БЛОКИРУЮЩАЯ ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ Российский патент 2009 года по МПК C09K8/487 

Описание патента на изобретение RU2373252C1

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к глушению скважин с аномально низким пластовым давлением при капитальном ремонте скважин.

Известна блокирующая жидкость, содержащая углеводородную основу, водный раствор хлорида натрия или кальция, эмультал, мел, СМАД и асбест при следующем соотношении компонентов, вес.%:

углеводородная основа 40-60

водный раствор 40-60

эмультал 4

СМАД 4

асбест 3-10

мел 3-5

Недостатком этой блокирующей жидкости является низкая эффективность последующего освоения скважины (RU №2217464, МПК7 C09K 7/06; E21B 43/12; опубл. 27.11.2003 г.).

Наиболее близкой к предложенному является блокирующая жидкость, содержащая углеводородную основу, ациклическую кислоту, каустическую соду и минеральный наполнитель при следующем соотношении компонентов, об.%:

Углеводородная основа 41,0-72,0

Ациклическая кислота 6,1-14,4

Каустическая сода 4,9-13,0

Минеральный наполнитель остальное

В качестве углеводородной основы можно использовать нефть или продукты переработки нефти, а в качестве минерального наполнителя - карбонат кальция с диаметром частиц не менее 2 мкм (RU №2255209, МПК7 E21B 43/12, опубл., 27.06.2005 г.).

Недостатками этой блокирующей жидкости являются недостаточные кольматирующие и коркообразующие свойства, и, как следствие, низкая эффективность глушения заключающаяся в том, что из-за недостаточных кольматирующих и коркообразующих свойств в условиях аномально низкого пластового давления не обеспечивается циркуляция жидкости, происходит поглощение блокирующей жидкости, и в связи с этим ухудшаются фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта.

Другим недостатком известного решения является использование необработанного минерального наполнителя (мел, мраморная крошка), что приводит к гидрофильной флокуляции и выпадению в осадок, а в результате к изменению свойств блокирующей жидкости и ухудшению фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.

Техническим результатом заявленного технического решения является повышение эффективности способа глушения скважин с аномально низким пластовым давлением за счет применения жидкости с высокими кольматирующими свойствами.

Поставленная задача решается тем, что блокирующая жидкость содержит ациклическую кислоту, выраженную формулой CnH2n-2O2, CnH2n-4O2 и CnH2n-6O2, где m - 2, или 4, или 6, карбоцепный полимер, каустическую соду, гидрофобный минеральный наполнитель и газовый конденсат, при следующем соотношении компонентов, об.%:

ациклическая кислота 18,0-24,0 карбоцепный полимер 2,0-3,0 каустическая сода 13,1-15,0 гидрофобный минеральный наполнитель 30,0-50,0 газовый конденсат 37,9-8,0

Ациклическая кислота - общие формулы CnH2n-2O2, CnH2n-4O2 и CnH2n-6O2, например (гидрин-7-карбоновая кислота [C10H16O2] или декалин-2-карбоновая кислота [C11H18O2], или циклогексилуксусная [C7H12O2], или симм-пергидроиндацен-2-уксусная кислота [C13H20O2]) мазеобразное вещество, от светло-желтого до коричневого цвета. Применяется в качестве эмульгатора.

Карбоцепный полимер - гетероцепный полимер, например полистирол или полиметилметакрилат, в макромолекулах которого главная цепь состоят только из атомов углерода. Его молекулярная масса может достигать несколько миллионов единиц.

Он хорошо растворим в ароматических и хлорорганических углеводородах, кетонах. Для улучшения растворимости в неполярных растворителях метальный радикал должен быть заменен на алкильный с большим числом атомов углерода (до C10). С увеличением числа атомов углерода в алкильном радикале возрастает неньютоновская вязкость. Также он устойчив к действию разбавленных кислот и щелочей, воды, спиртов, жиров и минеральных масел; физиологически безвреден и стоек к биологическим средам.

