жидкость для глушения скважин

Формула изобретения

1. Жидкость для глушения скважин, содержащая нефтепродукт и реагент АПК, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит бутилцеллозольв технический при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Реагент АПК - 20 - 70

Бутилцеллозольв технический - 8 - 10

Нефтепродукт - Остальное

2. Жидкость по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве нефтепродукта используют нефть, керосин, нефтяные дистилляты, мазут.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к глушению скважин специальными жидкостями перед проведением подземных ремонтов.

Известны жидкости для глушения скважин (ЖГС) (Рябоконь С.А., Сурков А.Б. , Глущенко В.Н. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. - М.: ВНИИОЭНГ, 1989, с.42). Недостатками их являются высокая фильтруемость в пластовых условиях и потеря продуктивности скважин после глушения их при капитальном ремонте.

Известны составы для глушения скважин, представляющие собой гидрофобные эмульсионные системы. (Орлов Г. А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. - М.: Недра, 1991, с.147-160). В качестве стабилизатора обратных эмульсий используют специальные эмульгирующие добавки.

Основным недостатком известных обратных эмульсий, используемых в качестве жидкостей для глушения скважин, является их незначительная (не более 1200 кг/м³) плотность и низкая агрегативная устойчивость, кроме того, использование их при низкой температуре вызывает определенные трудности из-за повышения вязкости, в связи с чем ухудшается прокачиваемость насосами и зачастую требуется применение пароподогревающих установок.

Наиболее близким аналогом является состав гидрофобной эмульсии для комбинированной технологии глушения скважин, содержащий реагент для добычи нефти-(РДН), углеводородную дисперсионную среду - смесь нефтепродукта (керосиногазойлевая фракция нефтяных углеводородов) и тяжелого растворителя - реагента АПК, и дисперсную фазу - водный раствор хлорида или нитрата кальция (патент РФ 2156269, 20.09.2000).

Основным недостатком указанного состава является его низкая эффективность при использовании на высокотемпературных пластах, а также при проведении работ по капитальному ремонту скважин (КРС). Это связано с тем, что эмульсионные составы при высоких температурах и при длительной выдержке в пласте при проведении работ по КРС быстро разрушаются. Это приводит к выделению из эмульсии водной фазы, которая кольматирует нефтенасыщенные интервалы пласта. Кроме того, эмульсионные составы на нефтяной основе плохо совместимы с пластовыми водонефтяными эмульсиями и асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО), что снижает эффективность их воздействия на ПЗП скважины с целью ее очистки.

При этом использование известного состава в рамках запатентованной технологии глушения скважин предусматривает закачку в качестве верхней части столба жидкости - пресной или минерализованной воды. Как известно, использование пресной воды или водных растворов солей при ремонтных работах в скважине с циркуляцией жидкости глушения приводит к резкому снижению фазовой проницаемости призабойной зоны по нефти и к образованию в продуктивном пласте стойких водонефтяных эмульсий, препятствующих притоку нефти к стволу скважины.

Задачей предлагаемого технического решения является повышение эффективности состава за счет придания ему новых реологических свойств и улучшения растворяющей способности по отношению к водонефтяным эмульсиям и АСПО, позволяющих обеспечение возможности регулирования плотности состава в широких пределах, стабильности состава во времени и при температурном воздействии, а также предотвращение загрязнения продуктивного пласта.

Поставленная задача решается тем, что жидкость для глушения скважин, содержащая нефтепродукт и реагент АПК, согласно изобретению дополнительно содержит бутилцеллозольв технический, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Реагент АПК - 20-70

Бутилцеллозольв технический - 8,0-10

Нефтепродукт - Остальное

В качестве нефтепродукта используют нефть, керосин, нефтяные дистилляты или мазут.

Бутилцеллозольв технический (монобутиловый эфир этиленгликоля) представляет собой жидкость с температурой кипения 120^oС, обладает хорошей растворяющей способностью и совместимостью с водой и нефтью и выпускается по ТУ 6-01-646-84.

Реагент АПК представляет собой смесь растворителей (керосин, метилацетат и ароматические углеводороды), а также тяжелых органических растворителей и выпускается по ТУ 2122-232-0576-3458-97.

Достижение технического результата обеспечивается тем, что тяжелый растворитель АПК, имеющий плотность 1,56-1,6 г/см³ и хорошо растворяющийся в нефти, служит для регулирования плотности жидкости глушения при различных пластовых давлениях скважин, а для повышения растворяющей способности ЖГС используют бутилцеллозольв технический, способствующий разрушению устойчивых водонефтяных пластовых эмульсий и очистке призабойной зоны скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений.

Выбор указанных соотношений компонентов обусловлен следующими причинами.

