Состав для глушения нефтяных скважин и способ его получения Российский патент 2025 года по МПК C09K8/42 E21B43/12 

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к составам, способам их получения и способам глушения нефтяных скважин, вскрывших пласты с нормальным и аномально-низким пластовым давлением, используемым при ремонте действующих скважин [Приказ Ростехнадзора от 15.12.2020 N534 (ред. от 31.01.2023) "Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (Зарегистрировано в Минюсте России 29.12.2020 N61888)].

Далее в тексте заявителем приведена расшифровка терминов, которые необходимы для облегчения однозначного понимания сущности заявленных материалов и исключения противоречий и/или спорных трактовок при выполнении экспертизы, по существу.

АНПД - аномально низкое пластовое давление.

ПЗП - призабойная зона пласта.

ГРП - гидравлический разрыв пласта.

АСПО - асфальтосмолопарафиновые отложения.

ПАВ - поверхностно активные вещества.

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства.

Блокирующая пачка - это блокирующий состав.

В соответствии с требованиями безопасности работ с целью предупреждения газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при текущем и капитальном ремонте нефтяных скважин перед началом работ скважина должна быть заглушена.

Глушению подлежат все скважины с пластовым давлением выше гидростатического и скважины, в которых сохраняются условия фонтанирования и газонефтеводопроявлений при пластовых давлениях ниже гидростатического.

Аномально-низкое пластовое давление является одной из основных причин поглощений жидкостей глушения. Скважины с аномально-низким пластовым давлением не могут быть заглушены традиционными жидкостями глушения в связи с их низкой вязкостью, низкой способностью к тампонированию и повышенной плотностью. Для борьбы с такого рода осложнением необходимо применять технологические жидкости, которые обладают повышенными вязкостными свойствами и относительно невысокой плотностью.

Основной технической проблемой всех традиционных жидкостей глушения на водной основе является ухудшение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта (ПЗП) после проведения операций по глушению, что снижает добычу после глушения.

Анализ существующего уровня техники в данной области показал следующее.

Под традиционными жидкостями глушения понимаются наиболее широко применяемые для глушения скважин солевые растворы хлористого калия и хлористого кальция. При необходимости глушения скважин с аномальными условиями применение только традиционных жидкостей глушения неэффективно. Причинами низкой эффективности является неконтролируемый уход жидкостей глушения в пласт, сложности последующего вызова притока, ухудшение фильтрационных характеристик пласта за счет поглощения жидкости пластом.

В связи с этим для глушения скважин с аномальными условиями применяются особые технологические жидкости, называемые блокирующими составами или блокирующими пачками, физико-химические свойства которых отличаются от свойств традиционных жидкостей глушения [Мардашов, Д.В. Комплексное моделирование глушения нефтяных скважин при подземном ремонте в осложненных условиях их эксплуатации: дис. доктора. техн. наук.: 2.8.4. / Мардашов Дмитрий Владимирович. - СПб., 2022. - 368 с.]. Сущность такой технологии состоит в блокировании интервала перфорации блокирующими составами (блокирующей пачкой) решающей задачи максимального сохранения продуктивности скважин за счет исключения фильтрации жидкостей в пласт и улучшения ФЕС в зоне установки блокирующей пачки с последующим заполнением скважины жидкостью необходимой плотности.

Наиболее интенсивно осложняющие факторы проявляются в следующих условиях:

- при глушении скважины, на которой проводился гидравлический разрыв пласта (ГРП), или имеется развитая естественная трещиноватость, вследствие того, что закаченный раствор поглощается пластом, вследствие чего падает как продуктивность пласта, так и технологичность глушения;

- в ходе глушения более легкие пластовые нефть и газ по созданным трещинам быстро проникают из пласта в скважину, что сопровождается нефтегазопроявлениями, а более тяжелая жидкость глушения поглощается пластом;

- при глушении скважин, расположенных в зонах с пластовым давлением ниже гидростатического (в этих условиях происходит поглощение жидкости глушения в больших объемах, сопровождаемое последующей кольматацией (забиванием пор в пласте) ПЗП, ухудшением фазовой проницаемости по нефти и длительным выводом скважины на рабочий режим после ремонта);

- при глушении скважин, расположенных в зонах с повышенным пластовым давлением относительно гидростатического (применение в этих условиях тяжелых водных растворов хлористого натрия или хлористого кальция приводит к необратимому ухудшению фильтрационных свойств ПЗП из-за невысокого коэффициента восстановления проницаемости по нефти после закачки больших объемов водных растворов);

- при глушении скважин, эксплуатирующих объекты с высоким газовым фактором и высоким давлением насыщения;

- при глушении скважин, эксплуатирующих объекты с интервалом перфорации большой протяженности.

Для решения задачи глушения скважин, осложненных аномальными условиями, необходимо применение технологических жидкостей с особыми реологическими и поверхностно-активными свойствами, которые могут противоречить одному или нескольким пунктам требований, предъявляемых к традиционным жидкостям глушения.

Из уровня техники выявлено изобретение по патенту RU 2662721 «Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты)», относящееся к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором, а также нефтяных и газовых скважин, вскрывших пласты с аномально-низким или аномально-высоким пластовым давлением. Технический результат изобретения - повышение технологической эффективности работ по глушению нефтяных скважин с высоким газовым фактором и нефтяных и газовых скважин, осложненных аномально-низким или аномально-высоким пластовым давлением. Сущностью известного способа согласно первому варианту выполнения, применяющемуся при приемистости скважин ниже 350 м³/сут, является последовательная закачка в призабойную зону пласта блокирующей пачки, закрепляющей пачки и продавочной жидкости. В качестве блокирующей пачки используют эмульсионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве закрепляющей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5-1, сухую аморфную двуокись кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-3, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием поверхностно-активного вещества - гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 1-2% об., причем в блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40- 42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное, в блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (% об.): двуокись кремния - 31-32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-69, вода - остальное, или двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте - остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное. Способ, согласно второму варианту выполнения, применяющийся при приемистости скважин выше 350 м³/сут, включает последовательную закачку в призабойную зону пласта блокирующей пачки, закрепляющей пачки и продавочной жидкости, при этом в качестве блокирующей пачки используют эмульсионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-1, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве закрепляющей пачки используют эмульсионно-суспензионную систему, содержащую (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5-1, микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером от 0.2 до 4 мкм - 3-8, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, в качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с содержанием поверхностно-активного вещества - гидрофобизатора марок ИВВ-1 или ЧАС-М с содержанием 1-2% об., причем в блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве эмульгатора используют композицию, содержащую (% об.): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0.7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0.5-1, дизельное топливо - остальное, в блокирующей пачке и в закрепляющей пачке в качестве коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния используют композицию, содержащую (% об.): двуокись кремния - 31-32.5 в монометиловом эфире пропиленгликоля - 67-69, вода - остальное, или двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-69 и метиловом спирте - остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.

