состав для глушения скважин

Формула изобретения

1. Состав для глушения и заканчивания скважин, содержащий минеральную основу и стабилизатор коллекторских свойств продуктивного пласта, отличающийся тем, что в качестве минеральной основы использован продукт переработки сильвинитовой руды, а в качестве стабилизатора коллекторских свойств продуктивного пласта - многофункциональная композиция «Аксис».

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве минеральной основы использован продукт переработки сильвинитовой руды следующего состава, мас.%:

KCl	не более 3,0
NaCl	не более 95,0
нерастворимые примеси	не более 2,0
вода	не более 1,0

Описание изобретения к патенту

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для глушения скважин при проведении, например, ремонтных работ.

Из уровня техники известен пенообразующий состав по авторскому свидетельству СССР №1723091, используемый в нефтегазовой промышленности в том числе для глушения скважин. Известный состав содержит натриевую соль алкилароматических сульфокислот на основе керосиновой фракции, 8-16%-ный водный раствор кристаллогидрата хлорида магния или бишофита и водный раствор гидроокиси магния при определенном соотношении компонентов. К достоинствам известного состава следует отнести возможность увеличения термостабильности пены и предупреждение образования твердых мелкодисперсных частиц в растворах минеральных кислот. Его использование позволяет существенно повысить эффективность технологических процессов нефтегазоотдачи с применением пенных систем, особенно на месторождениях с высокими пластовыми температурами или разрабатываемых с использованием тепловых методов.

Из уровня техники также известен способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта добывающей скважины по патенту РФ №2169832, применяемый, в частности, при перфорации скважины, изоляции нефтегазоводопроявлений, ее глушении и пр. Известный способ включает использование водного раствора, приготовляемого следующим образом: либо в сухом виде смешивают обогащенную сильвинитовую руду с кристаллическим порошком нитрилотриметилфосфонофой кислоты (НТФ) и готовят из полученной смеси водный раствор, либо вначале приготавливают водный раствор на основе обогащенной сильвинитовой руды, а в него добавляют раствор ингибитора осадкообразования. Способ включает использование сильвинитовой руды следующего состава, мас.%: нерастворимый осадок 0,5÷3,0; NaCl 65÷70; KCl 20÷30. К достоинствам известного способа следует отнести его эффективность при сохранении коллекторских свойств призабойной зоны пласта добывающей скважины, а к недостаткам - использование в растворе сильвинитовой руды, что не решает остро стоящей в настоящее время задачи по утилизации отходов ее переработки.

Существующая на сегодня проблема утилизации отходов сильвинитовых руд побудили авторов настоящего изобретения к созданию заявленного состава для глушения нефтедобывающих скважин, применение которого не ухудшает продуктивных свойств пласта и стабилизирует характеристики призабойной зоны и позволяет утилизировать отходы переработки сильвинитовой руды.

Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемых вариантов изобретений, заключается в том, что их применение на скважинах, расположенных в широко эксплуатируемых в настоящее время пластах типа А и Б, с проницаемостью не менее 50 мД и низкой заглинизированностью, позволяет сократить время освоения скважины в послеремонтный период, предотвратить увеличение обводненности скважин, сохранить, а в некоторых случаях увеличить, производительность скважин. В конечном итоге, это приводит к получению дополнительной добычи нефти.

Для достижения поставленного технического результата предлагается состав для глушения и заканчивания скважин, содержащий минеральную основу и стабилизатор коллекторских свойств продуктивного пласта, новым в котором является то, что в качестве основы использован продукт переработки сильвинитовой руды, а в качестве стабилизатора коллекторских свойств продуктивного пласта многофункциональная композиция «Аксис» в виде смеси ингибиторов солеотложения, катионоактивного поверхностно-активного вещества (ПАВ), гидрофобизатора и поглотителя влаги.

В качестве минеральной основы может быть использован продукт переработки сильвинитовой руды следующего состава, мас.%:

KCl	не более 3,0
NaCl	не более 95,0
нерастворимые примеси	не более 2,0
вода	не более 1,0

Содержащийся в заявляемой основе хлористый натрий обеспечивает необходимый удельный вес раствора, поверхностно-активное вещество снижает поверхностное натяжение на границе с нефтью, ингибитор солеотложения предотвращает образование нерастворимых солей в порах пласта и подземном оборудовании, гидрофобизатор придает водоотталкивающие свойства горной породе. Ограничение по влажности вызвано тем, что заявляемые основы являются порошкообразными, и большая влажность может привести к слеживаемости в летнее время года и смерзаемости - в зимнее.

