состав для блокирования и глушения скважин

Формула изобретения

Состав для блокирования и глушения скважин, включающий воду и ингибирующую соль, отличающийся тем, что в качестве ингибирующей соли он содержит электролит отработанный - побочный продукт при производстве магния электролизом из карналлита, и дополнительно в качестве понизителя фильтрации и загустителя - полимер камцел, а в качестве кольматанта - окись магния при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Электролит отработанный - побочный

продукт при производстве магния

электролизом из карналлита 10,0 - 15,0

Камцел 2,5 - 3,0

Окись магния 1,0 - 2,0

Вода 80,0 - 86,5

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, и может быть использовано на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности при проведении капитального ремонта скважин (КРС).

Главными требованиями, предъявляемыми к блокирующим и жидкостям глушения при проведении ремонтных работ, являются: высокая вязкость; широкие пределы регулирования структурно-механических свойств; низкий показатель фильтрации; недопустимость нарушения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и эксплуатационных характеристик пласта; недефицитность исходных компонентов; простая технология приготовления в промысловых условиях; обеспечение условий безопасности проведения КРС.

Известна жидкость для глушения скважин [патент РФ №2203304, Е 21 В 43/12], включающая, мас.%: глицерин - 50,0-60,0; сульфацелл - 1,5-2,0; хлорид калия - 2,0; дисолван - 0,5; АСМ - 5,0-15,0; воду - остальное.

Недостатками данной жидкости являются невысокая условная вязкость, низкие псевдопластические и блокирующие свойства.

Кроме того, высокое процентное содержание дорогостоящего глицерина обусловливает высокую стоимость работ при проведении КРС.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является жидкость для глушения скважин [патент РФ №2151162, 7 С 09 К 7/00], включающая, мас.%: наполнитель-лигнин - 2,0; ингибирующую соль, в качестве которой взят хлористый калий - 5,0; комплексный полимерный реагент КППС - 2,5-3,0; кремнийорганический реагент ГКЖ-10 - 0,4-0,6; поверхностно-активное вещество ПАВ - 0,5; воду - остальное.

Недостатками этой жидкости глушения являются невысокая вязкость, низкие псевдопластические и блокирующие свойства, а также высокая фильтрация в пористые среды, не позволяющая сохранить первоначальную проницаемость пласта после блокирования и глушения скважины.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности блокирования и глушения скважин при сохранении ФЕС пород-коллекторов и снижении стоимости проведения работ при КРС.

Технический результат при создании изобретения заключается в разработке технологической жидкости для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин с различными геолого-техническими условиями, имеющей высокую вязкость, низкий показатель фильтрации и обладающей псевдопластичными свойствами, которые увеличивают блокирующие свойства, уменьшая количество проникающего в пласт фильтрата, что способствует сохранению фильтрационно-емкостных свойств прискважинной зоны пласта (ПЗП), сокращению времени освоения и вывода скважины на доремонтный режим работы.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что состав для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, включающий воду и ингибирующую соль, в отличие от прототипа содержит в качестве ингибирующей соли электролит отработанный - побочный продукт при производстве магния электролизом из карналлита и дополнительно в качестве понизителя фильтрации и загустителя - полимер камцел, а в качестве кольматанта - окись магния при следующем соотношении компонентов, мас.%:

- электролит отработанный - побочный

продукт при производстве

магния электролизом из карналлита - 10,0-15,0

- камцел - 2,5-3,0

- окись магния - 1,0-2,0

- вода - 86,5-80,0

Компонентный состав электролита отработанного приведен в таблице 1.

Таблица 1 Компонентный состав электролита отработанного
Компонент	Содержание, об.%
Хлорид калия (KCl)	68,0
Хлорид магния (MgCl 2)	4,0-9,0
Хлорид натрия (NaCl)	12,0-24,0
Хлорид кальция (СаСl2)	0,7-1,4
Вода (H2O)	не более 4,0

Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемая жидкость для блокирования и глушения скважин отличается от известной тем, что в качестве понизителя фильтрации и загустителя содержит полимер камцел, в качестве кислоторастворимого кольматанта окись магния, а в качестве реагента, позволяющего регулировать плотность жидкости, понижать температуру замерзания и ингибировать набухание глин, применяется электролит отработанный - побочный продукт при производстве магния электролизом из карналлита. В результате его применения показатель фильтрации снижается, а вязкость увеличивается. Введение кислоторастворимого кольматанта, с помощью которого создается плотная корка, предотвращает проникновение фильтрата в пласт и затем он легко удаляется, при этом первоначальная проницаемость пласта полностью восстанавливается.

Кроме того, псевдопластичность, которой обладает заявляемый состав, увеличивает его блокирующие свойства, уменьшая количество проникающего в пласт фильтрата.

Электролит отработанный производится в г.Березняки ОАО “Агропромкалий” (ТУ 1714-453-0578538-99), является побочным продуктом при производстве магния электролизом из карналлита и предназначен для применения в качестве флюсов, используемых в металлургическом производстве и в сельском хозяйстве. Электролит отработанный не смерзается, токсичных соединений в воздушной среде не образует, не горюч, пожаровзрывобезопасен, гигроскопичен, радиационно безопасен.

Полимер камцел (карбоксиметилцеллюлоза техническая) производится ЗАО “КАРБОКАМ - Пермь” (ТУ 2231-002-50277563-00). В составе блокируемой жидкости полимер камцел является понизителем фильтрации и одновременно выполняет функцию загустителя раствора. Полимер камцел представляет собой мелкодисперсный порошок светло-желтого цвета, хорошо растворим в воде. Степень полимеризации полимера камцел 600-800.

