состав для приготовления технологических жидкостей

Формула изобретения

СОСТАВ ДЛЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ, включающий водорастворимую соль кальция, свободный аммиак и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит или технический лигносульфонат, или нейтрально-сульфитный щелок при следующем соотношении компонентов, мас. % :

Водорастворимая соль кальция 12,5 - 43,5

Свободный аммиак 0,2 - 2,0

Технический лигносульфонат или нейтрально-сульфитный щелок 5,0 - 25,0

Вода Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к составам для приготовления технологических жидкостей, применяемых при заканчивании, глушении нефтяных и газовых скважин, в качестве базового реагента для технологических процессов повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин.

Известно использование при глушении и освоении скважин смеси хлоридов и нитратов кальция [1] .

Недостатком их является высокая глубина проникновения и, при загущении их полимерами и оксиэтилцеллюлозой резкое снижение эффективности при температурах выше 50^оС.

Известно использование для освоения, обработки и эксплуатации скважин реагентов: чистый хлорид кальция; смесь рассолов хлорида и бромида кальция; раствор солей бромида цинка, бромида кальция, хлорида кальция; чистый раствор бромида натрия [2] .

Недостатком этих реагентов является высокая проникающая способность в призабойную зону пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является раствор для приготовления технологических жидкостей, включающий бромид кальция, гидроксид кальция, свободный аммиак и воду при следующем соотношении компонентов, мас. % :

Бромид кальция 57 - 59

Гидроксид кальция 0,2 - 0,4

Свободный аммиак 0,2 - 0,4 Вода Остальное

Недостатком раствора является высокая температура застывания и большая глубина проникновения в пласт, а также низкая его термостойкость.

Задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является разработка состава, обеспечивающего понижение температуры застывания состава, снижение глубины проникновения его в пласт и обеспечение его термостабильности при закачке состава в призабойную зону скважины с высокими пластовыми температурами.

Поставленная задача решается тем, что состав для приготовления технологических жидкостей, включающий водорастворимую соль кальция, свободный аммиак и воду, дополнительно содержит технический лигносульфонат или нейтрально-сушильный щелок при следующем соотношении компонентов, мас. % :

Водорастворимая соль кальция 12,5 - 43,5

Свободный аммиак 0,2 - 2

Технический лигносульфонат

или нейтрально-сульфитный щелок 5 - 25 Вода Остальное

Введение в состав лигносульфоната технического или сульфитного щелока позволяет снизить глубину проникновения состава в пласт за счет полиэлектролитных свойств указанных компонентов. Нитрат кальция, хлорид кальция и свободный аммиак образуют комплекс с лигносульфонатом или сульфонатом щелоком, обладающий низкой температурой застывания и стабильностью технологических характеристик при повышенных пластовых температурах и высокой минерализации пластовых вод за счет резкого снижения порога коагуляции лигноносульфоната в присутствии нитрат-иона.

Новая совокупность заявляемых существенных признаков позволит получить термостабильность состава при высоких пластовых температурах, снижение температуры застывания и глубины проникновения в призабойную зону пласта.

В качестве технического лигносульфоната берут лигносульфонат технический (ТУ 13-0281036-05-89, ТУ 81-04-225-79).

В качестве нейтрально-сульфитного щелока берут щелок черный моносульфитный (ТУ 13-7308001-453-84).

В качестве водорастворимой соли кальция берут нитрат кальция (ТУ 6-09-1013-76), хлорид кальция (ГОСТ 450-77- ТУ 6-18-173-77).

В качестве свободного аммиака берут аммиак водный (ГОСТ 3760-79).

При приготовлении заявляемого состава в качестве водорастворимой соли кальция и свободного аммиака возможно использовать побочный продукт производства нитрата аммония - аммонизированный раствор нитрата кальция (АРНК), который содержит в своем составе нитрат кальция и свободный аммиак в необходимом соотношении (ТУ 113-03-22-01-87). Состав аммонизированного раствора нитрата кальция содержит, мас. % : Нитрат кальция 35 - 53 Нитрат аммония 2 - 8 Свободный аммиак 2 Вода Остальное

П р и м е р 1. 25 г нитрата кальция растворяют при перемешивании в 58,8 г воды, затем добавляют 1,2 г аммиака (3,2 г 25% -ного водного раствора аммиака), выдерживают в течение 20 мин и вводят постепенно при перемешивании 15 г лигносульфоната. По окончании смешивания раствор выдерживают 1 ч. Полученный состав имеет плотность 1300 кг/м³.

П р и м е р ы 2 - 14. Составы готовят аналогично примеру 1.

П р и м е р 15. К 26,2 г АРНК добавляют 58,8 г, затем постепенно при перемешивании вводят 15 г лигносульфоната, перемешивают в течение 30 мин и выдерживают 1 ч. Полученный состав имеет плотность 1300 кг/м³.

П р и м е р 16 (прототип). Получение раствора бромида кальция для приготовления технологических жидкостей на его основе осуществляют по следующей схеме:

284 г Н₂О + 225 г Са(ОН)₂ + 480 г Вr₂ + 76 г NH₂OH -> 600 г СаBr₂ + 28 г N₂ + 428 г H₂O + 3 г Са(ОН)₂ + 6 г NH₂OH

После подачи гидроокиси кальция и аммиачной воды в реактор начинают дозировать бром. В конце введения брома смесь перемешивают в течение 20 мин, затем мешалку останавливают и через вакуумный пробоотборник отбиpают пробу раствора на анализ. В растворе определяют концентрацию бромистого кальция, наличие свободного и связанного аммиака, качественно определяют наличие в растворе брома. Затем раствор отфильтровывают от шлама.

