RU2184839C2 - Состав для глушения скважин - Google Patents
Состав для глушения скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2184839C2 RU2184839C2 RU2000110178A RU2000110178A RU2184839C2 RU 2184839 C2 RU2184839 C2 RU 2184839C2 RU 2000110178 A RU2000110178 A RU 2000110178A RU 2000110178 A RU2000110178 A RU 2000110178A RU 2184839 C2 RU2184839 C2 RU 2184839C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- emulsifier
- dispersed phase
- suspension system
- density
- hydrocarbon
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
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.
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 60oC) 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.
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 80oС 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 30oС 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.
- 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.
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 (3)
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.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000110178A RU2184839C2 (ru) | 2000-04-25 | 2000-04-25 | Состав для глушения скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000110178A RU2184839C2 (ru) | 2000-04-25 | 2000-04-25 | Состав для глушения скважин |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2000110178A RU2000110178A (ru) | 2002-02-10 |
RU2184839C2 true RU2184839C2 (ru) | 2002-07-10 |
Family
ID=20233694
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000110178A RU2184839C2 (ru) | 2000-04-25 | 2000-04-25 | Состав для глушения скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2184839C2 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2617661C1 (ru) * | 2016-08-11 | 2017-04-25 | Виталий Юрьевич Федоренко | Жидкость для глушения скважин |
RU2659046C1 (ru) * | 2017-08-21 | 2018-06-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |
RU2662721C1 (ru) * | 2017-10-05 | 2018-07-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты) |
RU2662720C1 (ru) * | 2017-10-05 | 2018-07-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта (варианты) |
-
2000
- 2000-04-25 RU RU2000110178A patent/RU2184839C2/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
КРЯНЕВ Д.Ю. и др. Повышение нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири. - М., 1998, с. 22-26. * |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2617661C1 (ru) * | 2016-08-11 | 2017-04-25 | Виталий Юрьевич Федоренко | Жидкость для глушения скважин |
RU2659046C1 (ru) * | 2017-08-21 | 2018-06-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |
WO2019039974A1 (ru) * | 2017-08-21 | 2019-02-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |
RU2662721C1 (ru) * | 2017-10-05 | 2018-07-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты) |
RU2662720C1 (ru) * | 2017-10-05 | 2018-07-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта (варианты) |
WO2019070166A1 (ru) | 2017-10-05 | 2019-04-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN113646381B (zh) | 用于水力压裂的反相乳液 | |
US4233165A (en) | Well treatment with emulsion dispersions | |
US3710865A (en) | Method of fracturing subterranean formations using oil-in-water emulsions | |
US3804760A (en) | Well completion and workover fluid | |
AU2015374328B2 (en) | Emulsions containing alkyl ether sulfates and uses thereof | |
EP3585859B1 (en) | Interfacial tension reduction and wettability alteration using metal oxide nanoparticles to reduce condensate banking | |
CA2972424A1 (en) | Emulsions, treatment fluids and methods for treating subterranean formations | |
WO2018045282A1 (en) | Emulsions, treatment fluids and methods for treating subterranean formations | |
CA2451585A1 (en) | Emulsified polymer drilling fluid and methods of preparation and use thereof | |
US2689009A (en) | Acidizing wells | |
US11505735B2 (en) | Friction reducing additives including nanoparticles | |
Borchardt | Chemicals used in oil-field operations | |
GB2101179A (en) | Polymer solution production for oil recovery | |
RU2184839C2 (ru) | Состав для глушения скважин | |
RU2391378C1 (ru) | Тампонажный состав для селективного ограничения водопритоков в добывающих скважинах | |
CN110168012B (zh) | 多相聚合物悬浮液及其用途 | |
WO2021016155A1 (en) | Friction reducers for high tds brines | |
WO2016099320A1 (ru) | Способ получения гидрофобных агломератов проппанта и их применение | |
AU2015414720B2 (en) | Alkyl polyglycoside surfactants for use in subterranean formations | |
RU2184836C2 (ru) | Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах | |
RU2136859C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений | |
Alam et al. | Mobility control of caustic flood | |
CA2286245A1 (en) | Method of oilfield development | |
RU2156269C1 (ru) | Состав, способ приготовления и применения гидрофобной эмульсии в комбинированной технологии глушения скважин | |
Dingsøyr et al. | Oil based drilling fluids with tailor-made rheological properties: results from a multivariate analysis |