Недостатками известного способа являются низкие темпы восстановления продуктивности скважин за счет неполного удаления кольматирующих компонентов из призабойной зоны, риски снижения продуктивности скважины после глушения за счет охлаждения призабойной зоны и выпадения АСПО, необходимость создания дополнительной депрессии при вызове притока за счет снижения продуктивности скважин в результате ухудшения фильтрационных характеристик призабойной зоны.

Известно изобретение по патенту RU 2659046 «Способ глушения нефтяных и газовых скважин», относящееся к нефтедобывающей промышленности. Сущность изобретения заключается в том, что способ включает последовательную закачку в призабойную зону пласта активной пачки и продавочной жидкости. В качестве активной пачки используют эмульсионную систему, содержащую (об.%): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15-30, эмульгатор - 2-3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния - 0,5- 1, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. При этом коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния может содержать, об.%: аморфный диоксид кремния - 30-32,5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-69, вода - остальное. В качестве продавочной жидкости используют водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с добавлением гидрофобизатора марки «ИВВ-1» или «ЧАС-М» 1-2 об.%. В качестве эмульгатора может применяться композиция следующего состава (об.%): эфиры высших ненасыщенных кислот жирного ряда (линолевая, олеиновая, линоленовая) и смоляных кислот - 40-42, окись амина - 0,7-1, высокомолекулярный органический термостабилизатор - 0,5-1, дизельное топливо (летнее или зимнее) - остальное. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности геолого-технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин, высокая термостабильность и агрегативная устойчивость эмульсионной системы для глушения скважин, а также возможность регулировать поверхностно-активные свойства и вязкость эмульсионной системы в зависимости от фильтрационно-емкостных и геолого-физических характеристик призабойной зоны пласта.

Недостатками известного способа является сложность в удалении компонентов жидкости глушения с призабойной зоны и проблемы, связанные с удалением отложений, сформировавшихся в призабойной зоне как в процессе глушения, так и эксплуатации скважины, к частности АСПО, что в конечном итоге может отразиться на темпах восстановления продуктивности и снижении продуктивности после выполнения ремонтных работ, т.е. восстановление продуктивности может потребовать дополнительных технологических приемов.

Известно изобретение по патенту RU 2260682 «Состав для глушения скважин», относящееся к нефтяной и газовой промышленности, которое может быть использовано в процессе глушения при капитальном и текущем ремонте скважин, а также при временной консервации скважин. Сущностью является состав для глушения скважин, содержащий карбоксиметилцеллюлозу, гидроксид натрия, сульфат меди, добавку и воду, в качестве добавки содержит ингибитор солеотложений СНПХ-5312Т при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза - 3,5-4,5, гидроксид натрия - 1,5-2,0, сульфат меди - 0,3-0,4, ингибитор солеотложений СНПХ-5312Т - 0,1-0,5, вода - остальное. Техническим результатом является улучшение реологических свойств состава для глушения скважин и увеличение сроков жизни образующихся гелей, что обеспечивает надежность и качество проводимых работ по глушению скважин в условиях низких пластовых давлений на длительный период времени за счет стабильности вязкоупругих систем, сохранения первоначальной проницаемости продуктивного пласта.

Недостатком известного способа является низкая прочность образующейся вязкоупругой массы в виде геля и недостаточная агрегативная устойчивость известного состава от времени, а также неустойчивость карбокисметилцеллюлозы к минерализованной воде. Возможность снижения продуктивности скважин за счет проникновения жидкости в пористую среду, охлаждения призабойной зоны и выпадения АСПО.

Известно изобретение по патенту RU 2480577 «Способ глушения газовой скважины», относящийся к газодобывающей промышленности, в частности к глушению газовых скважин при проведении капитальных ремонтов в условиях катастрофических поглощений. Обеспечивает повышение эффективности глушения газовой скважины. Сущность изобретения: способ включает блокировку интервала перфорации путем закачивания блокирующей жидкости и продавливания ее жидкостью глушения на забой скважины и в прискважинную зону пласта с одновременным контролем давления на устье скважины, стравливание газа и технологический отстой. При этом, перед закачиванием блокирующей жидкости формируют песчаный экран путем закачивания пульпы из кварцевого песка фракции 0,6-1,2 мм в жидкости-носителе двумя порциями с расходом жидкости-носителя, значение которого не превышает максимально допустимое значение. При этом объем кварцевого песка в первой порции пульпы учитывается с последующим проведением после закачивания первой порции пульпы технологического отстоя скважины на время. Объем кварцевого песка во второй порции пульпы принимают равным объему суффозионных каналов, образующихся в песчаном экране. В качестве блокирующей жидкости используют определенный состав. Причем в момент окончания продавливания блокирующей жидкости определяют гидродинамическое давление в насосно-компрессорных трубах - НКТ. После этого осуществляют технологический отстой скважины. Последующее закачивание жидкости глушения в скважину проводят по НКТ до ее появления на устье. При этом регулируют устьевое давление в затрубном пространстве скважины путем стравливания газа и блокирующей жидкости, обеспечивая давление на входе в НКТ постоянным и равным ранее определенному гидродинамическому давлению. Блокирующей жидкости используют состав, мас.ч.:

Глинистая суспензия 6%-ной концентрации 100 Термосолестойкий реагент КМЦ-ТС 0,5-0,7 Порошкообразный углещелочной реагент (ПУЩР) 3-4 Динатриевая соль этилендиамин-N,N,N',N'- тетрауксусной кислоты, 2-водная (Трилон Б) 0,2-0,3 Реагент-кольматант Полицелл Ф 3-4

Недостатком является наличие нерастворимых компонентов в жидкостях глушения, которые могут значительно повлиять на темпы восстановления продуктивности скважин после глушения за счет кольматации пор пласта, риску охлаждения призабойной зоны жидкостью глушения и выпадению АСПО и отсутствие условий к последующему удалению компонентов жидкости глушения.

