ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ПЕРФОРАЦИИ И ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН Российский патент 2021 года по МПК C09K8/42 

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности, к составам, используемым в качестве технологических жидкостей (ТЖ) при освоении и глушении газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин, особенно при низких температурах и низких пластовых давлениях, и способствующих снижению ущерба коллектору в процессе работ по освоению и ремонту скважин, снижению набухания глинистых минералов, предотвращению и растворению отложений газовых гидратов.

Известна технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин (см. патент РФ №2115686 по кл. МПК С09К7/02, опубл. 20.07.1998) содержащая масс. %: хлористый кальций 1-40; органический растворитель, в т.ч. глицерин, 10-50; ингибирующая соль, в т.ч. хлористый калий, 1-10; воду – остальное.

Недостатком этой технологической жидкости является то, что она не сохраняет первоначальную проницаемость пласта и имеет значительные зоны проникновения в призабойной зоне пласта после глушения скважины.

Известна технологическая жидкость (см. патент РФ №2515626 по кл. МПК С09К8/42, опубл. 20.05.2014), включающая поверхностно-активное вещество (ПАВ) комплексного действия СНПХ ПКД-515, утяжелитель, ингибитор коррозии, воду техническую или морскую, при этом в качестве утяжелителя и ингибитора коррозии используют формиат калия при следующем соотношении компонентов, масс. %: СНПХ ПКД – 0,5; формиат калия – 10-50; вода – 49,5-89,5.

Недостатком этой технологической жидкости является то, что состав данной технологической жидкости не позволяет получить системы с плотностью растворов ниже 1,05 г/см³для применения ее при низких пластовых давлениях и отрицательных температурах окружающей среды вплоть до температуры минус 40 °С, что не позволяет ее использовать круглогодично.

Известна также технологическая жидкость для капитального ремонта скважин (см. патент РФ №2599395 по кл. МПК С09К8/42, опубл. 10.10.2016), содержащая многоатомный спирт (или глицерин, или триэтиленгликоль, или пропиленгликоль), ингибитор и воду, при этом в качестве ингибитора применяют бромид кальция и бромид или иодид цинка. Предложенный состав позволяет получать технологические жидкости с показателем плотности 2300-2500 кг/м³.

Недостатком этой технологической жидкости является то, что ее состав не позволяет получать композиции с плотностью растворов ниже 1,95 г/см³ для работы при низких пластовых давлениях, а также не оказывает положительного действия на снижение набухания глинистых пород и их водонасыщенность.

Наиболее близким аналогом к заявленному изобретению является технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин (см. патент РФ №2188843 по кл. МПК Е21В43/12, опубл. 10.09.2002), содержащая, масс. %: хлорид щелочного или щелочноземельного металла - 0-50; ингибирующая соль (хлориды калия или аммония) - 0,1-10; органический растворитель (одно или многоатомные спирты, эфиры на их основе, ацетон, углеводороды) - 0,1-10; водорастворимое ПАВ (неонол АФ 9-12, ОП-10, нефтенол ВВД или сульфонол) - 0,1- 3; вода – остальное.

Недостатком этой технологической жидкости является то, что наличие в составе помимо ингибирующих солей, хлоридов щелочных или щелочноземельных металлов, в заданных пределах органического растворителя не позволяет обеспечивать низкую плотность растворов (<1,1 г/см³) и ее гомогенность в области температур до минус 40 °С. Кроме того, применяемые водорастворимые ПАВ, снижая поверхностное натяжение на границе нефть-вода, не оказывают гидрофобизирующего воздействия на пласт и таким образом не влияют на снижение набухания глин.

Техническая проблема заявляемого изобретения заключается в разработке такого состава технологической жидкости, который позволяет применять ее в условиях низкого пластового давления в широком диапазоне температур (от +40 до -40 °С) для эффективного проведения операций по глушению, освоению и капитальному ремонту скважин.

Технический результат заключается в разработке состава технологической жидкости, имеющей значение плотности в диапазоне 0,9-1,1 г/см³ при обеспечении необходимой пожаробезопасности состава в соответствии с ГОСТ 6356-75. Дополнительным результатом является ингибирующее и растворяющее воздействие на отложения газовых гидратов.

Для решения технической проблемы и технического результата технологическая жидкость для перфорации, глушения и ремонта скважин, содержащая ингибитор набухания глин, органический растворитель на основе одноатомных и многоатомных спиртов, поверхностно-активное вещество и воду, согласно изобретению, содержит в качестве органического растворителя этанол или пропанол или метанол, а также их смеси с глицерином и либо с этиленгликолем, либо с пропиленгликолем, в качестве ингибиторов набухания глин - карбонат или формиат калия или их смеси в соотношении 1:1, а в качестве поверхностно-активных веществ - бензилдиметилэтиламмоний хлорид или бензилтриметиламмоний хлорид или триэтилбензил аммоний хлорид или цетилтриметиламмоний хлорид в виде 50% спиртового раствора при следующем соотношении компонентов, масс.%:

ингибитор набухания глин 2,0-8,0 органический растворитель 15,0-50,0 поверхностно-активное вещество 0,5-3,0 вода остальное

Органический растворитель в указанном количественном соотношении (15-50%) обеспечивает необходимую плотность технологической жидкости, гомогенность растворов в интервале температур от -40 до +40 °С и температуру вспышки системы ≥+20 °С.

