СОСТАВ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ И ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН Российский патент 1997 года по МПК C09K7/02 

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к блокированию поглощающих пластов и глушению скважин при их заканчивании или капремонте.

Известен полимерный состав для заглушения водных сред, способ его получения и применение при техническом обслуживании скважин по заявке Франции N 2491942,МКИ³ CO9K 7/02; C 08 L I/02, 3/02, 1982).

Состав содержит гидрофильный полимер, смешивающуюся с водой полярную органическую жидкость, являющуюся растворителем для гидрофильного полимера, которая в определенных условиях образует с гидрофильным полимером полутвердые вязкие смеси, и разбавитель, который не является растворителем для гидрофильного полимера. Полимерные составы могут быть добавлены в водные среды, в частности, в плотные пикельные растворы, которые затем могут быть использованы в качестве жидкостей для технического обслуживания скважин.

Известен способ регулирования состава буровой жидкости по заявке Японии N 6034697.

В буровую жидкость вводят 0,01-3% порошкового высокомолекулярного соединения с размером частиц 40 мэш. При реакции сшивания соединение образует гель, обладающий 10-1000-кратной способностью к адсорбции воды. В жидкость можно добавлять регулятор вязкости.

Наиболее близким техническим решением, прототипом к предлагаемому составу является жидкость для заканчивания и капитального ремонта скважин (патент США N 4541485, МКИ 4 С09 7/02; Е21 В 43/27;Авт.Jacob Block (Rockville Md) фирма W.R.Graee uW (New Jork,N.J).

В качестве жидкости, контактирующей с подземным пластом через пробуренную скважину при капитальном ремонте или заканчивании этой скважины, применяют водную композицию, содержащую смесь 0,5-10,0% гидроксилированного соединения алюминия и 0,3-5,0% добавки для снижения фильтруемости. В качестве первого компонента смеси применяют продукт смешивания высокой степени перемешивания щелочного водорастворимого алюминия (или гидроксида щелочного металла и) или гидроксида аммония с водорастворимым кислотным агентом неорганической кислотой, нитратом, хлоридом, сульфатом, нитратом алюминия, их гидратами или смесями данных веществ, причем по меньшей мере один из щелочных кислотных агентов содержит алюминий.

Данные агенты берут в количестве, чтобы продукт обеспечивал в водной среде pH 8-10,3.

В качестве второго компонента смеси применяют продукт реакции в водной среде при pH <5,5 между поливиниловым спиртом мол.массы ≥20000 и ≥ 0,01% стехиометрического количества вещества по меньшей мере с одной альдегидной группой или вещества, способного давать эту группу в ходе процесса.

Вторым компонентом может быть также сшитый продукт реакции в водной среде между окси C₁ C₃ алкилцеллюлозной и 0,01 200% / в расчете на гидроксилы целлюлозы/ агента образования поперечных связей в целлюлозе.

Указанной жидкости присущи такие недостатки, как многокомпонентность, когда для структурообразования применяются одни компоненты-гидроксилированные соединения алюминия или продукт их смешения с водорастворимым кислотным агентом, а для снижения фильтруемости применяются другие компоненты продукт реакции в водной среде между поливиниловым спиртом мол.массы ≥ 20000 и ≥ 0,01% стехиометрического количества вещества по меньшей мере с одной альдегидной группой при соблюдении определенной величины pH среды.

Задачей изобретения является создание состава из недефицитных материалов и достижение регулирования структурообразования состава в широких пределах от гелеобразных до маловязких с сохранением минимальной фильтруемости состава (от 0 до 4 см³/30 мин) и, следовательно, достижение высоких блокирующих свойств состава и возможность использования состава и как блокирующих пачек, подаваемых в поглощающий интервал и как бурового раствора, которым заполняется весь ствол скважины.

Для технического решения поставленной задачи в известном составе, содержащем структурообразующие компоненты, компоненты, снижающие фильтруемость и воду, согласно изобретению, для получения высокомолекулярных температуроустойчивых водных растворов аммиачно-фосфатидных солей с pH среды 9-10, обладающих свойствами как структурообразователей, так и понизителей фильтруемости, суммарное соотношение которых с водой в зависимости от задач, выполняемых составом, составляет, мас.