Известно изобретение по патенту RU 2279462 «Жидкость глушения нефтегазовой скважины», которое относится к нефтегазодобыче и может быть использовано в качестве жидкости глушения нефтегазовой скважины при производстве текущих и капитальных ремонтов скважины. Техническим результатом является создание технологической жидкости с многофункциональным назначением, отвечающей условиям технологии глушения скважин, а также обладающей свойствами, необходимыми для обработки призабойной зоны ОПЗ пласта, позволяющими комплексно решать проблемы сохранения, восстановления и повышения ФЕС ПЗП. Сущностью является жидкость глушения скважины, содержащая эмульгатор и водный раствор минеральной соли, содержит в качестве эмульгатора масло- или масловодо-, или водомаслорастворимое ПАВ, или смесь ПАВ и дополнительно - эмульсию полимера анионного типа в масле (эмульсии ПАА, с ММ=0,5-18*106 и степенью гидролиза 5-20%) и высокодисперсный гидрофобный материал при следующем соотношении компонентов, мас.%: указанный эмульгатор 2,0-5,0, высокодисперсный гидрофобный материал 0,1-3,0, водный раствор минеральной соли остальное. Жидкость глушения может содержать дополнительно углеводород в количестве 5-35 мас.%

Недостатками известного технического решения является:

1 - низкие темпы восстановления продуктивности после глушения вследствие риска выпадения АСПО при выполнении работ по глушению и, вследствие этого, отсутствия нагрева охлажденной призабойной зоны пласта после глушения за счет использования не нагретой жидкости глушения и отсутствия условий по последующему расплавлению АСПО;

2 - неполное восстановление продуктивности после глушения вследствие риска выпадения АСПО при выполнении работ по глушению и, вследствие этого, отсутствия нагрева охлажденной призабойной зоны пласта после глушения за счет использования не нагретой жидкости глушения и отсутствия условий по последующему расплавлению АСПО;

3 - неполное восстановление продуктивности за счет поглощение пластом вязкой эмульсии, которая может негативно повлиять на последующий вызов притока за счет кольматация пор пласта;

4 - потребность в очистке поровых каналов путем удаления из призабойной зоны активных компонентов жидкостей глушения при вызове притока;

5 - потребность в создании депрессии насосным оборудованием при освоении скважины.

Выявленные аналоги совпадают с заявленным техническим решением по отдельным совпадающим признакам, поэтому прототип не выявлен, и формула изобретения составлена без ограничительной части.

Техническим результатом заявленного технического решения является разработка состава для глушения нефтяных скважин, способ его получения и способ использования, позволяющих достигнуть:

1 - повышение темпов восстановления продуктивности после глушения за счет нагрева призабойной зоны и расплавления АСПО образовавшегося в процессе эксплуатации и ремонта вследствие снижения температуры ПЗ;

2 - полное восстановление продуктивности после глушения за счет нагрева призабойной зоны и расплавления АСПО образовавшегося в процессе эксплуатации и ремонта вследствие снижения температуры ПЗ;

3 - полное восстановление продуктивности за счет восстановления фильтрационных характеристик пласта вследствие создания в процессе инициации ***термохимической реакции условий температурного разрушения эмульсии и полного выхода кольматирующих компонентов;

4 - формирование в процессе химической реакции устойчивой пены, снижающей поверхностное натяжение на границе раздела фаз жидкостей глушения и породы, способствующей очистке поровых каналов;

5 - освоение скважины за счет генерации пены и снижения гидростатического давления столба скважинной жидкости при ее газировании.

Сущностью заявленного изобретения является состав для глушения нефтяных скважин, содержащий, мас.%: эмульсионно-жидкостную основу 40-50 и насыщающие бинарные соли 50-60, в котором эмульсионно-жидкостная основа включает смесь, об.% от объема смеси: углеводородную жидкость из ряда смесь ароматических углеводородов, солярка, керосин, 40-50; цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество ПАВ из ряда олеиламидопропилбетаин, олеиламидопропилдиметиамин 1-2; пресную техническую воду 46-57; пенообразователь, устойчивый к минерализованной жидкости, 2, и ксантановую камедь (C₃₅H₄₉O₂₉)_n в качестве стабилизатора эмульсии до 1 мас.% от массы указанной смеси, включающей углеводородную жидкость, ПАВ, пресную техническую воду и пенообразователь, и в котором насыщающие бинарные соли включают, мас.% от массы насыщающих бинарных солей: нитрит натрия 79, диамид угольной кислоты 19, хлорид аммония в качестве стабилизатора глин. Способ получения состава для глушения нефтяных скважин заключается в том, что готовят эмульсионно-жидкостную основу, для чего берут углеводородную жидкость из ряда: смесь ароматических углеводородов, солярка, керосин, в количестве 40-50 об.% от объема эмульсионно-жидкостной основы, добавляют при постоянном перемешивании цвиттер-ионное ПАВ из ряда: олеиламидопропилбетаин, олеиламидопропилдиметиламин в количестве 1-2 об.% от объема эмульсионно-жидкостной основы, добавляют при постоянном перемешивании пресную техническую воду в количестве 46-57 об.% от объема эмульсионно-жидкостной основы, добавляют при постоянном перемешивании пенообразователь, устойчивый к минерализованной жидкости, в количестве 2 об.% от объема эмульсионно-жидкостной основы, далее взвешивают полученную смесь для перехода на массовые соотношения, и добавляют при постоянном перемешивании ксантановую камедь (C₃₅H₄₉O₂₉)_n в качестве стабилизатора эмульсии до 1 мас.% от массы указанной смеси, и перемешивают до получения однородной эмульсионно-жидкостной основы, составляющей 40-50 мас.% от массы состава для глушения нефтяных скважин; далее добавляют в полученную однородную эмульсионно-жидкостную основу последовательно при постоянном перемешивании насыщающие бинарные соли в суммарном количестве 50-60 мас.% от массы состава для глушения нефтяных скважин: нитрит натрия 79 мас.% от массы насыщающих далее взвешивают полученную смесь для перехода на массовые соотношения, и добавляют при постоянном перемешивании ксантановую камедь (C₃₅H₄₉O₂₉)_n в качестве стабилизатора эмульсии до 1 мас.% от массы указанной смеси, и перемешивают до получения однородной эмульсионно-жидкостной основы, составляющей 40-50 мас.% от массы состава для глушения нефтяных скважин; далее добавляют в полученную однородную эмульсионно-жидкостную основу последовательно при постоянном перемешивании насыщающие бинарные соли в суммарном количестве 50-60 мас.% от массы состава для глушения нефтяных скважин: нитрит натрия 79 мас.% от массы насыщающих бинарных солей, диамид угольной кислоты 19 мас.% от массы насыщающих бинарных солей, хлорид аммония 2 мас.% от массы насыщающих бинарных солей, перемешивание продолжают до получения однородного состава для глушения нефтяных скважин.

Заявленное изобретение иллюстрируется Фиг.1 - Фиг.5.

На Фиг.1 представлены результаты тестирования на стабильность во времени заявленного состава для глушения нефтяных скважин: 1а - после приготовления, 1б - через 5 дней, 1в - через 15 дней.

