот и пенообразующий раствор для получения пены, которая поступает во второй тройник, куда также подается сшивающий раствор, обеспечивающий сшивку пены на потоке, а полученная сшитая пена поступает в открытую скважину через трубное или затрубное пространство.

Приготовленные растворы и азот закачиваются через тройники с расчетом скорости подачи каждого агрегата для пропорционального закачивания реагентов в скважину.

Сшитая пена продавливается расчетным количеством сшитого не вспененного раствора пенообразователя.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный способ для глушения скважин с АНПД.

Источники информации

1. Патент РФ №2246609. Состав полисахаридного геля для глушения скважин и способ его приготовления. Опубликовано: 20.02.2005, Бюл. №5.

2. Ю.М.Басарыгин, П.П.Макаренко, В.Д.Мавромати. Ремонт газовых скважин. - М.: Недра, 1998. - С.92-100 - прототип.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам глушения и консервации скважин, к способам приготовления и применения жидкостей для гидравлического разрыва пласта, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины. Технический результат - исключение поглощения в скважинах с аномально низким пластовым давлением и более легкое освоение скважины после проведения в ней ремонтных работ. В способе глушения скважин с аномально низким пластовым давлением, при котором сначала приготавливают пенообразующий раствор, содержащий загуститель, пенообразователь и воду, который при закачке в скважину подают совместно с азотом с азотной установки в объемном соотношении при нормальных условиях пенообразующий раствор:азот, равном 1:1-10 соответственно, при этом пенообразующий раствор и азот подают через первый тройник, а получаемую пену подают через второй тройник, куда одновременно подают сшивающий раствор при объемном соотношении пенообразующий раствор: сшивающий раствор, равном 4-6:1 соответственно, при этом используют в качестве загустителя гуаровую смолу или гидроксипропилгуар, в качестве пенообразователя - неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ Неонол АФ_9-12 или анионоактивное ПАВ - Нефтенол МЛ, или смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ - комплексное ПАВ Нефтенол ВВД, а в качестве воды - пресную или минерализованную воду, которая преимущественно содержит одновалентные катионы при следующем соотношении ингредиентов, кг/м³ пресной или минерализованной воды: указанный загуститель 4,0-8,0, указанный пенообразователь 1,0-10,0, а сшивающий раствор содержит пресную воду или минерализованную воду, которая преимущественно содержит одновалентные катионы, боратный сшиватель БС-1 или БС-1.3 и диэтаноламин, при следующем соотношении компонентов, кг/м³ пресной или минерализованной воды: указанный сшиватель 10,0-40,0, диэтаноламин 0,0-100,0. 1 табл.

Способ глушения скважин с аномально низким пластовым давлением, при котором сначала приготавливают пенообразующий раствор, содержащий загуститель, пенообразователь и воду, который при закачке в скважину подают совместно с газом, отличающийся тем, что в качестве газа подают азот с азотной установки, в объемном соотношении при нормальных условиях пенообразующий раствор:азот, равном 1:1-10 соответственно, при этом пенообразующий раствор и азот подают через первый тройник, а получаемую пену подают через второй тройник, куда одновременно подают сшивающий раствор при объемном соотношении пенообразующий раствор:сшивающий раствор, равном 4-6:1 соответственно, при этом используют в качестве загустителя гуаровую смолу или гидроксипропилгуар, в качестве пенообразователя - неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ Неонол АФ_9-12 или анионоактивное ПАВ - Нефтенол МЛ, или смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ - комплексное ПАВ Нефтенол ВВД, а в качестве воды - пресную или минерализованную воду, которая преимущественно содержит одновалентные катионы при следующем соотношении ингредиентов, кг/м³ пресной или минерализованной воды:

указанный загуститель4,0-8,0указанный пенообразователь1,0-10,0,

а сшивающий раствор содержит пресную воду или минерализованную воду, которая преимущественно содержит одновалентные катионы, боратный сшиватель БС-1 или БС-1.3 и диэтаноламин при следующем соотношении компонентов, кг/м³ пресной или минерализованной воды:

указанный сшиватель10,0-40,0диэтаноламин0,0-100,0