ОСНОВА ЖИДКОСТИ ГЛУШЕНИЯ И ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН Российский патент 2009 года по МПК C09K8/42 

Изобретение может быть использовано для глушения нефтедобывающих скважин при проведении, например, ремонтных работ.

Существующие на сегодняшний день технологии глушения скважин и применяемые при этом составы характеризуются, в частности, применением в качестве основы карналлитовой или сильвинитовой руд.

Известен способ глушения скважин по патенту России №2212257, характеризующийся введением в ствол скважины вязкоупругого разделительного состава, приготовление и закачку в скважину жидкости глушения с добавками ингибиторов осадкообразования и коррозии, поверхностно-активного вещества и загустителя для уравновешивания давления пласта. Особенностью известного способа является то, что в качестве жидкости глушения используют водный раствор карналлитовой руды с плотностью раствора 1,23-1,25 т/м³. Использование в известном способе тройной системы - карналлита, содержащего хлористый натрий (˜20%), хлористый магний (˜25%), хлористый калий (˜22%) позволяет сохранять продуктивные характеристики продуктивных пластов.

Также существует патент России №2169832, согласно которому для сохранения коллекторских свойств пласта в ствол скважины помещается раствор сильвинитовой руды, обогащенной до содержания хлористого калия 20÷30 мас.%. Для усиления эффекта в раствор сильвинитовой руды может добавляться ингибитор коррозии и поверхностно-активное вещество в жидком виде.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта нефтегазодобывающей скважины по патенту России №2245998, включающий помещение в ствол скважины водного раствора минеральных солей с добавками ингибитора осадкообразования и ингибитора коррозии. В известном способе используют водный раствор нативной, модифицированной или обогащенной карналлитовой руды или их смесей. В случае использования нативной карналлитовой руды ее состав удовлетворяет следующему условию, мас.%: калий хлористый 20,5-21,5; натрий хлористый 19,5-22,5; магний хлористый 24,0-27,0; вода - остальное. Состав модифицированной карналлитовой руды удовлетворяет следующему составу, мас.%: калий хлористый 24-25; магний хлористый 31-33; вода - остальное. Обогащенную карналлитовую руду используют следующего состава, мас.%: калий хлористый 23,0-29,5; магний хлористый 31,8-46,0; вода кристаллизационная - остальное. Использование в известном способе карналлитовой руды позволяет, по утверждению авторов, повысить эффективность сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта добывающей скважины, приемистость пласта. По мнению авторов, тройные системы (т.е. водный раствор смеси трех солей указанных солей) имеют преимущества по растворимости, устойчивости системы, по плотностным характеристикам, а практически полное отсутствие нерастворимых примесей в предлагаемой тройной системе делает ее наиболее подходящей для использования в качестве основы для приготовления жидкости глушения. Физико-химические характеристики карналлита, особенно растворимость в воде и сопутствующие растворению явления, такие как скорость растворения, тепловые эффекты, плотность раствора и, что особенно существенно, практически полное отсутствие нерастворимых примесей делает его наиболее подходящим для использования в качестве основы для приготовления жидкости глушения.

Однако вышеописанные способы глушения скважин с применением сильвинитовой и караналлитовой руд имеют следующие недостатки:

высокий риск образования нерастворимых осадков в поровом пространстве и на рабочих органах подземного оборудования за счет высокого содержания хлористого магния в карналлитовой руде, его взаимодействия с пластовыми водами и щелочного характера заводнения месторождений Западной Сибири, которое применялось с 70-х годов прошлого века;

большой расход карналлитовой руды для приготовления раствора, ввиду наличия воды в кристаллической решетке (KCl*NaCl*MgCl₂*6H₂O);

высокая гигроскопичность сильвинитовой и карналлитовой руд, приводящая к смерзаемости в зимнее время года;

длительное время приготовления раствора;

карналлитовая и сильвинитовая руды являются ценным сырьем для производства металлического магния, чистого хлористого калия и комплексных минеральных удобрений.