На Фиг.2 представлены результаты тестирования стабильности заявленного состава для глушения нефтяных скважин при температурах: 2а ≈ 30°С, 2б ≈ 40°С, 2в ≈ 50°С, 2г ≈ 60°С.

На Фиг.3 представлены результаты тестирования на водоотдачу заявленного состава для глушения нефтяных скважин на фильтр-прессе HPHT TRL911 (образование фильтрационной корки): 3а - фильтр-пресс HPHT TRL911, 3б - значение перепада давления, удерживаемое заявленным составом для глушения нефтяных скважин, 3в - фильтрационная корка, образовавшееся в ходе эксперимента на фильтр-прессе, выдерживающая перепад давления 20 бар.

На Фиг.4 представлен график результатов изучения вязкости заявленного состава для глушения нефтяных скважин при температуре 40°С, где по оси Х показана скорость сдвига, с^-1, по оси Y - вязкость, мПа⋅с.

На Фиг.5 представлено изменение объема за счет формирования пены при активации заявленного состава для глушения нефтяных скважин: 5а - объем пены до активации, 5б - объем пены после активации.

Далее заявителем приведено описание заявленного технического решения.

Далее заявителем приведены сведения об используемых реагентах.

1. Нитрит натрия NaNO₂, например, по ГОСТ 19906-74.

2. Диамид угольной кислоты (NH₂)₂CO, например, по ГОСТ 2081-92.

3. Кислота сульфаминовая NH₂SO₂OH, например, по ГОСТ 5821-78.

4. Цвиттер-ионный ПАВ олеиламидопропилбетаин, например, по ТУ 2480-040-04706205-2013.

5. Цвиттер-ионный ПАВ олеиламидопропилдиметиамин, например, по ТУ 2413-027-04706205-2015.

6. Пенообразователь ДОН-Д 0740, устойчивый к высокоминерализованной воде (композиция амфотерных поверхностно-активных веществ в водном растворе), например, по ТУ 20.59.59-056-04706205-2019.

7. Топливо дизельное, например, по ГОСТ 305-82.

Уравнение реакции при активации термохимической композиции закачкой сульфаминовой кислоты

Разработан многофункциональный состав для глушения нефтяных скважин представляющий собой эмульсионную солевую блокирующую термохимическую композицию, обладающую высокой блокирующей способностью по отношению к продуктивному пласту за счет вязкости системы, характеризующаяся полной совместимостью с пластовой средой за счет наличия активных компонентов и возможностью полного удаления после выполнения глушения всех без исключения компонентов за счет активации термохимической реакции в результате чего полностью восстанавливается продуктивность скважины и интенсифицируется приток.

Заявленный состав для глушения нефтяных скважин (далее - заявленный состав) блокирует поровые каналы при глушении скважин в процессе ремонтных работ.

После окончания ремонтных работ ее активируют закачкой кислотного состава, в результате чего происходит термохимическая реакция с выделением тепла, рост давления в результате выделения газа и генерации пены, что позволяет удалить кольматанты под воздействием высоких температур в сочетании с химической обработкой пласта, прилегающего к призабойной зоне, и эффективно освоить скважину.

Состав для глушения нефтяных скважин представляет собой эмульсионную солевую блокирующую термохимическую композицию высокой вязкости и низкой водоотдачи, которая содержит эмульсионно-жидкостную основу 40-50 мас.% и насыщающие бинарные соли 50-60 мас.%, при этом эмульсионно-жидкостная основа включает смесь, об.% от объема смеси: углеводородную жидкость из ряда - смесь ароматических углеводородов, солярка, керосин, 40-50, цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество (ПАВ) из ряда - олеиламидопропилбетаин, олеиламидопропилдиметиамин 1-2, пресную техническую воду 46-57, пенообразователь, устойчивый к минерализованной жидкости 2, и ксантановую камедь (C₃₅H₄₉O₂₉)_n в качестве стабилизатора эмульсии до 1 мас.% от массы указанной смеси; при этом насыщающие бинарные соли включают, мас.% от массы насыщающих бинарных солей: нитрит натрия 79, диамид угольной кислоты 19, хлорид аммония в качестве стабилизатора глин 2.

Заявленный состав обладает следующими характеристиками:

- стабильностью в течение не менее 15 суток (Фиг.1);

- термостабильностью до 60 °C (Фиг.2);

- возможностью блокировать проницаемые участки, подтвержденные исследованиями на фильтр-прессе HPHT TRL911 (Фиг.3);

- высокими значениями вязкости при низких скоростях сдвига, подтвержденные исследованиями на вискозиметре OFITE Модель 900 (Фиг.4);

- высокой способностью пенообразованию при активации системы сульфаминовой кислотой после ремонта скважины (Фиг.5).

Далее заявителем приведено описание получения заявленного состава заявленным способом.

Сначала готовят эмульсионно-жидкостную основу в стандартных условиях, для чего:

- берут углеводородную жидкость из ряда: смесь ароматических углеводородов, солярка, керосин, в количестве 40-50 об.% от объема эмульсионно-жидкостной основы,

- добавляют при постоянном перемешивании цвиттер-ионное ПАВ из ряда: олеиламидопропилбетаин, олеиламидопропилдиметиламин в количестве 1-2 об.% от объема эмульсионно-жидкостной основы,

- далее добавляют при постоянном перемешивании пресную техническую воду в количестве 46-57 об.% от объема эмульсионно-жидкостной основы,

- далее добавляют при постоянном перемешивании пенообразователь, устойчивый к минерализованной жидкости в количестве 2 об.% от объема эмульсионно-жидкостной основы,

- далее взвешивают полученную смесь для перехода на массовые соотношения, и добавляют при постоянном перемешивании ксантановую камедь (C₃₅H₄₉O₂₉)_n в качестве стабилизатора эмульсии до 1 мас.% от массы указанной смеси, и перемешивают до получения однородной эмульсионно-жидкостной основы.

Полученная масса составляет 40-50 мас.% заявленного состава.

Далее добавляют в полученную однородную эмульсионно-жидкостную основу последовательно при постоянном перемешивании насыщающие бинарные соли в суммарном количестве 50-60 мас.% от массы заявленного состава, которые содержат: нитрит натрия 79 мас.% от массы насыщающих бинарных солей, диамид угольной кислоты 19 мас.% от массы насыщающих бинарных солей, хлорид аммония 2 мас.% от массы насыщающих бинарных солей.

Перемешивание продолжают до получения однородного состава.

Получают заявленный состав для глушения нефтяных скважин.

Далее заявителем приведено описание использования заявленного состава заявленным способом.