Для эффективного применения заявляемого состава (используемого в качестве основы жидкости глушения скважин) и нейтрализации отрицательных эффектов, возникающих при применении отходов производства в качестве основы жидкости глушения, в нее вводят сухие формы ингибитора солеотложения, гидрофобизатора и поверхностно-активного вещества. Использование этих веществ в жидком виде недопустимо, т.к. приводит к увеличению влажности основы и возможной монолитизации состава в зимнее время. Совместное введение ингибитора солеотложения, гидрофобизатора и поверхностно-активного вещества в порошкообразном виде является сложной технической задачей, т.к. эти вещества имеют противоположную химическую природу и в процессе хранения взаимно нейтрализуются, образуя особое агрегатное вещество, не имеющее заявляемых свойств. Однако авторам известна многофункциональная композиция «Аксис» (см. журнал Oil & Gas Eurasia, 2006, №9, с.60), которая упраздняет вышеуказанные противоречия и может быть рекомендована для введения в заявляемый состав для глушения.

В ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» использовался следующий состав для глушения скважин, мас.%: продукт переработки сильвинитовой руды 99,84 (где: калия хлористого 2,66; натрия хлористого 94,4; нерастворимых веществ 1,94; воды (влажность) 1,0); многофункциональная композиция «Аксис» 0,16.

Глушение проводилось на скважинах проницаемостью от 0,115 мкм ² до 0,228 мкм² в низко и среднезаглинизированных коллекторах. Благодаря содержащимся в многофункциональной композиции «Аксис» гидрофобизатору уменьшалось набухание глин, а наличие ингибитора солеотложения, гидрофобизатора и поверхностно-активного вещества позволило предотвратить выпадение нерастворимых осадков в порах пласта и на рабочих органах подземного оборудования, снизить поверхностное натяжение на границе с нефтью и гидрофобизировать норовое пространство. Благодаря использованию заявляемого состава для приготовления жидкости глушения в ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз», стало возможным совместить процессы глушения с мягкой обработкой призабойной зоны пласта с целью неухудшения фильтрационно-емкостных характеристик призабойной зоны пласта, что позволяет предотвратить нарастание обводненности продукции и уменьшить время выхода скважин на режим на 10%.

В ОАО «Сургутнефтегаз» и ОАО «Юганскнефтегаз» проводились глушения скважин растворами, приготовленными из следующего состава, мас.%: продукт переработки сильвинитовой руды 99,91 (где: калия хлористого 2,97; натрия хлористого 94,63; нерастворимых веществ 1,95; воды (влажность) 0,45); многофункциональная композиция «Аксис» 0,09.

Глушения проводились на пластах АС 4, 5,6; БС 6, 8, 10/1,10/3, БС 10/1-2, БС 11 с проницаемостью от 0,27 до 0,221 мкм².

Благодаря содержащемуся в многофункциональной композиции «Аксис» гидрофобизатору уменьшалось набухание глин, а наличие ингибитора солеотложения, гидрофобизатора и поверхностно-активного вещества позволило предотвратить выпадение нерастворимых осадков в порах пласта и на рабочих органах подземного оборудования, снизить поверхностное натяжение на границе с нефтью и гидрофобизировать норовое пространство. Использование состава позволило сохранить проницаемость породы по нефти, что выразилось в сокращении времени вывода скважин на установившийся режим работы после ремонта в среднем на 1-1,5 суток и увеличении коэффициента продуктивности на 10-11%.

В качестве дополнительных примеров реализации заявленного состава могут быть представлены следующие результаты.

В НГДУ "Быстринскнефть" ОАО "Сургутнефтегаз" проводилось глушение скважин раствором, приготовленным из следующего состава, мас.%: продукт переработки сильвинитовой руды 97,5 (где: калия хлористого 2,9; натрия хлористого 94,9; нерастворимых веществ 1,2; воды (влажность) 1,0); многофункциональная композиция «Аксис» 2,5.

В НГДУ "Федоровскнефть" ОАО "Сургутнефтегаз" проводилось глушение скважин раствором, приготовленным из следующего состава, мас.%: продукт переработки сильвинитовой руды 97,2 (где: калия хлористого 2,5; натрия хлористого 94,8; нерастворимых веществ 1,7; воды (влажность) 1,0); многофункциональная композиция «Аксис» 2,8.

В ОАО "Томскнефть" ВНК проводились глушения скважин растворами, приготовленными из следующего состава, мас.%:

продукт переработки сильвинитовой руды 88 (где: калия хлористого 2,5; натрия хлористого 94,6; нерастворимых веществ 1,9; воды (влажность) 1,0); многофункциональная композиция «Аксис» 12;

продукт переработки сильвинитовой руды 82 (где: калия хлористого 2,4; натрия хлористого 94,6; нерастворимых веществ 2,0; воды (влажность) 1,0); многофункциональная композиция «Аксис» 18.