БУРОВОЙ РАСТВОР ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА СКВАЖИН Российский патент 2003 года по МПК C09K7/02 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам для заканчивания и ремонта скважин, а также к промывочным жидкостям, которые могут быть использованы в качестве жидкостей для глушения скважин при установке забойных противопесочных фильтров и проведения подземного и капитального ремонта скважин.

Известен буровой раствор, содержащий дисперсную фазу - глину; карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) - ингибитор термоокислительной деструкции в вес.%: дисперсная фаза 5,0 - 25,0; КМЦ 0,5 - 2,5 (гликолевокислый натрий - кубовый остаток производства очищенной КМЦ) (а. с. 630280, М, кл. 2, С 09 К 7/02. Буровой раствор. И. М. Тимохин, В.А. Лопатин и др., опубл. 30.10.78, Бюл. 40).

Этот состав имеет высокую вязкость, что создает определенные трудности при закачке состава в скважину.

Известен буровой раствор, содержащий следующие компоненты в мас.%: глину 0,5 - 1,9; реагент-стабилизатор 2-5, в качестве которого используют сульфит-спиртовую барду (КССБ) или карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) или феррохромлигносульфонат (ФХС); сульфатные соли 0,5-3,0; хлористые соли 0,5-3,0 (а.с. 664985, М, кл. 2, С 09 К 7/02. Буровой раствор. И.Ю. Харив, опубл. 30.05.79, Бюл. 20).

Однако данный состав имеет невысокую стабильность, а также оба вышеуказанных состава имеют недостаточно высокое качество вскрытия продуктивных пластов (первичное вскрытие).

Известен буровой раствор, содержащий следующие компоненты: глину, минеральную соль (хлористый натрий), КМЦ, карбонат калия в мас.%: глину 5,6 - 7,0; хлорида натрия 21,5 - 24,5; понизителя водоотдачи 2-3; воду до 100% (а. с. 897831, М, кл. 3, С 09 К 7/02. Буровой раствор. З.С. Ковалева, Н.П. Левик и др., опубл.15.01.83, Бюл. 2).

Недостатками данного состава являются высокое содержание минеральной соли (на грани насыщения) и низкое содержание карбоната калия, которые не позволяют эффективно провести последующую соляно-кислотную обработку продуктивных пластов за счет более полного растворения карбонатов в продуктивных коллекторах.

Известен буровой раствор, содержащий в мас.%: глину - 5,0 -7,0; сульфат кальция 0,3 - 0,8; КМЦ 0,5 - 0,6; окзил - 1,0 - 2,0; алюмокалиевые квасцы - 0,5 - 1,0; гидроксид калия - 0,35 - 0,5; воду до 100% (а. с. 998486, М, кл. 3, С 09 К 7/02. Буровой раствор. Н.П. Левик, З.С. Ковалева и др., опубл. 23.02.83, Бюл. 7).

Однако этот состав и известные вышеуказанные буровые растворы имеют недостаточную ингибирующую способность.

Известен состав или жидкость для заканчивания и ремонта скважин, содержащая в мас.%: мел 29,0 - 31,0; хлорид натрия 12,5 -14,0; КМЦ 1,3-1,8; щелочь 0,06-0,1; сульфанол 0,04-0,1; вода до 100%.

Недостатком состава являются недостаточно высокая стабильность раствора и эффективность при последующей соляно-кислотной обработке, а также невысокое качество вскрытия продуктивных пластов (первичное вскрытие).

Наиболее близким к предлагаемому является буровой раствор для заканчивания и ремонта скважин, включающий, мас.%: продукт взаимодействия соли алюминия с гидроксидом 0,055 - 0,082, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ и КССБ 1,0 - 1,5, ПАВ - сульфонат 0,3 - 1,0, бентонит 2,0 - 3,0, вода остальное (патент РФ 2011675, М. кл. 5, С09 К 7/02. Буровой раствор для заканчивания и ремонта скважин, опубл.30.04.94, Бюл. 8).

Недостатком прототипа является недостаточно высокие стабильность раствора и эффективность при последующей соляно-кислотной обработке.

Целью изобретения является повышение стабильности раствора, снижение кольматации призабойной зоны, повышение эффективности при последующей соляно кислотной обработке пласта, сохранение коллекторских свойств пласта за счет уменьшения сил поверхностного натяжения на границе раздела фаз "фильтрат бурового раствора - нефть, насыщающая коллектор".

Поставленная цель достигается тем, что буровой раствор для заканчивания и ремонта скважин, включающий карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ, поверхностно-активное вещество ПАВ и воду, дополнительно содержит мел, минеральную соль, щелочь и пеногаситель - флотореагент Т-80, М-94, 96 при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Мел - 15,0- 30,0
Минеральная соль - 0,2-1,0
КМЦ - 0,5-1,0
Щелочь - 0,05-0,1
ПАВ - 0,01-0,03
КССБ - 1,0-3,0
Указанный фотореагент - 2,0-5,0
Вода - Остальное
Причем раствор может дополнительно содержать глинопорошок в количестве 5,0-7,0 мас.%.