Перед выполнением ремонтных работ в интервале продуктивного пласта:

- выполняют расчет необходимых условий глушения скважины - расчет плотности жидкости глушения в диапазонах, определяемым правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности [Приказ Ростехнадзора от 15.12.2020 N534 (ред. от 31.01.2023) «Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (Зарегистрировано в Минюсте России 29.12.2020 N61888)];

- рассчитывают количество заявленного состава для закачки (в качестве блокирующей пачки) в интервал перфорации в объемах, определяемых мощностью пласта и радиусом проникновения заявленного состава, но не менее 1 м³;

- закачивают заявленный состав;

- над интервалом закачки закачивают жидкость глушения рассчитанной плотности, например, минерализованную воду, или дегазированную нефть, или пресную воду в зависимости от величины пластового давления

для нормального, близкого к условному гидростатическому давлению с градиентом 0,01 МПа/м (в диапазоне отношений Pпластовое/Pусловное гидростатическое равное 0,90 - 1,10) соответственно пресные и минерализованные воды;

для аномально низкого ниже гидростатического (в диапазоне отношений Pпластовое/Pусловное гидростатическое менее 0,90) - дегазированная нефть.

Далее выполняют ремонтные работы, после которых для активации заявленного состава для глушения нефтяных скважин закачивают сульфаминовую кислоту концентрацией 17,5 мас.% в массовом соотношении 1:1 к массе заявленного состава для глушения нефтяных скважин с возможностью полного разрушения заявленного состава и обеспечения образования пены в объемах свыше 200 раз от объема закаченного в пласт заявленного состава.

Далее заявителем приведены примеры осуществления заявленного технического решения.

Заявленный состав готовят на поверхности в стандартных условиях в насосном агрегате или на верхнеприводной мешалке при оборотах, например, 500 об/мин.

Пример 1. Получение заявленного состава заявленным способом с содержанием солярки 40 об.%, олеиламидопропилбетаина 1 об.%, пресной технической воды 57 об.%, пенообразователя ДОН-Д 0740 2 об.%, ксантановой камеди 1% масс, нитрита натрия - 79 мас.%, диамида угольной кислоты - 19 мас.%, хлорида аммония - 2 мас.%

Приготовление заявленного состава провели в расчете на 1 м³.

Сначала готовят эмульсионно-жидкостную основу в стандартных условиях, для чего:

- берут углеводородную жидкость, например, солярку в количестве 40 об.%, например, 400 л;

- добавляют цвиттер-ионный ПАВ, например, олеиламидопропилбетаин в количестве 1 об.%, например, 10 л, при постоянном перемешивании в течение, например, 10 минут;

- далее при постоянном перемешивании порциями вводят пресную техническую воду в количестве 57 об.%, например, 570 л. Время перемешивания между вводами новых порций 10 минут;

- далее добавляют пенообразователь, устойчивый к минерализованной жидкости, например, ДОН-Д 0740 в количестве 2 об.%, например, 20 л;

- далее взвешивают полученную смесь для перехода на массовые соотношения, получили 940 кг;

- далее добавляют ксантановую камедь (C₃₅H₄₉O₂₉)_n в качестве стабилизатора эмульсии 1 мас.% от массы указанной смеси, например, 9,4 кг;

- смесь перемешивают до получения однородной эмульсионно-жидкостной основы.

В результате перемешивания получилось 949,4 кг вязкой однородной эмульсионно-жидкостной основы, что составляет 40 мас.% от заявленного состава.

Далее добавляют в полученную однородную эмульсионно-жидкостную основу последовательно при постоянном перемешивании насыщающие бинарные соли в суммарном количестве 60 мас.% от массы заявленного состава, то есть 1424,4 кг.

Для этого в полученную ранее вязкую однородную эмульсионно-жидкостную основу вводят последовательно при постоянном перемешивании нитрит натрия NaNO₂ в количестве 79 мас.% от общей массы насыщенных бинарных солей, например, 1125,28 кг, диамид угольной кислоты (NH₂)₂CO в количестве 19 мас.% от общей массы насыщенных бинарных солей, например, 270,64 кг, хлорид аммония NH₄CL 2% от общей массы насыщенных бинарных солей, например 28,49 кг.

Перемешивание продолжают до получения однородного состава.

Получают заявленный состав для глушения нефтяных скважин (Состав 1), содержащий эмульсионно-жидкостную основу 40 мас.% и насыщающие бинарные соли 60 мас.%, при этом эмульсионно-жидкостная основа включает смесь, об.% от объема смеси: углеводородную жидкость солярку 40, цвиттер-ионное ПАВ олеиламидопропилбетаин 1, пресную техническую воду 57, пенообразователь, устойчивый к минерализованной жидкости 2, ксантановую камедь (C₃₅H₄₉O₂₉)_n в качестве стабилизатора эмульсии 1 мас.% от массы указанной смеси; при этом насыщающие бинарные соли включают, мас.% от массы насыщающих бинарных солей: нитрит натрия 79, диамид угольной кислоты 19, хлорид аммония в качестве стабилизатора глин 2.

Заявленный состав обладает следующими характеристиками:

- стабильностью в течение не менее 15 суток (Фиг.1);

- термостабильностью до 60 °C (Фиг.2);

- возможностью блокировать проницаемые участки, подтвержденные исследованиями на фильтр-прессе HPHT TRL911 (Фиг.3);

- высокими значениями вязкости при низких скоростях сдвига, подтвержденные исследованиями на вискозиметре OFITE Модель 900 (Фиг.4);

- высокой способностью пенообразованию при активации системы сульфаминовой кислотой после ремонта скважины (Фиг.5).

Пример 2. Получение заявленного состава заявленным способом с содержанием керосина 50 об.%, олеиламидопропилдиметиламин 2 об.%, пресной технической воды 46 об.%, пенообразователя ДОН-Д 0740 2 об.%, стабилизатора эмульсии ксантановой камеди 0,7 % масс, нитрита натрия - 79 мас.%, диамида угольной кислоты - 19 мас.%, хлорида аммония - 2 мас.%

Приготовление заявленного состава провели в расчете на 1 м³.

Сначала готовят эмульсионно-жидкостную основу в стандартных условиях, для чего:

- берут углеводородную жидкость, например, керосин, в количестве 50 об.%, например, 500 л;

- добавляют цвиттер-ионный ПАВ, например, олеиламидопропилдиметиламин в количестве 2 об.%, например, 20 л, при постоянном перемешивании в течение, например, 10 минут;

- далее при постоянном перемешивании порциями вводят пресную техническую воду в количестве 46 об.%, например, 460 л. Время перемешивания между вводами новых порций 10 минут;

- далее добавляют пенообразователь, устойчивый к минерализованной жидкости, например, ДОН-Д 0740 в количестве 2 об.%, например, 20 л;

- далее взвешивают полученную смесь для перехода на массовые соотношения, получили 925,2 кг;

- далее добавляют ксантановую камедь (C₃₅H₄₉O₂₉)_n в качестве стабилизатора эмульсии 0,7 мас.% от массы указанной смеси, например, 6,48 кг;

- смесь перемешивают до получения однородной эмульсионно-жидкостной основы.

