RU2184839C2

RU2184839C2 - Состав для глушения скважин

Info

Publication number: RU2184839C2
Application number: RU2000110178A
Authority: RU
Inventors: В.И. Грайфер; В.А. Котельников; С.В. Евстифеев; И.Е. Персиц; С.К. Мартьянова
Original assignee: Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания"; Закрытое акционерное общество "РИТЭК-Полисил"
Priority date: 2000-04-25
Filing date: 2000-04-25
Publication date: 2002-07-10

Abstract

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологическим жидкостям для глушения скважин. Технический результат - повышение термо- и седиментационной стабильности инвертной эмульсионно-суспензионной системы. Состав для глушения скважин представляет собой инвертную эмульсионно-суспензионную систему на основе минерализированной водной дисперсной фазы с плотностью от 1,05 до 1,39 г/см³ и углеводородной дисперсионной среды с добавками эмульгатора. В качестве эмульгатора используют модифицированный парами диметилдихлорсилана кремнезем, в котором от 40 до 50% поверхностных силанольных групп замещены на углеводородные радикалы, в количестве от 1,0 до 3,5 мас.% от объема дисперсионной фазы. В качестве углеводородной дисперсионной фазы используется нефть или продукты ее переработки в соотношении с дисперсионной фазой от 1/1 до 1/3 соответственно. Состав дополнительно содержит стабилизатор - гидрофобный модифицированный парами диметилдихлорсилана кремнезем с размером дискретных частиц 0,005-0,04 мкм в количестве 0,3-1,0 мас.% от объема дисперсионной фазы. Плотность инвертной эмульсионно-суспензионной системы, применяемой в качестве жидкости для глушения, может достигать 1,08-1,30 г/см³. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.

Description

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к технологическим жидкостям, применяемым для глушения скважин. Изобретение также может быть использовано в качестве составов, применяемых для ограничения водопритоков добывающих скважин, выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и в качестве технологической жидкости для бурения при первичном вскрытии продуктивных пластов.

Каждая эксплуатационная скважина, как известно, не реже одного раза в год подвергается глушению с целью проведения спуска в скважину насосно-компрессорного оборудования, подземных ремонтов, смены насоса, промывки забоя от загрязнений и т.п. В этих условиях повышение качества ремонтных работ приобретает исключительную важность.

В настоящее время наиболее широкое применение нашли технологические жидкости для глушения (ЖГ) на водной основе, представляющие собой технические и пластовые воды, растворы минеральных солей (NaCl, CaCl₂, MgCl₂ и проч.), глинистые растворы полимерные системы. Однако использование водных растворов с большим удельным весом приводит, как правило, к снижению дебитов скважин по нефти, росту обводненности добываемой продукции и к длительным срокам из освоения в послеремонтный период. Это связано с кольматацией призабойной зоны пласта вследствие попадания механических примесей с забоя и из солевого раствора, воды, которая становится связанной с породой, ухудшая ее проницаемость.

Наиболее эффективными ЖГ являются обратные эмульсии, не оказывающие отрицательного влияния на коллекторские свойства пласта и позволяющие полностью исключить время освоения и выхода скважины на предшествующий глушению режим. Г. А.Орлов, М.Ш.Кендис., В.Н.Глущенко. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М. : Недра, 1991, с. 147-159. При проникновении обратной эмульсии в пласт происходит изменение смачиваемости пористой среды, снижается поверхностное натяжение на границе нефть-вода-порода, уменьшается величина капиллярных сил с одновременным снижением глубины пропитки породы водой. Преимуществами применения обратных эмульсий также являются:
предотвращение набухания пород пласта, сложенных гидратирующими материалами;
антикоррозионные свойства и устойчивость к микробиологическому заражению;
высокая растворяющая способность по отношению к асфальтосмолистым и парафинистым соединениям:
отсутствие отрицательного влияния на процессы подготовки нефти при попадании эмульсии в систему сбора и транспорта нефти.

Наиболее близким к заявляемому способу (прототип) является применение в качестве ЖГ нефильтрующих инвертно-эмульсионных растворов на основе эмульгатора Нефтенол-НЗ с добавлением СаСl₂, конденсата (стабильный бензин) и воды. Д.Ю.Крянев, А.А.Чистяков, Н.Ю.Елисеев, Р.С.Магадов, Д.С.Хлобыстов. Повышение нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири. М., 1998, с. 22-26. В зависимости от забойного давления в скважине плотность ЖГ может варьироваться от 0,95 до 1,13 г/см³.