Аммиачно-фосфатидные соли 33,25-5,5
Вода (остальное) 66,75-94,5
смешивают в водной среде с pH 7, реагирующие между собой температуронеустойчивые высококонцентрированный раствор аммиака и предварительно приготовленный водный раствор фосфатидного концентрата, обладающего способностью 15-20-кратной абсорбции воды и образования гидратационных растворов, являющегося продуктом очистки растительных масел от фосфатидов в соотношении, в зависимости от задач, выполняемых составом, мас.

Аммиак в водном растворе 1,0 0,5
Фосфатидный концентрат 32,25 5,0
Вода (остальное) 66,75 94,5
При этом получают температуроустойчивые растворы от гелеобразных из условной вязкостью до "не течет" до маловязких из условной вязкостью до 18 с, при сохранении минимальной водоотдачи от 0 до 4 см³/30 мин, и высокой блокирующей способности, которые обеспечивают блокирование поглощающих пластов, заканчивание и глушение скважин.

Состав фосфатидного концентрата. Согласно ТУ 18 17/70-86 фосфатидный концентрат представляет собой отходы очистки подсолнечного масла на маслоэкстракционных заводах. Фосфатидный концентрат получают облагораживанием фосфатидов. Фосфатиды есть циклические и нециклические (глицерофосфатиды) со структурной формулой:

где R₁, R₂ насыщенные, ненасыщенные остатки жирных кислот;
X⁺ водород, азотистые основания (этаноламин, металэтаноламин, диметилэтаноламин, триметилэтаноламин, холин).

Аминокислоты (серин) остаток полиола (глицерол, инозитол).

Основные группы глицерофосфатидов содержатся в растительном масле.

X⁺ (структурный компонент) Фосфолипиды
H Фосфатидные кислоты
CH₂CH(NH₂) COOH серин Фосфатилсерины
-CH₂CH₂NH₂ этаноламин Фосфатидоэтаноламин (кефалины)
CH₂CH₃NH(CH₃) метилэтаноламин Фосфатидин N - метил этаноламин
CH₂CH₃N(CH₃)₂ диметилэтаноламин - Фосфатидин N,N диметилэтамин
CH₂CH₂NOH(CH₃) холин Фосфатидинхолины (лецитины)
CH₂-CHOH-CH₂OH глицерин Фосфатилглицерины, фосфатдининозитолы.

В состав фосфатидов входят глицерофосфатиды, инозитфосфатиды, офингоэмиэлины.

Извлечение фосфатидов из масел представляет собой первый этап комплексного процесса рафинации растительных масел. Степень одновременного извлечения фосфатидов из масличного сырья составляет от 20 до 90 мас.

Фосфатидные кислоты, фосфатидилсерин и фосфатидилинозитолы и др. способны взаимодействовать со щелочно-земельными и другими металлами за счет своих кислотных свойств.

Физико-химические свойства фосфатидного концентрата. Консистенция вещества вязкая мазеобразная до нетекучей, цвет темно-коричневый до черного, запах, свойственный подсолнечному маслу, плотность 1,087 г/см³, начало кипения и разложения 86^oC, температура замерзания 8^oC.

Авторами было установлено, что вещество обладает способностью 15-20-кратной адсорбции воды, образуя гидрогели бежевого цвета, которые при нагревании до 90^oC разрушаются, разделяясь на две фракции вверху хлопья во взвеси, внизу прозрачная жидкость бежевого цвета.

Способность фосфатидов (фосфатного концентрата) к взаимодействию из щелочами и к 15-20 кратной адсорбции воды и была использована в предлагаемом изобретении.