В результате перемешивания получилось 931,68 кг вязкой однородной эмульсионно-жидкостной основы, что составляет 50 мас.% от заявленного состава.

Далее выполняют насыщение вязкой однородной эмульсионно-жидкостной основы насыщающими бинарными солями, составляющими суммарно 50 мас.% от заявленного состава, то есть 931,68 кг.

Для этого в полученную ранее вязкую однородную эмульсионно-жидкостную основу вводят последовательно при постоянном перемешивании нитрит натрия NaNO₂ в количестве 79 мас.% от общей массы насыщенных бинарных солей, например, 736,02 кг, диамид угольной кислоты (NH₂)₂CO в количестве 19 мас.% от общей массы насыщенных бинарных солей, например, 177,02 кг, хлорид аммония 2% от общей массы насыщенных бинарных солей, например 18,63 кг.

Перемешивание продолжают до получения однородного состава.

Получают заявленный состав для глушения нефтяных скважин (Состав 2),

содержащий эмульсионно-жидкостную основу 50 мас.% и насыщающие бинарные соли 50 мас.%, при этом эмульсионно-жидкостная основа включает смесь, об.% от объема смеси: углеводородную жидкость керосин 50 об.%, цвиттер-ионное ПАВ олеиламидопропилдиметиламин 2, пресную техническую воду 46, пенообразователь, устойчивый к минерализованной жидкости 2, ксантановую камедь (C₃₅H₄₉O₂₉)_n в качестве стабилизатора эмульсии 0,7 мас.% от массы указанной смеси; при этом насыщающие бинарные соли включают, мас.% от массы насыщающих бинарных солей: нитрит натрия 79, диамид угольной кислоты 19, хлорид аммония в качестве стабилизатора глин 2.

Заявленный состав обладает следующими характеристиками:

- стабильностью в течение не менее 15 суток;

- термостабильностью до 60°C;

- возможностью блокировать проницаемые участки, подтвержденные исследованиями на фильтр-прессе HPHT TRL911;

- высокими значениями вязкости при низких скоростях сдвига, подтвержденные исследованиями на вискозиметре OFITE Модель 900;

- высокой способностью пенообразованию при активации системы сульфаминовой кислотой после ремонта скважины.

Пример 3. Получение заявленного состава заявленным способом с содержанием смеси ароматических углеводородов 45 об.%, олеиламидопропилбетаин 1,5 об.%, пресной технической воды 51,5 об.%, пенообразователя ДОН-Д 0740 2 об.%, стабилизатора эмульсии ксантановую камедь 1% масс, нитрита натрия - 79 мас.%, диамида угольной кислоты - 19 мас.%, хлорида аммония - 2 мас.%

Приготовление заявленного состава провели в расчете на 1 м³.

Сначала готовят эмульсионно-жидкостную основу в стандартных условиях, для чего:

- берут углеводородную жидкость, например, смесь ароматических углеводородов в количестве 45 об.%, например, 450 л;

- добавляют цвиттер-ионный ПАВ, например, олеиламидопропилбетаин в количестве 1,5 об.%, например, 15 л, при постоянном перемешивании в течение, например, 10 минут;

- далее при постоянном перемешивании порциями вводят пресную техническую воду в количестве 51,5 об.%, например, 515 л. Время перемешивания между вводами новых порций 10 минут;

- далее добавляют пенообразователь, устойчивый к минерализованной жидкости, например, ДОН-Д 0740 в количестве 2 об.%, например, 20 л;

- далее взвешивают полученную смесь для перехода на массовые соотношения, получили 932,7 кг;

- далее добавляют ксантановую камедь (C₃₅H₄₉O₂₉)_n в качестве стабилизатора эмульсии до 1 мас.% от массы указанной смеси, например, 9,33 кг;

- смесь перемешивают до получения однородной эмульсионно-жидкостной основы.

В результате перемешивания получилось 942,03 кг вязкой однородной эмульсионно-жидкостной основы, что составляет 45 мас.% от заявленного состава.

Далее выполняют насыщение вязкой однородной эмульсионно-жидкостной основы насыщающими бинарными солями, составляющими суммарно 55 мас.% от заявленного состава, то есть 1151,37 кг.

Для этого в полученную ранее вязкую однородную эмульсионно-жидкостную основу вводят последовательно при постоянном перемешивании нитрит натрия NaNO₂ в количестве 79 мас% от общей массы насыщенных бинарных солей, например, 790 кг, диамид угольной кислоты (NH₂)₂CO в количестве 19 мас.% от общей массы насыщенных бинарных солей, например, 218,76 кг, хлорид аммония 2% от общей массы насыщенных бинарных солей, например 23,03 кг.

Перемешивание продолжают до получения однородного состава.

Получают заявленный состав для глушения нефтяных скважин (Состав 3),

содержащий эмульсионно-жидкостную основу 45 мас.% и насыщающие бинарные соли 55 мас.%, при этом эмульсионно-жидкостная основа включает смесь, об.% от объема смеси: углеводородную жидкость смесь ароматических углеводородов 45, цвиттер-ионное ПАВ олеиламидопропилбетаин 1,5, пресную техническую воду 51,5, пенообразователь, устойчивый к минерализованной жидкости 2, ксантановую камедь (C₃₅H₄₉O₂₉)_n в качестве стабилизатора эмульсии 0,5 мас.% от массы указанной смеси; при этом насыщающие бинарные соли включают, мас.% от массы насыщающих бинарных солей: нитрит натрия 79, диамид угольной кислоты 19, хлорид аммония в качестве стабилизатора глин 2.

Заявленный состав обладает следующими характеристиками:

- стабильностью в течение не менее 15 суток;

- термостабильностью до 60°C;

- возможностью блокировать проницаемые участки, подтвержденные исследованиями на фильтр-прессе HPHT TRL911;

- высокими значениями вязкости при низких скоростях сдвига, подтвержденные исследованиями на вискозиметре OFITE Модель 900;

- высокой способностью пенообразованию при активации системы после глушения сульфаминовой кислотой.

Пример 4. Способ использования заявленного состава (Состав 1 по Примеру 1)

Перед выполнением ремонтных работ в интервале продуктивного пласта дебит составлял 20 т/сутки.