Кроме того, в упомянутых способах глушения скважин предполагается введение гидрофобизаторов, ингибиторов солеотложения, поверхностно-активных веществ в жидком виде, что резко снижает технологичность приготовления растворов и увеличивает вероятность смерзания составов, а использование карналлитовой и сильвинитовой руд в качестве основ для приготовления жидкостей глушения скважин, не решают остро существующей на сегодняшний день проблемы расширения области применения продуктов переработки карналлитовой и сильвинитовой руд - так, в настоящее время на горно-обогатительных и горно-добывающих предприятиях РФ скопились десятки миллионов тонн продуктов переработки сильвинитовой и карналлитовой руд следующего состава, мас.%:

Продукт переработки сильвинитовой рудыПродукт переработки карналлитовой руды (флюс хлоркалиевый)хлористый калий - не более 3;хлористый калий - не менее 65;хлористый натрий - не менее 95;хлористый натрий - не более 25;нерастворимые вещества - не более 2.хлористый магний - не более 6;
нерастворимые вещества - не более 3.

Расширение области применения указанных продуктов является важной задачей, решение которой позволит минимизировать их отрицательное влияние на окружающую среду в местах хранения. Одновременно при этом указанные продукты переработки могут служить сырьем для приготовления основ жидкостей глушения скважин, сохраняющих фильтрационно-емкостные характеристики продуктивного пласта.

Это побудило авторов настоящего изобретения к созданию заявленных вариантов основ жидкостей глушения нефтедобывающих скважин, применение которых не ухудшает продуктивных свойств пласта, стабилизирует характеристики призабойной зоны и позволяет расширить область применения продуктов переработки сильвинитовой и карналлитовой руд.

Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемых вариантов изобретений, заключается в том, что их применение на скважинах с заглинизированными коллекторами юрских и ачимовских отложений позволяет сократить время освоения скважины в послеремонтный период, предотвратить увеличение обводненности скважин, а также увеличить производительность скважин, что, в конечном итоге, приводит к получению дополнительной добычи нефти.

Для достижения поставленного технического результата предлагается основа жидкости глушения и заканчивания нефтедобывающей скважины в виде смеси продуктов переработки сильвинитовой и карналлитовой руд влажностью не более 4% при следующем соотношении компонентов, мас.%:

калий хлористый - не менее 25;

натрий хлористый - не менее 40;

магний хлористый - не более 4;

нерастворимые вещества - не более 2.

Второй из вариантов заявляемой основы жидкости глушения и заканчивания нефтегазодобывающей скважины состоит из продукта переработки карналлитовой руды - флюса хлоркалиевого влажностью не более 4% следующего состава, мас.%:

калий хлористый - не более 70;

натрий хлористый - не более 25;

магний хлористый - не более 6;

нерастворимые вещества - не более 3.

Нерастворимые вещества в заявляемых основах жидкостей глушения представляют собой смесь оксидов магния, кальция, кварцевого песка и глины.

Оба варианта основы предполагают использование в качестве дополнительного компонента сухой смеси гидрофобизатора, ингибитора солеотложения и поверхностно-активного вещества в количестве не менее 0,055%, что позволит максимально сохранить продуктивные свойства пласта. Содержание сухой смеси гидрофобизатора, ингибитора коррозии и поверхностно-активного вещества не менее 0,055% обусловлено тем, что при более низкой концентрации указанные вещества не проявляют свои свойства в полной мере, что подтверждено исследованиями ЗАО «УфаНИПИнефть» и ОАО «ВНИИнефть им. акад. А.П.Крылова».

Возможность достижения поставленного результата при применении заявленных вариантов основы обусловлена следующим: хлористый калий ингибирует набухание глинистой составляющей коллектора, хлористый натрий и магний обеспечивают необходимый удельный вес раствора до 1,27 г/см³. Ограничение по содержанию MgCl₂ обусловлено большой вероятностью образования нерастворимых солей в порах пласта в силу щелочного заводнения месторождений Западной Сибири, которое широко применялось в СССР с середины 70-х годов прошлого века. Ограничение по влажности вызвано тем, что заявляемые основы являются порошкообразными, и большая влажность может привести к слеживаемости в летнее время года и смерзаемости в зимнее время года.

Приготовление жидкости глушения скважин из заявляемых основ осуществляется на существующих в нефтяных компаниях солерастворных узлах и представляет процесс растворения до получения раствора максимально возможной плотности (1,25÷1,27 г/см³). Далее, приготовленный раствор, в зависимости от геологических характеристик конкретной скважины, разбавляется водой до получения раствора расчетной плотности. Минимальная плотность раствора глушения скважин приготовленного из заявляемых основ составляет 1,03 г/см³. В ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» использовалась основа для приготовления жидкости глушения скважин согласно первому варианту заявленного изобретения следующего состава, мас.%:

калий хлористый - 28,3;

натрий хлористый - 64,5;

магний хлористый - 2,9;

нерастворимые вещества - 1,8;

гидрофобизатор, ингибитор солеотложения, поверхностно-активное вещество (многофункциональная композиция «Аксис») - 0,06; при массовой доле влаги 2,44 мас.%.