Сопоставимый анализ заявляемого решения с прототипом показывает, что заявляемый состав для глушения и закачивания скважин отличается от известного тем, что вместо двух компонентов, каждый из которых в отдельности отвечает свойствам состава, один за структурообразование, другой за снижение фильтруемости, здесь применен один компонент, образующийся в водной среде при приготовлении состава водная композиция фосфатно-аммиачных солей, обладающих свойствами как структурообразования, так и снижения фильтруемости. При этом снижение фильтруемости до 0-4 см³/30 мин сохраняется в широких пределах изменений CHC и условной вязкости состава от "не течет" до 18 сП. Известны рассолы высокой плотности для бурения, закачивания и капитального ремонта скважин, добавки для снижения фильтрации и способ их применения (патент США N 4554081; МКИ⁴ С 09К 7/00).

При осуществлении контакта подземной формации с рассолом, имеющим плотность 1,08-2,57 г/см³, в рассол предварительно добавляют 0,01-1,0% агента снижения жидкости через формации.

Агент содержит водорастворимый сополимер, в котором находится 25-95 мол. повторяющихся звеньев диметиламиноэтилметакрилата и 5-75 мол. повторяющихся звеньев метилхлорида диметилааминэтилметакрилата. Общее число звеньев сополимера обеспечивает повышение вязкости деионизированной воды до 400-40000 сП, причем вязкость сополимера измеряют по вязкости раствора, полученного добавлением 10т сополимера и 90т деионизированной воды, на вискозиметре вращения 6 мин и 24^oC.

Агент снижения фильтрации содержит водорастворимый тройной сополимер - сополимер, содержащий 5-20 мол. звеньев диметиламиноэтилметакрилата, 70-90 звеньев N, N диметилакриламида и 5-10 мол. звеньев акриловой кислоты; сополимер, содержащий 5-20 мол. звеньев метилхлорида диметиламиноэтилметакрилата, 70-90 звеньев диметиламиноэтилметакрилата и 5-10 мол. звеньев метакриловой кислоты; сополимер, содержащий 5-20 мол. звеньев диэтиламинометилметакрилата, 70-90 звеньев N, N диметилакриламида и 5-10 мол. звеньев акриловой кислоты.

В патенте США N 4541485 (прототипе) параметры жидкости для закачивания и капитального ремонта скважин не приводятся, но в патенте США N 4554081 (чисто применяемом в практике аналоге) рассолы высокой плотности для бурения, заканчивания и капитального ремонта скважин, добавки для снижения фильтрации и способ их применения приводится вязкость рассолов, которая находится в пределах 400-40000 сП (т.е. в сП).

В предлагаемом нами составе параметр "вязкость" выражен в единицах условной вязкости Т, С и находится в пределах 18 522с и до "не течет". Для сравнения параметра вязкости аналога (патент США N 4554081) и предложенного состава авторы воспользовались ГОСТ 8.417-81 (ст. СЭВ 1052-78). Единицы физических величин и книгой авторов Е.И.Абрамова, К.А.Колесниченко, В.Т. Маслова Элементы гидропривода (справочник). Киев,Техника, 1969 [1] В книге, с.10 сообщается, что вязкость по Энглеру (^oE) определяется отношением времени истечения из вискозиметра 200 см³ жидкости ко времени истечения 200 см³ дистиллированной воды из того же прибора при 20^oC.

Для определения вязкости по ГОСТ 1532-54 служит вискозиметр ВУ (значения условной вязкости в градусах Энглера ^oE и градусах ВУ ^oВУ - одинаковы). Но авторы располагают только вискозиметром ВБР-1. Тогда с некоторой погрешностью это можно перенести и на вискозиметр ВБР-1 (вискозиметр буровых растворов 1), по которому условную вязкость измеряют по времени истечения в секундах (с) 500 см³ жидкости. Время истечения 500 см³ воды из ВБР-1 составляет 15с.

Тогда, в нашем примере условная вязкость, которая для 2,3,4 составов (табл. 2) составляет соответственно 522, 51, 18с по методике прибора ВБР-1, может быть переведена в градусы Энглера (^oE) или ^oВУ путем деления указанного времени истечения на 15с и соответственно составит 34,8 ^oВУ; 3,4^oВУ; 1,2^oВУ.

