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 - 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.
об.%
об.%
об.%
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
Ниже приведен пример использования блокирующей жидкости (см. табл.3).
Конструкция скважины
Таблица 3.
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.
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.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ | 2010 |
|
RU2409737C1 |
СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ | 2004 |
|
RU2255209C1 |
ПЕРЕВОДНИК ПРЕДОХРАНИТЕЛЬНЫЙ | 2008 |
|
RU2384687C1 |
СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН | 2008 |
|
RU2365612C1 |
СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ С ВЫСОКИМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ В УСЛОВИЯХ НАЛИЧИЯ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД | 2016 |
|
RU2616632C1 |
СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ С ВЫСОКОЙ ПЛОТНОСТЬЮ | 2010 |
|
RU2423405C1 |
СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ С ПЛОТНОСТЬЮ ДО 1,60 г/м | 2010 |
|
RU2427604C1 |
БЛОКИРУЮЩИЙ ГИДРОФОБНО-ЭМУЛЬСИОННЫЙ РАСТВОР С МРАМОРНОЙ КРОШКОЙ | 2020 |
|
RU2736671C1 |
Блокирующий состав для глушения скважин, способ его приготовления и способ глушения скважин с использованием блокирующего состава | 2023 |
|
RU2823439C1 |
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ | 2021 |
|
RU2750804C1 |
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.
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.%:
СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ | 2004 |
|
RU2255209C1 |
Способ блокирования продуктивного пласта | 2002 |
|
RU2217464C1 |
Буровой раствор | 1975 |
|
SU697549A1 |
Жидкость для глушения скважин | 1970 |
|
SU554396A1 |
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИСУТСТВИЯ НАПРЯЖЕНИЯ ПОСТОЯННОГО ТОКА | 2010 |
|
RU2452969C2 |
Авторы
Даты
2009-11-20—Публикация
2008-05-26—Подача