Перед выполнением ремонтных работ в интервале продуктивного пласта:

- выполняют расчет необходимых условий глушения скважины (расчет плотности жидкости глушения), например, для аномально низкого пластового давления 8 МПа в скважине с глубиной 1100 метров, расчетная плотность жидкости глушения соответствует значению:

где К - коэффициент запаса выбирается исходя из категории и глубины скважины пределах 1,05-1,15 (как правило 1,1 для скважин глубиной менее 1200 м; 1,05 для скважин глубиной более 1200 м),

Рпл - пластовое давление, Па,

Н - глубина скважины по вертикали, м,

g - ускорение свободного падения, м²/с;

для исключения ухода жидкости в призабойную зону необходимо использовать блокирующий состав т.к. значение гидростатического давления даже при использовании дегазированной нефти плотностью 850 кг/м³ значительно выше пластового. Дополнительный перепад давления, который обеспечивает удержание по данным исследования на пресс-фильтре 20 бар (Фиг.3б).

Объем блокирующего состава определяется, исходя из проницаемости пласта и расчетной зоны проникновения заявленного состава, но не менее 1 м³ в интервале перфорации, например, в нашем случае для интервала перфорации 5 метров высокопроницаемого пласта используем 2,5 м³ состава;

- закачивают заявленный состав - Состав 1 по Примеру 1;

- над интервалом закачки, согласно расчету, закачивают жидкость глушения соответствующей (рассчитанной) плотности, например, дегазированную нефть.

Проводят ремонтные работы, после выполнения которых для активации заявленного состава закачивают по НКТ сульфаминовую кислоту концентрации 17,5%, в количестве 2,5 м³ с возможностью полного разрушения заявленного состава и обеспечения образование пены в объемах свыше 200 раз от объема заявленного состава.

Далее освоили скважину и получили дебит 20,4 т/сутки.

В результате были достигнуты все заявленные технические результаты, а именно:

1 - повышены темпы, т.е. снижено время выхода скважины на рабочий режим) не только за счет гидрофобизации пород, как указано в аналогах, а синергетического эффекта одновременной гидрофобизации и обеспечено восстановление продуктивности после глушения за счет нагрева призабойной зоны и расплавления АСПО образовавшегося в процессе эксплуатации и ремонта за счет активной термохимической реакции, описываемой уравнением реакцией

При этом тепло, выделяющееся в ходе реакции, идет на нагрев призабойной зоны и позволяет разрушить все сформировавшиеся отложения и полностью удалить кольматанты в период протекания реакции, т.е. короткое время и сопровождаемое интенсивным выносом продуктов реакции за счет газообразования.

2 - полное восстановление продуктивности после глушения за счет нагрева призабойной зоны и расплавления АСПО, образовавшегося в процессе эксплуатации и ремонта, вследствие снижения температуры ПЗ, т.е. очевидным созданием условий по удалению всех продуктов блокирования пласта в результате температурного разложения бинарной смеси - дебит после ремонтных работ составил значение большее, чем до ремонтных работ;

3 - полное восстановление продуктивности за счет восстановления фильтрационных характеристик пласта вследствие создания в процессе инициации термохимической реакции условий температурного разрушения эмульсии и полного выхода кольматирующих компонентов т.е. очевидным созданием условий по удалению всех продуктов блокирования пласта в результате температурного разложения бинарной смеси;

4 - формирование в процессе химической реакции устойчивой пены, снижающей поверхностное натяжение на границе раздела фаз жидкостей глушения и породы, способствующей очистке поровых каналов, что принципиально отличает заявляемый состав от аналогов и наглядно иллюстрируется Фиг.5;

5 - освоение скважины за счет генерация пены и снижения гидростатического давления столба скважинной жидкости при ее газировании, что принципиально отличает заявляемый состав от аналогов и очевидно отражает возможности освоения газированием жидкости в скважине и наглядно иллюстрируется Фиг.5.

Пример 5. Способ использования заявленного состава (Состав 2 по Примеру 2)

Перед выполнением ремонтных работ в интервале продуктивного пласта дебит составлял 35 т/сутки.

Перед выполнением ремонтных работ в интервале продуктивного пласта:

- выполняют расчет необходимых условий глушения скважины (расчет плотности жидкости глушения), например, для нормального пластового давления 17 МПа в скважине с глубиной 1700 метров, расчетная плотность жидкости глушения соответствует значению:

где К - коэффициент запаса выбирается исходя из категории и глубины скважины пределах 1,05-1,15 (как правило 1,1 для скважин глубиной менее 1200 м; 1,05 для скважин глубиной более 1200 м),

Рпл - пластовое давление, Па,

Н - глубина скважины по вертикали, м,

g - ускорение свободного падения, м²/с;

для исключения ухода жидкости в призабойную зону при поглощении за счет замещения пластовой нефти и жидкости глушения необходимо использовать блокирующий состав, который исключает массообменные процессы в статических условиях за счет блокирования высокопористых каналов и трещин при высокой вязкости системы в зоне закачки. Дополнительный перепад давления, который обеспечивает удержание по данным исследования на пресс-фильтре 20 бар (Фиг.3б).

Объем блокирующего состава определяется исходя из проницаемости пласта и расчетной зоны проникновения заявленного состава, но не менее 1м³ в интервале перфорации, например, в нашем случае для интервала перфорации 7 метров высокопроницаемого пласта используем 3,5 м³ состава.

Провели последовательность действий по Примеру 1, отличающуюся тем, что вместо Состава 1 по Примеру 1 взяли Состав 2 по Примеру 2, а в качестве жидкости глушения взяли, например, пресную воду.

Далее освоили скважину и получили дебит 35,5 т/сутки.

В результате были достигнуты все заявленные технические результаты аналогично Примеру 1.

Пример 6. Способ использования заявленного состава (Состав 3 по Примеру 3)

Перед выполнением ремонтных работ в интервале продуктивного пласта дебит составлял 40 т/сутки.

Перед выполнением ремонтных работ в интервале продуктивного пласта:

- выполняют расчет необходимых условий глушения скважины (расчет плотности жидкости глушения), например, для нормального пластового давления 12 МПа в скважине с глубиной 1200 метров, расчетная плотность жидкости глушения соответствует значению:

где К - коэффициент запаса выбирается исходя из категории и глубины скважины пределах 1,05-1,15 (как правило 1,1 для скважин глубиной менее 1200 м; 1,05 для скважин глубиной более 1200 м),

Рпл - пластовое давление, Па,

Н - глубина скважины по вертикали, м,

g - ускорение свободного падения, м²/с;

для исключения ухода жидкости в призабойную зону при поглощении за счет замещения пластовой нефти и жидкости глушения необходимо использовать блокирующий состав, который исключает массообменные процессы в статических условиях за счет блокирования высокопористых каналов и трещин при высокой вязкости системы в зоне закачки. Дополнительный перепад давления, который обеспечивает удержание по данным исследования на пресс-фильтре 20 бар (Фиг.3б).

