Состав для термохимической обработки ствола скважины Советский патент 1991 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей промышленности, а конкретнее к средствам тепловой обработки скважины с целью интенсификации режима ее работы, притока углеводородов из продуктивных пластов.

Целью изобретения является повышение вязкости состава и снижение предельного напряжения сдвига.

Состав, приготовленный на водной основе, загущается добавкой полимера кар- боксиметилоксиэтилцеллюлозой (КМЦ), в качестве стабилизатора вязкости содержит хлорид кальция (СаС1г), а в качестве поверхностно-активного вещества - сульфанол, взятых в соотношении, мас.%:

CaCi213-18

КМЦ0,7-0,9

Сульфанол0,13-0,17

ВодаОстальное

Оптимальные реологические характе.- ристики определяют на основе экспериментальных и теоретических исследований процесса теплообмена со стволом скважин теплоносителя, плотность и теплоемкость которого близки соответствующим характеристикам воды, а реологические характеристики варьируют в широких пределах (например, для вязкости пределы изменения от 1 до 100 мкПа с, Г0 10 -300 мкПа). На чертеже приведены расчетные кривые распределения температур в стволе скважины по глубине через 1 сут непрерывной циркуляции теплоносителей с температурой на входе в НКТ 90°С; кривая 1 отражает распределение температуры в зз- трубном пространстве при циркуляции жидкости, загущенной полимерами с вязкостью

hO Ч)

сл о сл

rj 40 мкПа с; кривая 2-е вязкостью 1 20 мкПа с; кривая 3-е вязкостью rj 6,7 мкПа-с; кривая 4 - при циркуляции воды.

С возрастанием вязкости теплоносителя эффективность прогрева ствола возрастает, однако, начиная с определенных величин, вязкость практически не влияет на характер прогрева ствола. При скорости циркуляции теплоносителя 3 л/с такие величины составляют 18-25 мкПЭ С.

При больших вязкостях режим течения теплоносителя становится ламинарным, при котором изменение вязкости жидкости уже незначительно сказывается на коэффициенте теплообмена между нисходящим и восходящим потоками теплоносителя.

Определяющим для температуры в стволе скважины является критерий Шухова о. Его снижение влечет за собой увеличение (при подогреве) или уменьшение (при охлаждении) температуры на максимальной глубине скважины при термообработке теплоносителя с фиксированной температурой на входе в колонну. Снижение критерия о наиболее эффективно за счет уменьшения коэффициента теплоотдачи К, который непосредственно зависит от реологических свойств жидкости, а более конкретно от соТ0

- ламинарного течения

отношения

Ч

для

вязкопластичной жидкости:

где

Мп 0,15(Не -Pr)1/Jf Н.РГ-Ј.|:

Nn

а

- критерий Нуссельта;

f - f(Pe, d);

Ре - число Пекла;

а - коэффициент теплоотдачи потока жидкости;

Я - коэффициент теплопроводности жидкости;

х - коэффициент температуропроводности жидкости;

d - характерный диаметр;

г0 - предельный сдвиг;

tj - пластичная вязкость жидкости.

Го

Снижение параметра влечет за собой снижение коэффициента теплоотдачи движущейся жидкости, увеличение глубины термообработки скважины вязкопластич- ным теплоносителем.

Оптимальным для осуществления поставленной цели является значение т/ 30- 60 и Г0 50-100ДПа при t 20-90°С.

Вследствие незначительных скоростей подъема теплоносителя в затрубье скважины, а также анализа теоретических и экспериментальных данных температура окружающей скважину породы в основном зависит от температуры теплоносителя.

В качестве основного загустителя в предлагаемой композиции используют полимер КМЦ взятый в соотношенииО,7-0,9 мас.%.

В качестве стабилизатора вязкости и ингибитора в композиции взят хлорид кальция (CaCIa) в соотношении 13-18 мас.%.

Хлористый кальций стабилизирует вязкость раствора при изменении температуры рас- . твора и частично его загущает, а кроме того, при охлаждении скважин газовых или работающих газоводонефтяной смесью хлорид кальция,

являясь ингибитором гидратообразования, предотвращает такого рода осложнения.

Добавка 0,13-0.17 мас.% ПАВ (сульфа- нола) снижает гидродинамическое сопротивление раствора и предельное

напряжение сдвига Т0 и позволяет в 1,5 раза снизить давление нагнетания насосного агрегата при прокачке раствора через скважину. Однако увеличение процентного содержания сульфанола приводит к ухудшению вязкостных свойств теплоносителя и сказывается на его теплофизических свойствах вследствие его вспенивания.

Оптимальным выбрано следующее соотношение компонентов, мас.%;

Хлорид кальция .13-18

КМЦ0,7-0,9

Сульфанол (ПАВ)0,13-0,17

ВодаОстальное

Снижение содержания CaClz менее

13 мас.% нежелательно, так как приводит к недостаточному количеству ингибитора в растворе, а также требует дополнительной добавки КМЦ для достижения необходимой вязкости. Увеличение

CaCl2 более 18 мас.% нецелесообразно ввиду того, что помимо повышения вязкости увеличивается плотность раствора, ухудшаются его гидродинамические свойства. Содержание в композиции менее

0,7 мас.% КМЦ не позволяет достичь необходимой вязкости раствора, а увеличение более 0,9 мас.% приводит к сильному загущение раствора, превышающему допустимые пределы.