В качестве карбоксиметилцеллюлозы КМЦ используют КМЦ-5 00, КМЦ-600, Камцел или другие марки карбоксиметилцеллюлозы.

КССБ, полученная путем конденсации с фенолом и формалином раствором кальциевых солей лигносульфонатных кислот, дает укрупненные молекулы лигносульфонатов - природных линейных водорастворимых полимеров.

Укрупненные молекулы лигносульфонатов значительно увеличивают способность предлагаемого состава снижать водоотдачу. При этом КССБ незначительно снижает вязкость состава и СНС за счет разрушения межмолекулярных связей, образуемых молекулами глины. Поэтому КССБ в предлагаемом составе и используют в качестве дополнительного понизителя водоотдачи.

В отличие от прототипа предлагаемый состав дополнительно содержит мел, минеральную соль, щелочь и пеногаситель.

Введение ПАВ и КМЦ увеличивает устойчивость дисперсионной системы во времени, т. к. ПАВ и КМЦ адсорбируются на поверхности твердых частиц (мела, глины и др.), увеличивая равновесную толщину слоя между ними. Поэтому введение ПАВ и КМЦ способствует упрочнению структуры и состава и позволяет существенно увеличить концентрацию нерастворимых компонентов (мела, глины и др. ), при этом сохраняя устойчивость во времени закачиваемой суспензии.

Введение щелочи в предлагаемый состав дополнительно повышает стабильность системы.

В качестве мела используют химически очищенный мел или карьерный мел. Использование мела обусловлено его способностью кольматировать призабойную зону пласта и формировать на стенках скважины тонкую, плотную карбонатную корку.

В качестве минеральной соли используют хлорид кальция или хлорид калия. Роль минеральной соли заключается в частичной регулируемой коагуляции глинистых частиц, приводящей к образованию агрегатов при сохранении общей связанности и структурной сетки в растворе.

В отличие от прототипа с целью снижения кольматации призабойной зоны в предлагаемом составе используют все типы поверхностно-активных веществ: в качестве неионогенного ПАВ - неионогенный ПАВ марки Дисолван-4411; в качестве анионных, кроме сульфанола, используется ЩСПК (щелочной сток производства капролактама), в качестве катионного ПАВ - катионный ПАВ марки ИВВ-1.

Исследования показали, что с помощью неионогенного ПАВ обеспечиваются низкие значения поверхностного фильтра на границе с пластовой нефтью, реагент ИВВ-1 играет роль ингибирующей добавки, а с помощью реагента ЩСПК обеспечивается внутрипоровая кольматация обводненных участков продуктивного пласта.

Кроме того, неионогенный ПАВ марки Дисолван-4411 снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз: фильтрат - нефть.

Так как в предлагаемом составе используют ПАВ и КССБ (слабое ПАВ), которые способны концентрироваться на границе раздела жидкость - воздух и образовывать пену, то для гашения пены используют пеногаситель (флотореагент) марок Т-80, М-94, 96 и другие марки.

Т-80 (оксаль) - флотореагент, пеногаситель для гашения пены является продуктом производства диметилдиоксана при получении изопрена из изобутилена и формальдегида, оксаль имеет плотность δ₂₀=1,01-1,07 г/см, вязкость 45-60 спз. Оксаль растворяется на 90% в воде, термостоек до 400^oС, температура замерзания до - 25^oС.

Так фильтрационная корка, состоящая из бентонитовых глин и полидисперсных карбонатных частиц, имеет проницаемость намного ниже проницаемости горных пород, то после закачки предлагаемого состава повышается эффективность при последующей соляно-кислотной обработке пласта за счет более полного растворения мела в продуктивных коллекторах при меньшем расходе кислоты.

Кроме того, предусматривается уменьшение отрицательного влияния фильтрата бурового на проницаемость продуктивного пласта, так как фильтрат содержит ингибирующие добавки, снижающие набухание и диспергирование глинистых материалов коллектора.

В табл. 1 приведены характеристики параметров предлагаемых и известных составов.

Из данных табл. 1 видно, что предлагаемые составы в отличие от прототипа более стабильны и имеют лучшие основные параметры.

Методика приготовления предлагаемого состава состоит в следующем. При перемешивании в воду для создания щелочной среды (pH 8-10) вводится щелочь. Затем к водно-щелочному раствору при перемешивании добавляют порошкообразную карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ-600), конденсированную сульфит-спиртовую барду (КССБ) и пеногаситель. По готовности раствора в него добавляют порошкообразный мел и минеральную соль, в качестве которой используют хлористый кальций или хлористый калий. Раствор вновь перемешивают и добавляют порошкообразный сульфанол или другой ПАВ. Проводят замеры параметров раствора: плотность - весовым методом, условную вязкость по прибору ПВ-5, фильтрацию по прибору ВМ-6.