Если полученные ^oВУ или ^oE перевести в сантистоксы (сСт) по формуле Уббелоде (1, с.11):

то получим:
2-й состав 34,8^oE ν 7,31.34,8-6,31/34,8 254сСт.

3-й состав 3,4^oE n 7,31.3,4 6,31/3,4 23 сСт.

4-й состав 1,2^oE n 7,31.1,2 6,31/1,2 3,5 сСт.

Если указанный в патенте аналоге США N 4554081 параметр жидкости - вязкость в сП (т.е. сП сантипуазы) (400-40000 сП) перевести в стоксы (Ст), а затем в сантистоксы (сСт), по формуле (1,с.9):
n = μ/ρ
где m_в П (г/см.с), (т.е. паузах), ν_в в см²/с (ст) и ρ_в в г/см³,то при 400 сП 4П и 40000 сП 400 П получим:

(3,7 ст) 370 мм²/с (сСт).

Тогда нижняя граница параметров рассолов патента (аналога) США N 4554081, т. е. 400 сП будет соизмерима со 2-й композицией предложенного состава.

Для первой композиции предложенного состава, где условная вязкость определяется как "не течет," не представляется возможным определить условную вязкость в ^oE или ^oВУ и сравнить с верхней границей параметров, рассолов патента (аналога) США N 4554084. Но, по-видимому, и они будут соизмеримы.

В часто применяемом на практике патенте США N 4554081 (аналоге) так же, как и в патенте США N 4541485 (прототипе),имеет место применение двух агентов, один из которых обладает свойством повышения вязкости, а другой свойством понижения фильтрации. Оба агента многокомпонентные сополимеры сложного химического состава.

В предлагаемом составе получаемая при приготовлении состава водная композиция фосфатидно-аммиачных солей хотя и имеет сложный химический состав, но зато обладает как свойствами снижения фильтрации, так и свойствами повышения вязкости и является более экологичной, т.к. образуется из экологичного фосфатидного концентрата, являющегося продуктом очистки растительных масел, и небольшого количества (1-0,5 мас.) аммиака, токсические свойства которого утрачиваются при химическом взаимодействии. Предлагаемый состав обладает высокими качествами, выражающимися в минимальной водоотдаче и, следовательно, в высокой блокирующей способности в широких пределах изменения параметров CHC и условной вязкости, что вместе взятое соответствует изобретательскому уровню.

Изобретение осуществляется следующим образом.

Приготовляется состав для глушения и заканчивания скважин со следующим оптимальным содержанием компонентов, представленный в табл.1
Расчет количества входящих в реакцию исходных компонентов состава.

Потребное количество фосфатидного концентрата производят исходя из потребной массы (или объема) состава умножением ее на содержание концентрата в мас. выраженного в долях единицы (мас./100).

Потребное количество аммиака, поскольку он поставляется в виде высококонцентрированных водных растворов, производится в два приема: сначала так же, как для фосфатидного концентрата, определяется потребное количество чистого аммиака в кг (или т), а затем определенную потребную массу чистого аммиака, согласно обратно пропорциональной зависимости между необходимым количеством раствора вещества и концентрацией вещества в растворе, делят на мас. выраженные в долях единицы (мас./100), содержания аммиака в имеющимся в наличии его водном растворе и т.о. определяют потребное количество имеющегося раствора аммиака.

Концентрация аммиака в водном растворе определяется в химлаборатории титрованием. Тогда потребное количество воды определяется как остальное (недостающее до 100%) с учетом воды, содержащейся в водном растворе аммиака.

Состав для глушения и заканчивания скважин может применяться как в виде небольших вязких пачек, подаваемых на забой скважины для перекрытия поглощающегося интервала, так и в виде маловязких растворов для заполнения всего ствола скважины в качестве буровых растворов.

В промысловых условиях состав можно приготовлять как на стационарном растворном узле (пуните), так и на скважине в соответствующего объема емкостях. Порядок операций при приготовлении состава следующий.

