Спосіб одержання рідини глушіння для нафтових свердловин

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к жидкостям для глушения скважин перед проведением подземного ремонта. В качестве прототипа взят способ получения жидкости глушения путем смешения нефти, щелочного реагента, НПАВ и минерализованной воды [1]. Недостатком этого способа является трудность его применения на нефтяных скважинах с высоковязкой нефтью. Жидкость становится нетекучей, жидкость не стекает с поднимаемых из скважины труб и загрязняет рабочее место. В зимнее время из-за чрезмерного загустевания нефти такую жидкость можно приготовить только в условиях глинозаводов, В полевых условиях жидкость в такое время приготовить нельзя. Задачей настоящего изобретения является снижение вязкости ее за счет смешения входящих в нее компонентов с нефтью, находящейся в нефтяной скважине. Так как в скважине высокая температура, то нефть там имеет пониженную вязкость и легко смешивается с закачиваемыми реагентами. Приготовленная таким образом жидкость (а также за счет нового ее состава) имеет также пониженную вязкость и адгезию. Благодаря этому такая жидкость стекает со стенок поднимаемых из скважины труб. Эта задача достигается тем, что в известном способе получения жидкости глушения нефтяных скважин путем смешения нефти, щелочного реагента, НПАВ и минерализованной воды, отличающийся тем, что предварительно смешивают щелочной реагент, НПАВ и минерализованную воду, после чего смешивают полученную смесь с нефтью путем закачки ее в скважину, причем в качестве минерализованной воды используют пластовую воду с содержанием хлористых солей до 20 процентов в объеме скважины, а в качестве щелочного реагента - гидроокись щелочного металла 5-40-процентной концентрации, при следующем соотношении компонентов, мас.%: Раствор готовят следующим образом. Пример 1. Скважина глубиной 20000 м, в нее спущена эксплуатационная колонна Æ146 мм, ее объем составляет 24 м3. В скважине колонна НКТ Æ73 мм. Берут емкость объемом 24 м3 и в нее набирают 24 кг каустической соды 40% концентрации, 120 кг неонола и доливают ее пластовой водой с содержанием хлористых солей 12,2% и удельного веса 1,09г/см3. Все это тщательно размешивают. Емкость через насосный агрегат обвязывают со скважиной так, чтобы можно было дать циркуляцию замкнутым циклом. Скважина заполнена вязкой нефтью удельного веса 0,867 г/см3 и вязкостью 300 сПз. Пускают циркуляцию через скважину в течение 1,5 цикла. Получают заданную жидкость глушения удельного веса 0,98 г/см3 и вязкостью 62 сПз. Такая жидкость обеспечивает глушение скважины и нормальные условия труда при проведении спуско-подъемных операций на скважине: трубы НКТ поднимаются со скважины чистые, без следов вязкой нефти. Пример 2. Скважина глубиной 3000 м, объем скважины 36 м3. Скважина заполнена нефтью удельного веса 0,92 г/см3, для глушения требуется жидкость удельного веса 1.02 г/см3. Берут емкость объемом. 36 м3 и в нее набирают 1440 кг каустической соды 5% концентрации, неонола 360 кг и емкость доверха наполняют водой удельного веса 1,12 г/см3 с содержанием хлористых солей (в основном СаСІ 2) 13,7%. Все это тщательно перемешали и замкнутым циклом закачали в скважину с последующей промывкой в течение 2 циклов. При этом получили жидкость глушения с такими параметрами удельный вес 1,02 г/см3, вязкость 57 сПз (у нефти была 379 сПз). Пример 3. Скважина глубиной 4000 м, объемом ее 48 м3, скважина, заполнена нефтью удельного веса 0,95 г/см3 с вязкостью 421 сПз. Берут емкость объемом 48 м3. в нее набирают гидроокись калия 240 кг 40% концентрации и 480 кг неонола. Емкость доливают полностью водой и все тщательно перемешивают. Удельный вес воды 1,11 г/см3 с содержанием хлористых солей 14,9%. Полученный раствор щелочи и ПАВ замкнутым циклом закачивают в скважину и делают промывку скважины в течение 1,5 цикла. После этою параметры жидкости стали: удельный вес 1,03 г/см3, вязкость 59 сПз. Технико-экономические преимущества предложенной жидкости: 1. Применение жидкости обеспечивают эффективное глушение скважины и нормальные условия труда при проведении спускоподъемных операций. 2. Приготовление жидкости осуществляется непосредственно в условиях скважины, технология проста, особенно в условиях зимы: не требуется подогрева, перемешивающих устройств и др. 3. После окончания работ остатки жидкости, находящийся на скважине, закачивают в шлейф скважины и после отделения нефти остатки ее закачивают в систему ППД для поддержания пластового давления. Предлагаемая жидкость испытана в Ахтырском НГДУ на 4 скважинах и в лабораторных условиях. Решением техсовета НГДУ 30.VI.94 г. жидкость принята к внедрению при глушении скважин с вязкой и высоковязкой нефтью.