раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных газовых скважин

Формула изобретения

Раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных газовых скважин, включающий дисперсионную среду, отличающийся тем, что в качестве дисперсионной среды он содержит газовый конденсат, синтетическую жирную кислоту СЖК и дополнительно-каустическую соду NaOH и минеральный наполнитель - глинопорошок при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Газовый конденсат - 81,0 - 84,9

Синтетическая жирная кислота СЖК - 1,7 - 2,3

Каустическая сода NaOH - 0,6 - 1,0

Минеральный наполнитель - глинопорошок - Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и их эксплуатации, в частности, к технологическим растворам, применяемым при заканчивании и глушении низкотемпературных газовых скважин.

Известно применение для бурения и вскрытия продуктивных пластов оценочных скважин растворов на нефтяной основе, включающих нефть, высокоокисленный битум, поверхностно-активные вещества, утяжелители и др. (Рязанов А. Я. Справочник по буровым растворам - М.: Недра, 1979, с. 54).

Недостатком данных растворов является негативное воздействие на фильтрационно-емкостные свойства прискважинной зоны пласта газовых скважин за счет кольматации пористой среды и создания дополнительных сопротивлений асфальто-смолистыми соединениями нефти, битума и др.

Наиболее близким аналогом является раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных газовых скважин (А.с. СССР N 1740397 A1, C 09 K 7/02, Опубл. 1992, Бюл. N 22), включающий дисперсную среду, содержащую в мас.%: бромид кальция - 26,0 - 56,0, гидрогель гидроксида магния 4,0 - 5,0, реагент-стабилизатор 0,5 - 1,5, органилсиликонат щелочного металла 0,1 - 5,0, низкомолекулярный спирт 0,5 - 25,0, вода остальное.

Недостатком данного раствора является то, что он также оказывает отрицательное влияние на фильтрационно-емкостные свойства прискважинной зоны пласта газовых скважин воздействием на внутрипоровую поверхность водой и бромидом кальция, многокомпонентен и технологически сложен в приготовлении.

Задачей изобретения является разработка технологического раствора, обеспечивающего сокращение времени освоения и вывода скважины после ремонта на доремонтный режим работы, упрощение и удешевление технологического процесса.

Достигаемый технический результат состоит в создании технологического раствора для закачивания и глушения низкотемпературных газовых скважин с физико-химическими свойствами, максимально приближенными к свойствам пластовых газоконденсатных систем.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что раствор для закачивания и глушения низкотемпературных газовых скважин, включающий дисперсионную среду, в качестве дисперсионной среды содержит газовый конденсат, синтетическую жирную кислоту СЖК и дополнительно каустическую соду NaOH и минеральный наполнитель - глинопорошок при следующем соотношении компонентов, в мас.%: газовый конденсат 81,0-84,9, СЖК 1,7-2,3, NaOH 0,6 - 1,0, минеральный наполнитель - глинопорошок остальное.

Технический результат, полученный при использовании изобретения, позволяет реализовать давно существующую производственную потребность, а исходя из этого, можно сделать вывод о соответствии изобретения критериям "изобретательский уровень".

Технология приготовления раствора.

Приготовление раствора в лабораторных условиях производится на мешалке типа "Миксер". В газовый конденсат при температуре плюс 20-22^oC вводится синтетическая жирная кислота СЖК, ГОСТ 23239-78, предварительно растворенная в небольшом количестве конденсата (5-10 мл), и состав перемешивается 10 минут. Затем в смесь добавляется водный раствор каустической соды NaOH, ГОСТ 2263-73 и состав перемешивается еще 10 минут. За это время СЖК вступает в реакцию с NaOH, образуя мыло, которое является в растворе структурообразователем. После этого в полученную смесь вводится глинопорошок и состав перемешивается 10 минут. Готовый раствор оставляют на сутки для окончательного "созревания". Через сутки производят замер технологических параметров.

Пример.

К газовому конденсату в объеме 400 мл [(320 г), (84,3 вес.%)], (раствор 1, табл.) при температуре плюс 20-22^oC добавляют 6,4 г (1,7 вес.%) СЖК, предварительно растворенной в небольшом (5-10 мл) объеме конденсата, и перемешивают на миксере типа "Воронеж" в течение 10 минут для равномерного ее растворения (распределения) в конденсате. Затем в полученную смесь конденсата и СЖК вводится 2,1 мл водного раствора NaOH 46% концентрации (3 г - 0,8 вес.%) и смесь перемешивается еще 10 минут. СЖК в реакции с NaOH образует мыло, которое является в растворе основным структурообразователем, содержащее и формирующее свойства статического напряжения сдвига. Каустическая сода берется в количестве, необходимом для омыления взятой СЖК. Затем в раствор вводится глинопорошок для увеличения плотности технологического раствора, повышения структурной вязкости и прочности системы. Это происходит вследствие увеличения числа контакта между частицами и вероятности фиксации частиц в положении ближайшего потенциального минимума с соответствующим ростом прочности контактов между частицами коллоидных размеров. Обладая высокой дисперсностью, глинопорошок позволяет регулировать плотность, вязкость, влиять на устойчивость, фильтрационные и реологические свойства системы. Полученная смесь перемешивается 10 минут и раствор оставляют на сутки для "созревания" и замеряют основные технологические параметры.

Полученный раствор имеет следующие технологические параметры:

плотность - 0,98 г/см³

вязкость (условная по СПВ-5) - 310 с

статическое напряжение сдвига - 38/49 мгс/см²

фильтрация на ВМ-6 (через 30 мин) - 0,0 см³,

стабильность (суточный отстой) - 0,0 г

Аналогично готовят растворы и с другими соотношениями компонентов.

Эффективность раствора для заканчивания и глушения скважин оценивается в лабораторных условиях, где проведены стандартные испытания полученных растворов при различном соотношении компонентов. Агрегативная устойчивость растворов оценивалась по параметру электростабильности, определенному на приборе ИГЕР-1, плотность определялась ареометром или пикнометрическим методом, вязкость условия - на приборе СПВ-5, статическое напряжение сдвига (CHC) - на приборе CHC-2, фильтрация - по BM-6.

Результаты испытаний представлены в таблице.

Как видно из таблицы, оптимальное количество СЖК, необходимое для дисперсной системы и формирования статического напряжения сдвига, создающее и сохраняющее седиментационную стабильность и минимальное значение фильтрации растворов, составляет от 1,7 до 2,3% вес. Снижение концентрации СЖК менее 1,7% приводит к получению раствора с недостаточной седиментационной стабильностью (раствор 4). Увеличение концентрации СЖК (раствор 5) приводит к получению раствора с завышенным показателем вязкости, предельное значение которой для растворов данного типа до 600 с (по вискозиметру СПВ-5).

Использование предлагаемого изобретения позволит сократить затраты времени и средств на приготовление раствора в несколько раз. При заканчивании и глушении низкотемпературных газовых скважин фильтрационные свойства продуктивного пласта не будут ухудшены, а время выхода скважины на доремонтный режим работы будет сокращено.