Из представленных в примерах и таблице данных видно, что заявленный состав по сравнению с составом по прототипу обладает низкой температурой застывания; высокой термостабильностью; малой глубиной проникновения в пласт.

Для подтверждения возможности использования состава для приготовления технологических жидкостей в технологиях перераспределения фильтрационных потоков и ограничения водопритока для добывающих скважин приводом ряд примеров.

1. В технологии на способ разработки нефтяного пласта проводят оценку коэффициента нефтевытеснения из модели неоднородного по проницаемости пласта. Моделируют пласт, состоящий из гидродинамически несвязанных пропластков различной проницаемости, вскрытых одной скважиной. На входе моделей поддерживают давление нагнетаемой жидкости, обеспечивающее в наиболее проницаемом прослое скорость фильтрации, соответствующую реальной пластовой (не более 1 м/сут). Проницаемость моделей составляет 1,35 10^-4 м², пористость 0,24, 0,31. В экспериментах используют модели длиной 1,15 - 1,20 м, площадью поперечного сечения 1,30 - 1,35 10^-4 м. Нефть, находящуюся в моделях, сначала вытесняют водой до достижения 100% обводненности продукции модели большей проницаемости. Затем в парные модели вводят реагенты по следующей схеме: оторочка отработанной серной кислоты в количестве 5% от объема пор модели; оторочка раствора состава для приготовления технологических жидкостей с концентрацией 15% в количестве 10% от объема пор моделей; оторочка отработанной серной кислоты в количестве 5% от объема пор моделей.

В результате прирост коэффициента нефтевытеснения по модели нефтяного пласта с большей проницаемостью составляет 7% , по модели с меньшей проницаемостью - 28,2% , по двум моделям в среднем 17,6% , т. е. на уровне результатов, полученных при использовании технических лигносульфонатов. Отсюда следует, что состав для приготовления технологических жидкостей, может применяться в данной технологии в качестве одного из компонентов.

2. В составе для изоляции промытых зон пласта проводят оценку вязкости геля, образованного при использовании состава для приготовления технологических жидкостей.

Берут состав для приготовления технологических жидкостей с содержанием лигносульфоната 15 г, добавляют при перемешивании 3 г бахромата калия и 0,15 г соляной кислоты и замеряют вязкость полученного состава через 3 сут с применением вибрационного метода. Полученная величина вязкости 524 10³ мПа с соответствует нетекучему состоянию состава, что свидетельствует о возможности использования технологической жидкости для получения изолирующих составов.

В способе гидроизоляции пласта в скважине проводят оценку проницаемости промытых зон в результате гидроизоляции при использовании состава для приготовления технологических жидкостей.

Моделирует пласт, состоящий из гидродинамически несвязанных пропластов различной проницаемостью 0,40 и 2,50 мкм² соответственно пористостью 0,26 N 0,34. Длина пористой среды равна 0,33 м, площадь поперечного сечения 1,54 10^-4 м².

Нефть из нефтенасыщенных моделей вытесняют пластовой водой до 100% обводненности продукции. Затем вводят химреагенты в следующем порядке: оторочка раствора предлагаемой технологической жидкости с 3% концентрацией лигносульфоната в количестве 0,3 объема пор модели; оторочка 3% -ного водного раствора поли-N, N-диметил-5,3-метиленпиперидиний хлорид (ВПК-402) в количестве 0,3 объема пор модели.

Проницаемость пористой среды после вода химреагентов резко уменьшается до 0,026 и 0,13 мкм 2 соответственно. Эффективность гидроизоляции за один цикл закачки составляет 95% . При этом перепад давлений достигает 4 МПа/м. Таким образом подтверждается возможность использования технологической жидкости в данной технологии.

Предлагаемый состав для приготовления технологических жидкостей обладает следующими преимуществами: низкой температурой застывания, что делает ее технологической при использовании в районах Крайнего Севера и Западной Сибири; стабильными технологическими характеристиками в широком диапазоне температур и минерализаций, что позволяет использовать в различных геолого-физических условиях пласта; низкой проникающей способность в призабойную зону, что позволяет резко уменьшить расход исходных компонентов, а также позволяет быстро провести освоение скважин после проведения ремонта; возможностью использования при его применении стандартного нефтепромыслового оборудования; многоцелевым назначением, позволяющим использовать его как самостоятельно, так и в качестве основы для приготовления состав в различных технологических процессах повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин; широкой сырьевой базой исходных компонентов, являющихся отходами и побочными продуктами целлюлозно-бумажной и химической промышленности, что позволяет решить вопросы утилизации крупнотоннажных отходов и снижения остроты экологических проблем. (56) 1. Экспресс-информация, серия Строительство скважин. Проспекты фирмы "Magcobar" Нефтяная промышленность, 1989, вып. 8, с. 3 - 9.

2. Авторское свидетельство СССР N 1189868, кл. C 09 K 7/04, 1985.