К недостаткам рассматриваемых инвертно-эмульсионных растворов следует отнести их недостаточную седиментационную и термическую (до 60^oC) стабильность, невысокую плотность, что существенно ограничивает область ее применения. Так при глушении скважин, обладающих высоким пластовым давлением, необходимо применение ЖГ с плотностью до 1,20 г/см³ и более. Кроме того, применение конденсата в качестве дисперсионной фазы ограничено вследствие его высокой цены и повышенной (по сравнению с нефтью) взрывопожароопасностью.

Указанные недостатки преодолены в представленном изобретении. Технический результат достигается тем, что состав представляющий собой инвертную эмульсионно-суспензионную систему (ИЭСС) на основе минерализованной водной дисперсной фазы с плотностью от 1,05 до 1,39 г/см³ и углеводородной дисперсионной фазы, дополнительно содержит стабилизатор с размером дискретных частиц от 0,005 до 0,04 мкм в количестве от 0,3 до 1,0 мас.% от объема дисперсионной фазы, при этом в качестве эмульгатора и стабилизатора используют модифицированный парами диметилдихлорсилана кремнезем, в котором у эмульгатора от 40 до 50% поверхностных силанольных групп замещены на углеводородные радикалы, а у стабилизатора поверхностные силанольные группы полностью замещены на алкильные радикалы, причем эмульгатор используют в количестве от 1,0 до 3,5 мас.% от объема дисперсионной фазы.

В качестве углеводородной дисперсионной фазы используют нефть или продукты ее переработки в соотношении с дисперсной фазой от 1/1 до 3/1 соответственно.

Инвертная эмульсионно-суспензионная система имеет плотность от 1,08 до 1,30 г/см³.

Модифицирование поверхности высокодисперсного кремнезема проводили парами диметилдихлорсилана по методу А. В. Смирнов, В.А.Котельников. Пат. РФ 2089499, 1997. Аналогичным способом проводили ХМК с полным замещением поверхностных силанольных групп на алкильные радикалы (% гидрофобности 99,0-99,8).

Применение эмульгатора и стабилизатора эмульсии - дифильного и гидрофобного ХМК увеличивает агрегативную устойчивость образующейся инвертной эмульсионно-суспензионный системы и прочность коагуляционной сетки. Размеры дискретных частиц химически модифицированного аэросила (0,005-0,04 мкм) позволяют формировать ультрадисперсную систему, в которой от 60 до 80% частиц эмульсии имеют диаметр менее 1 мкм.

Примеры конкретного выполнения
Пример 1 (мас.%). В колбу, снабженную якорной мешалкой с частотой вращения 10³ об/мин, помещают 38 дегазированной нефти с вязкостью 15,4 мПа•с и d= 0,866 г/см³ и при интенсивном перемешивании добавляют 0,8 эмульгатора и 0,2 стабилизатора. После 5 мин перемешивания в колбу с помощью бюретки постепенно в течение 5 мин добавляют 61 тяжелой воды с плотностью 1,39 г/см³, минерализованной СaСl₂ (100 мл Н₂О+40 г соли). Перемешивание продолжают еще 10 мин. По окончании диспергирования образовавшуюся эмульсию выдерживают в течение 24 час для разгазирования и стабилизации агрегативных процессов, а затем определяют пластическую вязкость, термо- и седиментационную стабильность и электростабильность.

Результаты испытаний полученной эмульсии указывают на ее высокие параметры как при комнатной температуре, так и после термообработки: электростабильность превышает 600 В, пластическая вязкость составляет 913 мПа.с, динамическое напряжение сдвига 490 gПа. При прогреве в термошкафу при 80^oС в течение 8 часов эмульсия не разрушалась, что свидетельствует о ее высокой термо- и седиментационной стабильности.

Для определения фильтруемости полученный эмульсионно-суспензионный раствор с содержанием дисперсной/дисперсионной фаз 1/1 (объем.) фильтровали через водонасыщенные и соляронасыщенные песчаные образцы при температуре 30^oС и перепаде давления в 13 кг/см² (см. чертеж). Как видно из чертежа, фильтруемость раствора незначительная, особенно в том случае, когда песчаник насыщен водой (кривая 2): при продавливании раствора вязкость последнего увеличивается, вследствие чего фильтруемость быстро падает до нуля. Это указывает на возможность применения полученной инвертной системы (d=1,21 г/см³) для закупорки прискважинной зоны коллектора при глушении скважин.

Пример 2. Отдельно приготовленные по рецептуре примера 1 углеводородная дисперсионная фаза и водный раствор СaСl₂ загружают в колбу и после 15 мин интенсивного перемешивания образуется эмульсионно-суспензионная система, которая по своим показателям практически не отличается от полученной в примере 1: пластическая вязкость 920 мПа•с, динамическое напряжение сдвига 478 gПа.