Окись магния (ГОСТ 4526-75) - белый мелкодисперсный порошок, нерастворим в воде. Растворяется в кислотах. В данном составе реагент является кольматантом. Основной функцией кольматанта является способность образовывать на поверхности фильтрации в скважине малопроницаемую корку, которая затем удаляется при кислотной обработке.

Взаимное влияние ингредиентов позволяет получить жидкость для блокирования нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, обладающую псевдопластичными свойствами (способность иметь низкую вязкость при высоких скоростях сдвига, характерных для течения в трубах, и высокую вязкость при низких скоростях сдвига, характерных для течения в пласте).

Для оценки реологических свойств использовались показатели n и К, характеризующие поведение потока и консистентность жидкости. Значения эффективной вязкости и динамического напряжения сдвига приведены в таблице 2.

Таблица 2 Компонентный состав и технологические параметры жидкости для блокирования и глушения скважин
Компоненты, %	, г/см3	Т, с	Ф, cm3	CHC, дПа	о, дПа	пл, мПа·с	n	К
Состав №1 (прототип)
Наполнитель-лигнин 2,0
Хлористый калий 5,0		100-	3,2-
Комплексный полимерный реагент 2,5-3,0	1,05	-180	-3,6	-	-	-	-	-
Кремнийорганический реагент ГКЖ-10 0,4-0,6
ПАВ 0,5
Вода остальное
Состав №2 (заявляемый)
Электролит отработанный 10,0
Камцел 2,5	1,10	422	2,8	55/55	637	75	0,44	6,83
Окись магния 1,0
Вода 86,5
Состав №3 (заявляемый)
Электролит отработанный 15,0
Камцел 3,0	1,13	240	1,6	59/59	512	83	0,52	3,79
Окись магния 2,0
Вода 80,0

Таким образом, заявляемый состав придает жидкости для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин новые качества, что позволяет сделать вывод об изобретательском уровне.

Для экспериментальной проверки были приготовлены составы с разным количеством ингредиентов. При этом коэффициент восстановления проницаемости всех растворов составил 100%.

Технология приготовления жидкости для блокирования и глушения скважин заключается в следующем.

Сначала готовят 10-15%-ный водный раствор электролита отработанного, затем добавляют полимер камцел, после перемешивания на лабораторной мешалке и полного растворения полимера добавляют расчетное количество окиси магния. С добавкой окиси магния жидкость перемешивают в течение 30-35 минут. Технологические параметры раствора замеряют на стандартных приборах.

Для измерения реологических характеристик используется ротационный вискозиметр “OFITE-800” (таблица 3).

Приготовление водного раствора электролита отработанного с концентрацией менее 10% нецелесообразно, так как понижение температуры замерзания жидкости при этом происходит незначительно, кроме того, при малом содержании соли слабо проявляются кольматирующие свойства.

Обработка раствора полимером камцел с концентрацией менее 2,5% не дает эффекта, так как раствор, имея сравнительно небольшую фильтрацию, не обладает удовлетворительными реологическими характеристиками.

Таблица 3 Значения эффективной вязкости и динамического напряжения при различных скоростях сдвига
N, об/мин	, c-1	Состав №2 (заявляемый)	Состав №3 (заявляемый)	Состав №4 (заявляемый)	Состав №5 (заявляемый)
, дПа	, мПа·с	, дПа	, мПа·c	, дПа	, мПа·с	, ДПа	, мПа·с
600	1022	145	148	139	136	23	23	22	22
300	511,2	106	208	97	190	14	27	12	24
200	340,8	88	257	84	246	10	30	9	25
100	170,4	60	354	58	342	6	33	4	27
60	102,2	45	445	43	425	4	35	3	30
30	51,1	30	515	29	563	2	40	2	40
6	10,22	10	950	9	900	0,5	50	1	50
3	5,11	6	1100	8	1500	0,5	98	1	96
Примечание - у состава №1 (прототип) данные о реологических характеристиках отсутствуют

Основной функцией окиси магния является способность образовывать на поверхности фильтрации в скважине малопроницаемую корку, которая затем легко удаляется при кислотной обработке. При концентрации кольматанта менее 1,0% кольматирующие свойства данного наполнителя почти не проявляются.

Увеличение концентрации ингредиентов в растворе нецелесообразно, так как при этом не происходит улучшения параметров раствора (значение показателя n увеличивается, а показателя К - уменьшается, что говорит об ухудшении блокирующих свойств).

Наилучшими параметрами обладают заявляемые составы №2 и №3, показанные в таблицах 2 и 3. Данные составы обладают низкой фильтрацией, высокой вязкостью и хорошими псевдопластичными свойствами.

Указанные свойства разработанного состава позволяют использовать его в качестве жидкости блокирования и глушения при проведении капитального ремонта скважин.

Приготовление блокирующего состава и технология работ на скважине заключается в следующем.

В чанок агрегата ЦА-320М заливают расчетное количество воды, подогретой (в зимних условиях) до температуры 30-40°С, добавляют расчетное количество электролита отработанного и тщательно перемешивают до полного растворения соли.

Затем в полученный водно-солевой раствор добавляют расчетное количество полимера камцел и перемешивают до полного растворения полимера.

В полученный полимерно-солевой раствор добавляется расчетное количество кольматанта - окиси магния и полученную смесь перемешивают в течение 30 минут. Замеряют технологические параметры полученного раствора.

Перед проведением работ производят прямую промывку скважины в полуторакратном объеме НКТ. Затем через НКТ, при открытой затрубной задвижке, блокирующий состав продавливается до башмака НКТ и в затрубное пространство скважины в расчете перекрытия составом всего интервала перфорации и выше. Объем блокирующего состава должен составлять 5,0-10,0 м³ в зависимости от геолого-технических условий скважины.