жидкость для глушения нефтяных и газовых скважин

Формула изобретения

Жидкость для глушения нефтяных и газовых скважин, включающая углеводородную основу, синтетическую жирную кислоту, гидроксид натрия, отличающаяся тем, что в качестве дополнительного стабилизатора содержит гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость и блокирующий облегчающий наполнитель - алюмосиликатные микросферы (АСМ) при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Углеводородная основа	68-88
Синтетическая жирная кислота	1,2-2,1
Гидроксид натрия	0,20-0,36
Кремнийорганическая жидкость - ГКЖ	0,25-0,32
Наполнитель - АСМ	Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной и газовой отрасли, в частности к технологическим жидкостям, применяемым для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД) при эксплуатации и ремонте скважин.

Известна жидкость для глушения скважин, содержащая наполнитель-лигнин 2,0%, хлористый калий 5,0%, комплексный полимерный реагент-КППС 2,5-3,0%, кремнийорганический реагент ГКЖ-10 0,4-0,6%, ПАВ 0,5%, вода остальное [1].

Недостатком данного технического решения является многокомпонентность состава, использование водной основы, что отрицательно сказывается на фильтрационно-емкостных свойствах прискважинной зоны пласта и значительных потерях времени на его очистку, восстановление проницаемости.

Известен раствор для заканчивания и глушения низкотемпературных газовых скважин, содержащий, в мас. %: газовый конденсат 81,0-84,9, синтетическую жирную кислоту СЖК 1,7-2,3, каустическую соду 0,6-1,0, минеральный наполнитель глинопорошок - остальное [2].

Недостатком данного раствора является узкий диапазон регулирования плотности 0,98-1,01 г/см³, невозможность получения более низкой плотности раствора, ограниченной плотностью дисперсионной среды.

Известна жидкость для заканчивания и глушения низкотемпературных нефтяных и газовых скважин, включающая отработанные моторные масла, синтетическую жирную кислоту, каустическую соду и минеральный наполнитель мел [3].

Недостатком этого раствора является использование не кондиционного продукта - отработанного масла, получение составов с непостоянными технологическими свойствами и высокая вязкость раствора.

Наиболее близким техническим решением является буровой раствор на углеводородной основе, состоящий из углеводородной основы, синтетической жирной кислоты, гидроксида натрия, атактического полипропилена, парафина и утяжелителя [4].

Недостатком вышеуказанного технического решения является относительно высокая плотность (свыше 1000 кг/м³), в составе присутствует барит, частицы которого способны закупоривать (кольматировать) поровые каналы продуктивного пласта. Наличие в жидкости глушения барита может привести к существенному снижению продуктивности скважины с низкой энергией пласта после проведения работ по капитальному ремонту.

Задачей изобретения является сохранение продуктивности скважины с аномально низкими пластовыми давлениями после ее глушения при капитальном ремонте.

Технический результат, достигаемый данным изобретением, - создание жидкости глушения малой плотности с низкими фильтрационными свойствами и технологичной в приготовлении.

Для решения поставленной задачи, достижения технологического результата и устранения перечисленных недостатков предлагаем технологическую жидкость для глушения скважин с АНПД при капитальном ремонте скважин с приемлемой минимальной плотностью 650-750 кг/м³, оказывающей минимальное отрицательное воздействие на ФЕС прискважинной зоны пласта и сокращающей время освоения и вывода скважины после ремонта на доремонтный режим работы, включающей углеводородную основу, синтетическую жирную кислоту, гидроксид натрия, дополнительный стабилизатор-гидрофобизатор - гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ, блокирующий и облегчающий наполнитель, в качестве которого используется алюмосиликатные микросферы - АСМ при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Углеводородная основа	68-88
Синтетическая жирная кислота	1,2-2,1
Гидроксид натрия	0,20-0,36
Кремнийорганическая жидкость	0,25-0,32
Наполнитель - АСМ	остальное.

Углеводородной основой технологической жидкости служит дизельное топливо или обезвоженная специально подготовленная нефть.

Синтетическая жирная кислота - СЖК - структурообразователь и стабилизатор мыл синтетических жирных кислот, выпускается согласно ГОСТ 23239-89.

Гидроксид натрия - NaOH представляет собой бесцветную непрозрачную кристаллическую массу, хорошо растворимую в воде, производится по ГОСТ 2263-79.

Кремнийорганическая жидкость ГКЖ 10 (или 11) представляет собой водно-спиртовый раствор этил(метил)силиконата натрия, хорошо растворяется в воде, не растворяется в маслах. Свойства жидкости нормируются ТУ 6-02-696-76.

Алюмосиликатные микросферы - (ТУ 21-22-37-91) плотность микросфер составляет 400 кг/м³. Производится в г. Екатеринбурге, ОАО "Бентонит Урала".

Приготовление технологической жидкости для глушения нефтяных и газовых скважин осуществляется следующим образом.