Каустическая сода (NaOH) - твердый продукт - чешуированная или плавленая масса белого цвета, сильно гигроскопичен, хорошо растворим в воде, быстро поглощает углекислоту из воздуха и постепенно переходит в углекислый натрий; жидкий продукт - бесцветная или окрашенная жидкость, допускается выкристаллизованный осадок.

В качестве наполнителя используют гидрофобный минеральный наполнитель - мел или измельченную мраморную крошку.

Для получения блокирующей жидкости с помощью цементировочного агрегата в емкость набирается расчетное количество стабильного газового конденсата. В эту же емкость при постоянном перемешивании вливается раствор ациклической кислоты и карбоцепного полимера. После этого вводится раствор каустической соды 25-28% концентрации и гидрофобный минеральный наполнитель.

Для глушения в скважину закачивается блокирующий раствор и затем продавливается в призабойную зону пласта технологической жидкостью глушения.

В таблице 1 приведены примеры трех составов блокирующей жидкости.

Таблица 1. Наименование Состав 1,
об.%
Состав 2,
об.%
Состав 3,
об.%
ациклическая кислота (гидрин-7-карбоновая кислота (C10H16O2) или декалин-2-карбоновая кислота (C11H18O2), или циклогексилуксусная (C7H12O2), или симм-пергидроиндацен-2-уксусная кислота (C13H20O2) 18,0 21,0 24,0 карбоцепный полимер, например полистирол или полиметилметакрилат 2,0 2,5 3,0 каустическая сода 13,1 13,55 15,0 гидрофобный минеральный наполнитель (мел или мраморная крошка) 30,0 40,0 50,0 стабильный газовый конденсат 36,9 22,95 8,00

Предлагаемая блокирующая жидкость эффективна при глушении скважин с аномально низкими пластовыми давлениями с решением главной задачи по сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта. Используемые ациклические кислоты и карбоцепный полимер при взаимодействии с каустической содой и углеводородной основой образуют олигомер с цепочкой ациклических мономеров (с n от 30 и выше), пространственная конфигурация которых создает прочную структурную сетку.

Внесение гидрофобного минерального наполнителя усиливает образование коагуляционных структур, что повышает кольматирующие и коркообразующие свойства. Кроме этого, гидрофобные свойства минерального наполнителя обеспечивают его равномерное распределение в жидкости и повышают седиментационную устойчивость в пластовых условиях.

Состав и свойства исследуемой жидкости приведены в табл.2.

Таблица 2

Показатели Состав 1 Состав 2 Состав 3 Плотность, г/см3 0,97 1,03 1,07 Вязкость пластическая при 20°С, мПа·с 20 31 39 Динамическое напряжение сдвига, дПа 210 264 333 Статическое напряжение сдвига, дПа через 1 мин 120 122 123 через 10 мин 132 135 138 Показатель поведения потока, n на участке 3-81 с-1 при 20°С 0,25 0,26 0,26 при 60°С 0,57 1,35 1,49 при 80°С - - - Показатель консистентности, Па·с на участке 3-81 с-1 при 20°С 11,65 12,8 13,22 при 60°С 0,42 0,01 0,01 при 80°С - -

Ниже приведен пример использования блокирующей жидкости (см. табл.3).

Конструкция скважины

Таблица 3.

Колонна Диаметр колонны, мм Интервал спуска колонны, м Шахтное направление 506 0-2 Направление 426 0-138,54 Кондуктор 324 0-539,72 Эксплуатационная 219 0-1248,52

Пластовое давление 25 атм

Искусственный забой: 1234 м

Диаметр насосно-компрессорных труб: 168 мм

Глубина спуска насосно-компрессорных труб 1158 м

Данные о перфорации приведены в табл.4.

Таблица 4.