В таблице 2 представлены предлагаемые и известные составы и их свойства.

Из данных таблицы 2 видно, что оптимальными являются составы 3 и 4.

В составе 1 раствор обладает большой водоотдачей, состав нестабилен, в составе 5 раствор имеет нетекучую вязкость.

Пример 1. Меловой раствор на промысле готовят в гидромешалке, добавляя в воду анионный ПАВ: порошкообразный сульфанол или ЩСПК, неионогенный дисольван-4411, или катионный ПАВ ИВВ-1 и щелочь, через эжекторное устройство добавляют КМЦ, КССБ и пеногаситель. Все перемешивают в течение 1-2 часов. Затем при перемешивании через эжекторное устройство добавляют мел и хлористый кальций. Смесь тщательно перемешивают до образования однородного раствора, замеряют параметры.

Для приготовления 1 м³ мелового раствора требуется воды 800-850 л, мела 150-300 кг, хлористого кальция 50-100 кг, КМЦ - 50-100 кг, щелочи 5-10 кг, КССБ 200-300 кг, пеногасителя Т-80 - 200 кг, ПАВ 7-10 кг (см. табл. 2).

Пример 2. Глинистый буровой раствор с растворимой твердой фазой на буровой готовят в гидромешалке, добавляя в воду щелочь, затем глинопорошок при перемешивании в течение 1-2 часов. Затем при перемешивании через эжекторное устройство добавляют мел, хлористый калий, сульфанол.

Смесь тщательно перемешивают до образования однородного раствора, замеряют параметры раствора.

Для приготовления 1 м 5%-ного глинистого раствора с растворимой твердой фазой требуется: воды 750-800 л, мела - 50-150 кг, хлористого калия 50-100 кг, КССБ 200-300 кг, Т-80 - 200 кг, сульфанола 7-10 кг (см. табл. 3).

После закачки предлагаемого состава повышается эффективность при последующей соляно-кислотной обработке для декольматации забойных противопесочных фильтров. При этом происходит более полное растворение мела при меньшем расходе кислоты во время обработки. Это происходит вследствие того, что находящийся в составе ПАВ тормозит реакцию кислоты с мелом, образуя при этом адсорбционные слои на частицах мела и глины. Это дает возможность составу проникать в самые маленькие поры и каналы.

Эффективность при последующей кислотной обработке увеличивается при совместном присутствии в составе ПАВ, КМЦ и КССБ, которые образуют более прочные адсорбционные защитные оболочки на частицах мела и глины. Применение пеногасителя уменьшает количество пены, которая всегда образуется при использовании различных типов ПАВ.

Исследования показали, что предлагаемый состав мелового раствора или мелоглинистого раствора практически не снижает проницаемости призабойной зоны после соляно-кислотной обработки.

Применение предлагаемого состава позволит получать устойчивые стабильные растворы, позволит снизить кольматацию призабойной зоны, повысит эффективность при последующей соляно-кислотной обработке пласта за счет более полного растворения мела в продуктивных коллекторах при меньшем расходе кислоты, сохранит коллекторские свойства пласта за счет уменьшения сил поверхностного натяжения на границе раздела фаз "фильтрат бурового раствора - нефть, насыщающая коллектор".

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к буровым растворам для заканчивания и ремонта скважин, а также к промывочным жидкостям, которые могут быть использованы в качестве жидкостей для глушения скважин при установке забойных противопесочных фильтров и проведения подземного и капитального ремонта скважин. Техническим результатом является повышение стабильности раствора, снижение кольматации продуктивного пласта, повышение эффективности последующей соляно-кислотной обработки продуктивных пластов. Буровой раствор для заканчивания и ремонта скважин содержит, мас.%: мел - 15-30; минеральная соль - 0,2 - 1,0; карбоксиметилцеллюлоза - 0,5-1,0; щелочь - 0,05-0,1; поверхностно-активное вещество - 0,01-0,03; конденсированная сульфит-спиртовая барда - 1,0-3,0; пеногаситель - флотореагент Т-80, М-94,96 - 2,0 - 5,0; вода - остальное. Раствор может дополнительно содержать глинопорошок в количестве 5 -7 мас.%. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.

1. Буровой раствор для заканчивания и ремонта скважин, включающий карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ, поверхностно-активное вещество ПАВ и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит мел, минеральную соль, щелочь и пеногаситель - флотореагент Т-80, М-94,96 при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Мел - 15,0-30,0
Минеральная соль - 0,2-1,0
КМЦ - 0,5-1,0
Щелочь - 0,05-0,1
ПАВ - 0,01-0,03
КССБ - 1,0-3,0
Указанный флотореагент - 2-5
Вода - Остальное
2. Раствор по п. 1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит глинопорошок в количестве 5,0-7,0 мас. %.