Глушение проводилось на скважинах проницаемостью от 30 мД до 50 мД с заглинизированным коллектором. Благодаря содержащемуся в составе заявляемой основы хлористому калию происходила усадка глин, а наличие смеси ингибитора солеотложения, гидрофобизатора и поверхностно-активного вещества позволило оптимизировать процесс глушения в виде предотвращения выпадения нерастворимых осадков в порах пласта и на рабочих органах подземного оборудования, снижения поверхностного натяжения на границе с нефтью и гидрофобизации порового пространства. Благодаря использованию заявляемой основы для приготовления жидкости глушения в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» стало возможным максимальное сохранение фильтрационно-емкостных характеристик призабойной зоны пласта, что выразилось в увеличении дебита по нефти на 9,1%, дебита по жидкости на 21,9%, коэффициента продуктивности на 3,6%.

В ОАО «ТНК-Нижневартовск» и ОАО «Юганскнефтегаз» проводились глушения скважин растворами, приготовленными из основы согласно второму варианту заявленного изобретения следующего состава, мас.%:

калий хлористый - 67,2;

натрий хлористый - 22,2;

магний хлористый - 4,9;

нерастворимые вещества - 2,23;

влажность - 3,4;

гидрофобизатор, ингибитор солеотложения, поверхностно-активное вещество (многофункциональная композиция «Аксис») - 0,07.

Глушения проводились на скважинах с проницаемостью ниже 20 мД с сильно заглинизированным коллектором.

Благодаря содержащемуся в составе заявляемой основы хлористому калию происходила усадка глин. Использование указанной основы позволило сохранить проницаемость породы по нефти и уменьшить обводненность скважины, что выразилось в сокращении времени вывода скважин на установившейся режим работы после ремонта в среднем на 1÷1,5 суток и увеличению коэффициента продуктивности на 10÷12%.

Необходимо отметить, что в приведенных примерах использование в качестве основы жидкости глушения заявляемой основы позволило снизить межфазное натяжение на границе с нефтью, ингибировать образование нерастворимых осадков в порах пласта и рабочих органах подземного оборудования и гидрофобизировать поровое пространство, т.к. ПАВ снижает поверхностное натяжение на границе с нефтью, ингибитор солеотложения предотвращает образование нерастворимых солей в порах пласта и подземном оборудовании, а гидрофобизатор придает водоотталкивающие свойства горной породе. Использование заявленной смеси служит для увеличения эффективности применения заявленных вариантов основ жидкостей глушения скважин. При этом следует отметить, что в случае ее использования указанную смесь необходимо вводить в основу исключительно в сухом виде, поскольку использование указанных веществ в жидком виде недопустимо, т.к. приводит к увеличению влажности основы и возможной монолитизации состава в зимнее время. Совместное введение ингибитора солеотложения, гидрофобизатора и поверхностно-активного вещества в порошкообразном виде является сложной технической задачей, т.к. эти вещества имеют противоположную химическую природу и могут взаимно нейтрализовываться. Однако в последнее время эта задача технически решена. В частности, известна многофункциональная композиция «АКСИС».

Изобретение может быть использовано для глушения нефтедобывающих скважин при проведении, например, ремонтных работ. Основа жидкости глушения и заканчивания скважин состоит из смеси продуктов переработки сильвинитовой и карналлитовой руд влажностью не более 4 мас.% и сухой смеси гидрофобизатора, ингибитора солеотложения и поверхностно-активного вещества при следующем соотношении компонентов, мас.%: калий хлористый не менее 25, натрий хлористый не менее 40, магний хлористый не более 4, нерастворимые вещества не более 2, сухая смесь гидрофобизатора, ингибитора солеотложения и поверхностно-активного вещества не менее 0,055.

Основа жидкости глушения и заканчивания скважины, состоящая из смеси продуктов переработки сильвинитовой и карналлитовой руд влажностью не более 4 мас.% и сухой смеси гидрофобизатора, ингибитора солеотложения и поверхностно-активного вещества, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

калий хлористыйне менее 25натрий хлористыйне менее 40магний хлористыйне более 4нерастворимые веществане более 2сухая смесь гидрофобизатора, ингибитора солеотложения и поверхностно-активного веществане менее 0,055