Интервалы перфорации, м Тип перфорации Плотность перфорации, отв./м Горизонт, ярус, подъярус Пласт верх низ 1112 1172 ПКС-105С 10/1 K1S ПК

Для получения блокирующей жидкости в емкость набрали 10 м газового конденсата и ввели 2,0 м3 ациклической кислоты - ациклическая кислота (гидрин-7-карбоновая кислота [C10H16O2] или декалин-2-карбоновая кислота

[C11H18O2], или циклогексилуксусная [C7H12O2], или симм-пергидроиндацен-2-уксусная кислота [C13H20O2] и 200 кг карбоцепного полимера, например полистирол или полиметилметакрилат. При постоянном перемешивании ввели 2,5 м3 водного раствора NaOH 28% концентрации. Тщательно перемешали для получения углеводородного геля, после чего в полученный состав ввели гидрофобный минеральный наполнитель (мел или мраморную крошку) в количестве 3,5 т и продолжили перемешивание смеси до получения однородной массы. Технологические параметры блокирующей жидкости: плотность 1,05 г/см3, условная вязкость = 186 сек, показатель фильтрации 2 см3/30 мин. В качестве жидкости глушения использовали эмульсионный раствор.

Глушение производилось по следующей технологической схеме.

На факельной линии установили штуцер диаметром 12 мм и запустили скважину по затрубному пространству на факел для снижения статического давления и замещения газа на жидкость при глушении скважины. Закачали в насосно-компрессорные трубы 11 м3 жидкости глушения.

Одновременно двумя цементировочными агрегатами закачали блокирующий раствор в объеме 15 м3 и 1,5 м3 раствора каустической соды 28%. После появления жидкости глушения на конце факельной линии закрыли затрубное пространство и произвели продавку блокирующего состава в призабойную зону пласта закачкой 20,5 м3 жидкости глушения. Параметры проведения технологической операции: начальное давление Рн=20 атм, давление закачки Рзак=0 атм, конечное давление = 45 атм, расход жидкости Q=6-7 л/сек.

Закрыли скважину на технологический отстой в течение 12 часов. Через 12 часов уровень жидкости в скважине составил 0 м, произвели циркуляцию жидкости в скважине в течение 2 циклов. Потерь жидкости нет.

После проведения комплекса мероприятий согласно плану работ на ремонт скважины скважина освоена с до ремонтным дебитом.

Обеспечение циркуляции и получение дебита скважины на до ремонтном уровне характеризует эффективность заявленной жидкости.

Проведение ремонтных работ по глушению скважин с аномально низким пластовым давлением с применением предлагаемой жидкости обеспечивает сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта и сокращение сроков освоения скважин.

Похожие патенты RU2373252C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ 2010
  • Ламосов Михаил Евгеньевич
  • Штахов Евгений Николаевич
  • Бояркин Алексей Александрович
RU2409737C1
СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ 2004
  • Рябоконь С.А.
  • Герцева Н.К.
  • Горлова З.А.
  • Бурдило Р.Я.
  • Бояркин А.А.
  • Мартынов Б.А.
RU2255209C1
ПЕРЕВОДНИК ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЙ 2008
  • Штахов Юрий Николаевич
  • Штахов Евгений Николаевич
  • Бояркин Алексей Александрович
  • Хадиев Данияр Нургаясович
RU2384687C1
СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 2008
  • Бояркин Алексей Александрович
  • Штахов Евгений Николаевич
  • Ламосов Михаил Евгеньевич
RU2365612C1
СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ С ВЫСОКИМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ В УСЛОВИЯХ НАЛИЧИЯ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД 2016
  • Кустышев Александр Васильевич
  • Козлов Евгений Николаевич
  • Белов Александр Владимирович
  • Шестаков Сергей Александрович
  • Самсоненко Михаил Васильевич
  • Антонов Максим Дмитриевич
RU2616632C1
СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ С ВЫСОКОЙ ПЛОТНОСТЬЮ 2010
  • Ламосов Михаил Евгеньевич
  • Штахов Евгений Николаевич
  • Бояркин Алексей Александрович
RU2423405C1
СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ С ПЛОТНОСТЬЮ ДО 1,60 г/м 2010
  • Ламосов Михаил Евгеньевич
  • Штахов Евгений Николаевич
  • Бояркин Алексей Александрович
RU2427604C1
БЛОКИРУЮЩИЙ ГИДРОФОБНО-ЭМУЛЬСИОННЫЙ РАСТВОР С МРАМОРНОЙ КРОШКОЙ 2020
  • Исламов Шамиль Расихович
  • Мардашов Дмитрий Владимирович
RU2736671C1
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ 2021
  • Кучин Вячеслав Николаевич
  • Куншин Андрей Андреевич
  • Нуцкова Мария Владимировна
RU2750804C1
Блокирующий состав для глушения скважин, способ его приготовления и способ глушения скважин с использованием блокирующего состава 2023
  • Гумеров Рустам Расулович
  • Хусаинов Радмир Расимович
  • Карпов Алексей Александрович
  • Варфоломеев Михаил Алексеевич
  • Павельев Роман Сергеевич
  • Мустафин Айдар Замилевич
  • Мирзакимов Улукбек Жылдызбекович
RU2811799C1