Содержание реагента АПК в ЖГС обеспечивает эффективное растворение асфальтосмолопарафиновых отложений различного состава, при этом для парафинистых нефтей используют низкие значения концентрации АПК. Для нефтей с повышенным содержанием смол и асфальтенов содержание реагента АПК увеличивают. Кроме того, предложенное содержание реагента АПК позволяет регулировать плотность ЖГС от минимальной - 0,90 г/см³ до максимальной - 1,35 г/см³, которая требуется для глушения скважин Среднего Приобья.

Содержание бутилцеллозольва (БЦ) в ЖГС выбрано из условия оптимального соотношения: концентрация - эффективность. При содержании БЦ менее 8% его эффективность как добавки резко снижается, а при содержании БЦ более 10% его эффективность существенно не увеличивается. В целом БЦ полностью совместим с реагентом АПК и способствует улучшению совместимости его с нефтью и водой, что усиливает действие реагента АПК на асфальтосмолопарафиновые отложения и пластовые эмульсии.

Содержание нефтепродукта в ЖГС определяется содержанием реагента АПК и БЦ и зависит от свойств асфальтосмолопарафиновых отложений и необходимой плотности жидкости для глушения скважин.

В целом предлагаемый состав ЖГС представляет собой однородную жидкость, устойчивую в любых пластовых условиях. Это обеспечивает эффективное глушение всех перфорированных интервалов пласта без их кольматации и, кроме того, способствует разрушению водонефтяных эмульсий и растворению АСП отложений.

Эффективность использования предлагаемой жидкости для глушения скважин иллюстрируется примерами, представленными в таблице.

Полученные результаты показывают, что после глушения скважин предлагаемым составом существенно возрастает их производительность по нефти, в частности дебит по нефти увеличился в 1,3 - 2,3 раза, в то же время при использовании известного состава увеличение дебита скважин по нефти составило не более чем в 1,1 раза.

Приготовление жидкости для глушения скважин производится простым смешением компонентов в следующей последовательности: сначала бутилцеллозольв растворяют в реагенте АПК, затем добавляют нефтепродукт.

Жидкость для глушения скважин на промысле готовят с применением двух цементировочных агрегатов ЦА-320 и тройника. Для приготовления ЖГС необходимо залить расчетное количество реагента АПК в емкость первого цементировочного агрегата и растворить в нем соответствующее количество бутилцеллозольва технического простым перемешиванием в течение 5-10 мин, затем эту смесь и недостающее количество нефтепродукта из второго цементировочного агрегата через тройник подают в емкость для хранения ЖГС.

Пример 1. Для глушения нефтяной скважины необходимо приготовить ЖГС плотностью 1020 кг/м³. Для этого расходуется на 1 м³ ЖГС: 0,226 м³ реагента АПК, 0,113 м³ бутилцеллозольва и 0,661 м³ нефти (в качестве нефтепродукта) с плотностью 850 кг/м³. Для приготовления всего объема ЖГС (30 м³) потребуется: 6,78 м³ реагента АПК, 3,39 м³ бутилцеллозольва и 19,83 м³ нефти.

Пример 2. Для глушения нефтяной скважины необходимо приготовить 30 м³ жидкости плотностью 1110 кг/м³. Для этого расходуется 15,81 м³ реагента АПК, 3,66 м³ бутилцеллозольва и 10,53 м³ керосина (в качестве нефтепродукта) с плотностью 840 кг/м³.

Закачку ЖГС ведут в межтрубное пространство до появления ее на устье скважины. Теоретически объем закачанной ЖГС равняется объему НКТ и объему межтрубного пространства в интервале от насоса до устья скважины. Надежное глушение скважины осуществляют в два приема. На первом этапе производится замена скважинной жидкости на ЖГС на глубину подвески насоса. После чего закачку прекращают на время оседания ЖГС на забой скважины. Затем проводят операцию замены оставшейся скважиной жидкости на жидкость глушения.

Также следует отметить, что применение известной комбинированной технологии глушения скважин (см. патент РФ 2156269) возможно только при подземном ремонте скважины, когда порция гидрофобной эмульсии, закачанная в интервал перфорации, остается в скважине в неподвижном состоянии до конца ремонтных работ (например, в случае только подъема и спуска подземного оборудования без восстановления циркуляции).

При капитальном ремонте работы в скважине не обходятся без циркуляции жидкости глушения, а пресная или минерализованная вода попадает в продуктивный пласт и оказывает свое известное отрицательное влияние на него.

При комбинированной технологии глушения на оседание гидрофобной эмульсии до интервала перфорации требуется 24 ч, что означает потерю суточной добычи нефти.

Предлагаемая жидкость для глушения скважин улучшает коллекторские свойства призабойной зоны и облегчает вызов притока флюида после окончания ремонтных работ, кроме того, она более эффективна по сравнению с известным составом, отличается простотой приготовления и использования на практике.