В небольшом количестве углеводородной основы, например дизельного топлива, разогретого до температуры 60-70°С, растворяют синтетическую жирную кислоту (далее по тексту СЖК). После этого растворенный ингредиент вводят в оставшуюся часть углеводородной основы, которая предварительно налита в перемешивающее устройство, перемешивают 5-10 мин. Затем в смесь добавляют гидроксид натрия - водный 50% раствор каустической соды и перемешивают всю композицию в течение 10-15 мин. В процессе перемешивания СЖК вступает в реакцию с гидроксидом натрия с образованием натриевых мыл. После этого в полученную систему вводят ГКЖ и перемешивают 5 минут. После этого в раствор вводится наполнитель АСМ и перемешивают еще 10 минут. Общее время приготовления 40-50 минут. Готовую технологическую жидкость для глушения оставляют в покое для "созревания", т.е. полного набора структурных и реологических характеристик. Через сутки производят замер технологических параметров.

Пример

В 20-40 мл дизельного топлива, разогретого до температуры 60-70°С, растворяют 6,8 г (1,83%) СЖК. Затем растворенный ингредиент технологической жидкости на углеводородной основе смешивают с 280-260 мл дизельного топлива с температурой 20°С и все перемешивают 5-10 мин. После этого в смесь добавляют 1,8 мл (0,24%) гидроксида натрия - 50%-ного водного раствора каустической соды для омыления СЖК, интенсивно перемешивают в течение 5 минут всю композицию. Затем добавляют в композицию 1 мл ГКЖ и перемешивают еще 5 минут. В полученную смесь вводят 112 г (30,1%) наполнителя АСМ, постоянно перемешивая еще не менее 10 мин.

В табл. 1 приведены составы технологической жидкости на углеводородной основе и их свойства в табл.2.

Как видно по составу 4 табл. 1 и свойствам табл. 2, предлагаемая технологическая жидкость на углеводородной основе при отсутствии стабилизатора ГКЖ имеет повышенный показатель фильтрации, неудовлетворительные реологические характеристики: малую пластическую вязкость и малое предельное динамическое напряжение сдвига, низкие структурно-механические свойства. Ввод 0,25% ГКЖ в состав технологической жидкости на углеводородной основе обеспечивает необходимые структурно-механические характеристики, снижение показателя фильтрации. При превышении содержании ГКЖ свыше 0,32 мас.% свойства технологической жидкости не улучшаются, несколько снижается стабильность.

Содержание углеводородной основы менее 68% приводит к возрастанию реологических показателей до состояния потери подвижности (текучести), а содержание более 88% приводит к потере стабильности системы.

Использование СЖК в жидкости для глушения скважин позволяет регулировать структурно-механиеские свойства, показатель фильтрации.

В предложенной жидкости применяется гидроксид натрия в пределах 0,20-0,36%. Уменьшение содержания гидроксида натрия менее 0,2% приводит к потере стабильности раствора, расслоению. Увеличение процентного содержания гидроксида натрия приводит к необоснованному расходу материала, увеличению щелочности и содержания воды.

В предложенной жидкости алюмосиликатные микросферы позволяют регулировать плотность раствора от 650 до 1000 кг/м³.

Использование предлагаемой жидкости для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин позволяет обеспечить оптимальные реологические параметры раствора: плотность 0,65-0,90 г/см³, вязкость 90-200 с, а углеводородная основа способствует сохранению фильтрационно-емкостных свойств продуктивных коллекторов при заканчивании и ремонте скважин за счет снижения или полного исключения проникновения раствора или его фильтрата в пласт, как следствие, быстрое восстановление естественной проницаемости призабойной зоны пласта при вызове притока.

Таблица 1
СОСТАВ РАСТВОРА, мас.%
№	Углеводородная основа	СЖК	Гидроксид натрия	ГКЖ	Наполнитель
1	69,04	1,83	0,24	0,25	28,64
2	69,23	1,23	0,24	0,30	29,00
3	68,23	1,66	0,29	0,32	29,50
4	68,40	1,20	0,20	-	30,10
5	67,65	2,20	0,38	0,33	30,44
6	89,00	1,18	0,18	0,33	9,31
Примечание: В качестве углеводородной основы использовано дизельное топливо, а в качестве утяжелителя - АСМ.

Таблица 2
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ РАСТВОРА
Состав раствора, №	Плотность, г/см 3	Вязкость, по СПВ-5, с	Пластическая вязкость, Па·с	Динамическое напряжение сдвига, Па	СНС, Па		Фильтрация, см3/30 мин
					1 мин	10 мин
1	0,81	195	0,038	15,2	19,77	23,65	2
2	0,79	117	0,035	10,4	9,40	14,12	2
3	0,78	182	0,036	13,2	20,54	25,75	2
4	0,76	123	0,025	8,5	6,35	9,88	4
5	0,74	>500	0,039	21,6	23,55	25,77	1
6	0,83	90	0,022	6,4	4,65	8,35	4

Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки

1.Патент Российской Федерации №2151162, по М. кл. 7 С 09 К 7/00, 20.06.2000 г. Бюл. №17.

2. Патент Российской Федерации №2136717, по М. кл. 7 С 09 К 7/06, 10.09.1999 г. Бюл. №25.

3. Патент Российской Федерации №2167275, по М. кл. Е 21 В 43/12, 20.05.2001 г. Бюл. №14.

4. Патент Российской Федерации №2208035, по М. кл. С 09 К 7/06, 10.07.2003 г. Бюл. №19.