Реферат патента 2009 года БЛОКИРУЮЩАЯ ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к глушению скважин с аномально низким пластовым давлением при капитальном ремонте скважин. Технический результат - повышение эффективности способа глушения скважин с аномально низким пластовым давлением. Блокирующая жидкость для глушения скважин с аномально низким пластовым давлением содержит, мас.%: ациклическая кислота, выраженная формулой CnH2n-mO2, где m - 2, или 4, или 6 - 18,0-24,0; карбоцепный полимер 2,0-3,0; каустическая сода 13,1-15,0; гидрофобный минеральный наполнитель 30,0-50,0; газовый конденсат - остальное. 4 табл.

Формула изобретения RU 2 373 252 C1

Блокирующая жидкость для глушения скважин с аномально низким пластовым давлением, содержащая ациклическую кислоту, выраженную формулой CnH2n_mO2, где m - 2 или 4, или 6, карбоцепный полимер, каустическую соду, гидрофобный минеральный наполнитель и газовый конденсат, при следующем соотношении компонентов, об.%:
указанная ациклическая кислота 18,0-24,0 карбоцепный полимер 2,0-3,0 каустическая сода 13,1-15,0 гидрофобный минеральный наполнитель 30,0-50,0 газовый конденсат остальное

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2009 года RU2373252C1

СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ 2004
  • Рябоконь С.А.
  • Герцева Н.К.
  • Горлова З.А.
  • Бурдило Р.Я.
  • Бояркин А.А.
  • Мартынов Б.А.
RU2255209C1
Способ блокирования продуктивного пласта 2002
  • Акчурин Х.И.
  • Сукманский О.Б.
  • Дубинский Г.С.
  • Чезлов А.А.
RU2217464C1
Буровой раствор 1975
  • Хейфец Иосиф Борухович
  • Токунов Владимир Иванович
  • Воронова Эмилия Михайловна
  • Сенкевич Эдуард Станиславович
  • Чуйко Алексей Алексеевич
  • Курлюченко Борис Иванович
  • Хабер Николай Васильевич
  • Бабак Вадим Константинович
  • Арнопольский Исаак Самуилович
SU697549A1
Жидкость для глушения скважин 1970
  • Селезнева Алла Александровна
  • Горшков Александр Константинович
  • Зосименко Тамара Леонидовна
  • Дючин Алий Иванович
SU554396A1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИСУТСТВИЯ НАПРЯЖЕНИЯ ПОСТОЯННОГО ТОКА 2010
  • Бобровник Евгений Антонович
  • Красинский Виктор Николаевич
  • Шевчук Виталий Леонидович
RU2452969C2

RU 2 373 252 C1

Авторы

Дмитрук Владимир Владимирович

Рахимов Николай Васильевич

Хадиев Данияр Нургаясович

Штахов Евгений Николаевич

Бояркин Алексей Александрович

Даты

2009-11-20Публикация

2008-05-26Подача