Полученные данные свидетельствуют о высокой эмульгирующей способности используемого ХМК, не зависящий от порядка ввода фаз. Это значительно упрощает приготовление ЖГ непосредственно на нефтепромысле.

Примеры 3-10. В таблице 1 приведены данные по исследованию влияния соотношения фаз и концентрации эмульгатора на свойства получаемых инвертных эмульсионно-суспензионных систем.

Приведенные данные показывают:
- оптимальная концентрация эмульгатора составляет 1,0-1,5 мас.% ко всему объему получаемой системы;
- вязкость и плотность эмульсионно-суспензионных растворов увеличивается с ростом содержания дисперсной фазы;
- оптимальное соотношение дисперсная /дисперсионная фазы находится в пределах 1/1-3/1 соответственно, т. к. последующее увеличение содержания водной фазы приводит к резкому увеличению вязкости системы.

Примеры 11-15. В таблице 2 приведены примеры влияния природы дисперсной фазы на свойства получаемых инвертных эмульсионно-суспензионных систем.

Результаты исследований показывают, что вязкость образующихся растворов в значительной степени зависит от состава используемых нефтепродуктов и, прежде всего, от содержания в нефти соединений, выполняющих функцию ПАВ. Так применение высоковязкой нефти, содержащей 18,3% смол и 11,75% асфальтенов, приводит к существенному увеличению max вязкости получаемых инвертных систем (сравн. примеры 11 и 12). Влияние "индивидуальных" углеводородов, не содержащих примесей (дизельное топливо, керосин, ШФЛУ), на вязкостные характеристики, термо- и седиментационную стабильность незначительно.

Пример 16. Для глушения скважины 1047 Ромашкинского месторождения была приготовлена инвертная эмульсионно-суспензионная система следующего состава: девонская нефть (39 мас.%), пластовая вода, минерализованная СаСl₂ до плотности 1,27 г/см³ ( 59,7 мас.%), эмульгатор - ХМК, обладающий свойствами ПАВ (1 мас.%) и стабилизатор - гидрофобный ХМК (0,3 мас.%). Система имела следующие параметры: плотность 1,11 г/см³, электростабильность 510 В, условная вязкость 450 с. Скважина (НКТ 60 мм, глубина спуска насоса 950 м, искусственный забой 1286 м, интервал перфорации 1105,6-1114,4 м) заглушена путем закачки в затрубное пространство инвертного раствора в объеме 11 м³ ниже насоса, а выше насоса - в НКТ и затрубное пространство раствором СaCl₂ с плотностью 1,10 г/см³.

В результате использования данной технологии средний ремонтный период сократился на 2 суток (по сравнению с глушением глинистыми растворами), а время выхода скважины на режим оказалось равным времени откачки жидкости глушения. Дебит после освоения увеличился на 10%.

Таким образом, применение разработанной инвертной эмульсионно-суспензионной системы для глушения скважин позволяет:
вводить скважины в эксплуатацию после ремонтных работ без дополнительных затрат времени и средств на их освоение с повышенными дебитами и сократить время ремонта;
существенно сократить расход ЖГ благодаря высоким структурно-реологическим свойствам применяемой системы;
снизить расход и исключить трудоемкий процесс растворения ПАВ при приготовлении инвертных эмульсий в качестве ЖГ.

Claims

1. Состав для глушения эксплуатационных скважин, представляющий собой инвертную эмульсионно-суспензионную систему на основе минерализованной водной дисперсной фазы плотностью от 1.05. до 1,39 г/см³ и углеводородной дисперсионной фазы с добавками эмульгатора, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит стабилизатор с размером дискретных частиц от 0,005 до 0,04 мкм в количестве от 0,3 до 0,1 мас. % от объема дисперсионной фазы, при этом в качестве эмульгатора и стабилизатора используют модифицированный парами диметилдихлорсилана кремнезем, в котором у эмульгатора от 40 до 50% поверхностных силамольных групп замещены на углеводородные радикалы, а у стабилизатора поверхностные силамольные группы полностью замещены на алкильные радикалы, причем эмульгатор используют в количестве от 1,0 до 3,5 мас. % от объема дисперсионной фазы.

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве углеводородной дисперсионной фазы используют нефть или продукты ее переработки в соотношении с дисперсной средой от 1/1 до 1/3 соответственно.

3. Состав по п. 1, отличающийся тем, что инвертная эмульсионно-суспензионная система имеет плотность 1,08-1,30 г/см³.