0 Содержание в растворе более 0,17 мас.% ПАВ приводит к ухудшению вязкостных свойств теплоносителя и сказывается на теплофизических свойствах вследствие его вспенивания, но добавка ПАВ (сульфанола)

5 в водный раствор менее 0,13 мас.% не дает заметного воздействия на гидродинамическое сопротивление раствора.

В табл. 1 -3 показан порядок подбора соотношения выбранных химреагентов, позволякпцето максимально снизить параметр Тъ/rj и обеспечить его небольшое изменение в широком диапазоне температур.

Из табл.4 видно, что как состав 1 теплоносителя (оптимальный для охлаждения ствола скважины), так и состав 2 (оптимальный для подогрева) не только дают снижение параметра Т0/Ч в 1,5-2,5 раза, а также е го небольшое (в отличие от прототипа) изменение в широком диапазоне температур 10-90°С.

Использование известных компонентов, например CaCl2 и ПАВ, по отдельности не приводит к полученному синергетическо- му эффекту: уменьшение критерия r0/rj ведет к повышению (понижению) температуры на максимальной глубине скважины при ее термообработке теплоносителем в ламинарном режиме промывки ствола скважины.

Теплоноситель готовят следующим образом.

В воде, нагретой до 40°С, одновременно растворяют соответствующие порции СаС(2 и КМЦ в течение 50-20 мин (до полного их растворения), а затем добавляют ПАВ. При растворении хлорида кальция в воде выделяется значительное количество тепла, приводящее к дополнительному повышению температуры воды (до 80°С) и более быстрому распусканию КМЦ в растворе.

П р и м е р.1 Теплоноситель состава, мас%: CaCfa 15; КМЦ 0.7; сульфанол 0,15; вода остальное, с начальной температурой, близкой к 0°С, используют для охлаждения забоя скважины.После циркуляции теплоносителя в течение 6 ч температура забоя снижается с 106 до 66,2°С. При циркуляции глинистого известного раствора с начальной температурой теплоносителя на входе в НКТ температура снижается на 80°С.

П р и м е р 2. Осуществляют предварительный прогрев ствола на скважине. До прогрева температура ствола простаивающей скважины соответствует температуре окружающих горных пород. Так, в области залегания вечномерзлых пород эта температура составляет от -2 до 0°С. Попытка провести гидродинамические исследования объекта в холодном стволе скважины по традиционной технологии ни к чему не привела ввиду быстрой закупорки НКТ гидратами.

Проводят прогрев ствола в течение 5,5 сут циркуляцией в технической колонне теплоносителя, приготовленного по предлагаемой рецептуре с содержанием КМЦ 0,9

мас.% и подогревом его на поверхности земли до 90°С. Сразу после прогрева вызван приток газа. Скважина в течение 6 сут до выхода на устойчивый режим работает 5 равномерно без выноса плотных пачек и прорывов газа, одной смесью, что позволяет проводить исследования скважины без осложнений. Численные расчеты показывают,

10 что температура ствола в первый час работы скважины в районе залегания мерзлых пород не опускается ниже 5б°С. Аналогичные расчеты для глинистого известного раствора показывают, что температура ствола в

5 первый час не ниже 44,6°С. Время безгид- ратного режима работы скважины составляет в этом случае 3,7 сут.

Применение изобретения на практике для охлаждения ствола скважины дает боль0 ший эффект, чем при использовании известных теплоносителей, позволяет на большую глубину охлаждать породы под продуктивным пластом в целях разгрузки и увеличения дебита углеводородов, провести

5 охлаждение пласта для снижения коррозионной и химической активности кислот, что позволяет охватить химической обработкой большую глубину пласта.

Прогрев ствола особенно эффективен

0 непосредственно перед пуском в действие скважины, работающей с низкими дебитами при низкой температуре пород, для предупреждения гидрото-парафинообразования з стволе, характерного для начального перио5 да работы скважины, обеспечения устойчивого режима притока углеводородов и более качественного проведения испытаний промыслового объекта

Формула изобретения

0Состав для термохимической обработки

ствола скважины, включающий полимер, стабилизатор вязкости, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения

5 вязкости состава и снижения предельного напряжения сдвига, в качестве полимера состав включает карбоксиметилоксиэтилцел- люлозу (КМОЭЦ) в качестве стабилизатора вязкости - хлорид кальция, а в качестве ПАВ 0 сульфанол, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Хлорид кальция 13-18 КМОЭЦ0,7-0,9

Сульфанол0,13-0,17

5ВодаОстальное

Таблица 1

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей отраслям промышленности и предназначено для тепловой обработки скважины для интенсификации режима ее работы. Цель - повышение вязкости состава для обработки и снижение предельного напряжения сдвига. Состав, приготовленный на воднрй основе, загущается добавкой полимера - карбоксиметилоксиэтил- целлюлозой (КМЦ), а в качестве стабилизатора вязкости содержит хлорид кальция CaCl2. В качестве ПАВ состав содержит сульфанол. Соотношение компонентов в составе следующее, мас.%: CaCl2 13-18; КМЦ 0,7-0,9; сульфанол 0,13-0,17; вода остальное. Хлористый кальций стабилизирует вязкость раствора при изменении температуры раствора и частично его загущает. Добавка сульфанола снижает гидродинамическое сопротивление раствора и предельное напряжение сдвига и позволяет снизить давление нагнетания насосного агрегата при прокачке раствора через скважину. 1 ил., 4 табл. (Л

Примечание. Для составов 5-8 данные пластической вязкости получены при Т 70°С

Таблица 2

Таблица 3

50

60 7Q 80. 90

200 ЬОО 600

ад

Н,п

Таблица 4

I

I