1. В расчетное количество воды погружают возможно мелко дробленный лопатой солидолоподобный фосфатидный концентрат и растворяют при интенсивной циркуляции воды насосным агрегатом до получения в зависимости от поставленной задачи гидролизованного геля или менее вязкого раствора фосфатидного концентрата.

2. В полученную гидрогель или раствор добавляют расчетное количество имеющегося в наличии водного раствора аммиака, после чего так же непродолжительное время циркулируют раствор насосным агрегатом до изменения цвета из бежевого до горчичного (темно-коричневого) по всей массе раствора.

3. Затем насосным агрегатом приготовленный состав в зависимости от задач или закачивается в необходимом количестве в скважину и продавливается задавочной жидкостью (водой) до поглощающего интервала или приготовленным составом заполняется весь ствол скважины.

После проведения ремонтных работ на скважине, в случае кольматации составом работающего интервала кольматирующий материал может быть разрушен солянокислотной обработкой.

Примеры осуществления состава для глушения и заканчивания скважин в граничных и оптимальных концентрациях компонентов.

Изобретение осуществляется следующим образом.

Приготовляется состав для глушения и заканчивания скважин в граничных и оптимальной концентрациях компонентов, представленный в табл. 2.

Расчет количества входящих в реакцию исходных компонентов состава в лабораторных и промысловых условиях для граничных концентраций производится так же, как и для оптимальной концентрации, что изложено выше.

Определение блокирующей способности состава для глушения и заканчивания скважин.

Блокирующая способность состава определялась на модели пласта в виде слоя песка мелкой фракции толщиной 10 мм (вес 15г), засыпанного в делительную воронку объемом 130 см³ на ватный тампон. Поверх слоя песка заливалась порция испытуемого состава толщиной 10 мм, а выше заливалась вода объемом 130 см³.

Результаты исследований приведены в табл. 3
Из данных табл.3 видно, что блокирующие свойства состава высоки и прослеживается прямая зависимость между водоотдачей и блокирующей способностью.

Промышленная применимость заявленного технического решения обуславливается высокими качествами состава такими как минимальная водоотдача, широкие пределы регулирования CHC и условной вязкости, высокая блокирующая способность, недефицитность исходных компонентов, простота технологии приготовления состава, ингибирующие свойства, экологичность состава.

Заявленное техническое решение представляет значительный интерес для народного хозяйства, т.к. обеспечивает блокирование поглощающих интервалов и, следовательно, обеспечивает дополнительную добычу газа и конденсата, а в случае применения на нефтяных скважинах и нефти.

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к блокированию поглощающих пластов и глушению скважин при их заканчивании или капремонте. Состав содержит структурообразующие компоненты, компоненты, снижающие фильтруемость и воду для получения высокомолекулярных температуроустойчивых водных растворов аммиачно-фосфатидных солей, обладающих свойствами как структурообразователей, так и показателей фильтруемости, смешивают в водной среде реагирующие между собой температуронеустойчивые высококонцентрированный раствор аммиака и гидратированный раствор фосфатидного концентрата - продукта очистки подсолнечного масла от фосфатидов. При этом получают температуроустойчивые растворы от гелеобразных из условий вязкостью до "не течет" до маловязких из условной вязкостью до 18 сП при сохранении минимальной водоотдачи от 0 до 4 см³/30 мин и высокой блокирующей способности, которые обеспечивают блокирование поглощающих пластов, заканчивание и глушение скважин. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.

1. Состав для глушения и заканчивания скважин, содержащий загуститель и воду, отличающийся тем, что в качестве загустителя он содержит отходы очистки подсолнечного масла фосфатидный концентрат и аммиак в водном растворе при следующем соотношении компонентов, мас.

Отход очистки подсолнечного масла фосфатидный концентрат 5,0 32,25
Водный раствор аммиака 0,5 1,0
Вода Остальное
2. Состав для глушения и заканчивания скважин по п.1, отличающийся тем, что в качестве фосфатидного концентрата и водного раствора аммиака используют аммиачно-фосфатидные соли при следующем соотношении компонентов, мас.

Аммиачно-фосфатидные соли 5,5 33,25
Вода Остальное