Объем блокирующего состава определяется исходя из проницаемости пласта и расчетной зоны проникновения заявленного состава, но не менее 1м³ в интервале перфорации, например, в нашем случае для интервала перфорации 3 метров высокопроницаемого пласта используем 1,5 м³ состава.

Провели последовательность действий по Примеру 1, отличающуюся тем, что вместо Состава 1 по Примеру 1 взяли Состав 3 по Примеру 3, а в качестве жидкости глушения взяли, например, деминерализованную воду.

Далее освоили скважину и получили дебит 41 т/сутки.

В результате были достигнуты все заявленные технические результаты аналогично Примеру 1.

Таким образом, из описанного выше можно сделать вывод, что заявителем решена выявленная техническая проблема и достигнут заявленный технический результат: разработан состав для глушения нефтяных скважин (Примеры 1-3, Фиг.1 - Фиг.5), способ его получения и способ использования, в результате чего:

1 - повышены темпы восстановления продуктивности после глушения за счет нагрева призабойной зоны и расплавления АСПО образовавшегося в процессе эксплуатации и ремонта вследствие снижения температуры ПЗ - см. Примеры 4-6, Фиг.5;

2 - достигнуто полное восстановление продуктивности после глушения за счет нагрева призабойной зоны и расплавления АСПО образовавшегося в процессе эксплуатации и ремонта вследствие снижения температуры ПЗ - см. Примеры 4-6, Фиг.5;

3 - достигнуто полное восстановление продуктивности за счет восстановления фильтрационных характеристик пласта вследствие создания в процессе инициации термохимической реакции условий температурного разрушения эмульсии и полного выхода кольматирующих компонентов - см. Примеры 4-6, Фиг.5;

4 - достигнуто формирование в процессе химической реакции устойчивой пены, снижающей поверхностное натяжение на границе раздела фаз жидкостей глушения и породы, способствующей очистке поровых каналов - см. Примеры 4-6, Фиг.5;

5 - достигнуто освоение скважины за счет генерация пены и снижения гидростатического давления столба скважинной жидкости при ее газировании - см. Примеры 4-6, Фиг.5.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна», предъявляемому к изобретениям, так как из исследованного уровня техники не выявлены технические решения, обладающие заявленной совокупностью признаков, обеспечивающих достижение заявленных результатов.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, так как не является очевидным для специалиста в данной области науки и техники.

Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость», так как может быть реализовано с использованием стандартного оборудования, известных отечественных материалов и технологий.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к глушению нефтяных скважин. Технический результат - повышение темпов восстановления продуктивности после глушения, полное восстановление продуктивности после глушения, формирование устойчивой пены. Состав для глушения нефтяных скважин содержит, мас.%: эмульсионно-жидкостную основу 40-50; насыщающие бинарные соли 50-60. Эмульсионно-жидкостная основа включает смесь, содержащую, об.% от объема смеси: углеводородную жидкость из ряда: смесь ароматических углеводородов, солярка, керосин, 40-50; цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество ПАВ из ряда: олеиламидопропилбетаин, олеиламидопропилдиметиамин, 1-2; пресную техническую воду 46-57; пенообразователь, устойчивый к минерализованной жидкости, 2, и ксантановую камедь (C₃₅H₄₉O₂₉)_n в качестве стабилизатора эмульсии до 1 мас.% от массы указанной смеси, включающей углеводородную жидкость, ПАВ, пресную техническую воду и пенообразователь. Углеводородная жидкость выбрана из ряда: смесь ароматических углеводородов, солярка, керосин. Насыщающие бинарные соли включают, мас.% от массы насыщающих бинарных солей: нитрит натрия 79; диамид угольной кислоты 19; хлорид аммония в качестве стабилизатора глин 2. 2 н.п. ф-лы, 5 ил., 6 пр.

1. Состав для глушения нефтяных скважин, содержащий, мас.%: эмульсионно-жидкостную основу 40-50 и насыщающие бинарные соли 50-60, в котором эмульсионно-жидкостная основа включает

смесь, об.% от объема смеси: углеводородную жидкость из ряда: смесь ароматических углеводородов, солярка, керосин 40-50; цвиттер-ионное поверхностно-активное вещество ПАВ из ряда: олеиламидопропилбетаин, олеиламидопропилдиметиамин 1-2; пресную техническую воду 46-57; пенообразователь, устойчивый к минерализованной жидкости, 2,

и ксантановую камедь (C₃₅H₄₉O₂₉)_n в качестве стабилизатора эмульсии до 1 мас.% от массы указанной смеси, включающей углеводородную жидкость, ПАВ, пресную техническую воду и пенообразователь,

и в котором насыщающие бинарные соли включают, мас.% от массы насыщающих бинарных солей: нитрит натрия 79, диамид угольной кислоты 19, хлорид аммония в качестве стабилизатора глин 2.

2. Способ получения состава для глушения нефтяных скважин по п.1, заключающийся в том, что

готовят эмульсионно-жидкостную основу, для чего

берут углеводородную жидкость из ряда: смесь ароматических углеводородов, солярка, керосин в количестве 40-50 об.% от объема эмульсионно-жидкостной основы,

добавляют при постоянном перемешивании цвиттер-ионное ПАВ из ряда: олеиламидопропилбетаин, олеиламидопропилдиметиламин в количестве 1-2 об.% от объема эмульсионно-жидкостной основы,

добавляют при постоянном перемешивании пресную техническую воду в количестве 46-57 об.% от объема эмульсионно-жидкостной основы,

добавляют при постоянном перемешивании пенообразователь, устойчивый к минерализованной жидкости, в количестве 2 об.% от объема эмульсионно-жидкостной основы,

далее взвешивают полученную смесь для перехода на массовые соотношения и добавляют при постоянном перемешивании ксантановую камедь (C₃₅H₄₉O₂₉)_n в качестве стабилизатора эмульсии до 1 мас.% от массы указанной смеси, и перемешивают до получения однородной эмульсионно-жидкостной основы, составляющей 40-50 мас.% от массы состава для глушения нефтяных скважин;

далее добавляют в полученную однородную эмульсионно-жидкостную основу последовательно при постоянном перемешивании насыщающие бинарные соли в суммарном количестве 50-60 мас.% от массы состава для глушения нефтяных скважин: нитрит натрия 79 мас.% от массы насыщающих бинарных солей, диамид угольной кислоты 19 мас.% от массы насыщающих бинарных солей, хлорид аммония 2 мас.% от массы насыщающих бинарных солей, перемешивание продолжают до получения однородного состава для глушения нефтяных скважин.