Снижение содержания растворителя менее 15,0% приводит к кристаллизации жидкости при -20 °С (таблица 1), а превышение ее количества более 50,0% не обеспечивает задаваемое значение температуры вспышки (<+20 °С).

Таблица 1

Состав и технологические параметры технологической жидкости

Состав композиции, масс.% Плотность, г/см³ Температура кристаллизации, °С Температура вспышки, °С По прототипу: CaCl₂ – 7,05
NH₄Cl – 2,35
Растворитель – 0,3
ПАВ – 0,05
Вода – 90,25 1,40 -15 63 Разработанный состав №1 Органический растворитель – 12:
(Пропанол-1 – 2
Этиленгликоль – 5
Глицерин – 5)
Ингибитор набухания глин – 3
(Карбонат калия)
Катионноактивное ПАВ – 1,0
(Алкилтриметиламмоний хлорид С₁₂ — С₁₄,  50%-й спиртовой раствор)
Вода – остальное 1,05 -20 35 Разработанный состав №2 Органический растворитель - 25
(Этанол – 15
Этиленгликоль – 5
Глицерин – 5)
Ингибитор набухания глин – 3
(Формиат калия – 1,5
Карбонат калия – 1,5)
Катионноактивное ПАВ – 1,0
(Цетилтриметиламмоний хлорид, 50%-й спиртовой раствор)
Вода – остальное 1,00 ≤-40 25 Разработанный состав №3 Органический растворитель - 45
(Этанол – 30
Этиленгликоль – 10
Глицерин – 5)
Ингибитор набухания глин – 3
(Формиат калия)
Катионноактивное ПАВ – 1,0
(Алкилбензилдиметиламмоний хлорид С₁₂ — С₁₄,  50%-й спиртовой раствор)
Вода – остальное 0,98 ≤-40 22 Разработанный состав №4 Органический растворитель - 55
(Этанол – 40
Этиленгликоль – 5
Глицерин – 10)
Ингибитор набухания глин – 3
(Формиат калия)
Катионноактивное ПАВ – 1,0
(Алкилбензилдиметиламмоний хлорид С₁₈ — С₁₆,  50%-й спиртовой раствор)
Вода – остальное 0,95 ≤-40 18

Ингибитор набухания глин препятствует набуханию глинистых минералов породы различного состава или глинистых частиц бурового раствора, таким образом, обеспечивая щадящее воздействие на коллекторские свойства пласта в процессе работ по освоению, перфорации и глушению скважин (см. например, Шадымухамедов С.А., Смыков Ю.В., Вахитов Т.М., Сафуанова Р.М. Анализ современных технико-технологических решений при глушении и промывке скважин // Исследовано в России: электрон. Журн. 2008. №68. С. 724-736. URL.: http://zhurnal.ape.relarn.ru/articles/2008/068.pdf.). При снижении содержания ингибитора набухания менее 2% не наблюдается значительного влияния на набухание глин, при увеличении содержания ингибитора набухания глин, выше 8% сохраняется достигнутая эффективность ингибитора, но плотность технологической жидкости превышает 1,1 г/см³.

Ингибирующие свойства оценивались по пропитке жидкости в пластичные образцы глин в испытуемой среде (табл. 2). Причем относительное увеличение массы в % определялось как:

∆m=(m2-m1)∙100%/m1,

где m2 – масса образца, выдержанного 7 сут. в испытуемой среде;

m1 – масса исходного образца.

Таблица 2

Информация по ингибирующей способности испытанных составов

№ Состав Относительное увеличение массы образца через 7 сут., ∆m, % 1 Вода, 100% 97 2 Вода, 99%, HCOOK, 1% 86 3 Вода, 98%, HCOOK, 2% 54 4 Вода, 97%, HCOOK, 3% 20 5 Вода, 95%, HCOOK, 5% 19 6 Вода, 91%, HCOOK, 9% 19

Катионоактивные ПАВ снижают поверхностное натяжение, облегчая удаление технологической жидкости из пористой среды коллектора после ее применения (см., например, «Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно активных веществ» / Г.А. Бабалян, А.Б. Тумасян, Б.И. Леви и др. – М.: Недра. 1983. Стр. 47-50.). При содержании катионного ПАВ ниже 0,5% не обеспечивается снижение поверхностного натяжения, применение концентрации более 3% бессмысленно, так как не происходит дальнейшего снижения поверхностного натяжения (табл. 3). Также применяемые катионные ПАВ оказывают гидрофобизирующее воздействие на поверхность пористой среды (см., например, Холмберг К., Йенссон Б., Кронберг Б., Линдман Б. – Поверхностно-активные вещества и полимеры в водных растворах М.: Бином. Лаборатория знаний. 2007. С.327.), тем самым ингибируя набухание глин (см. Демахин С.А., Демахин А.Г. Применение гидрофобизаторов при добыче нефти и газа. Саратов. 2016).

Таблица 3

Влияние концентрации (по товарной форме) катионо-активных ПАВ на изменение межфазного натяжения на границе «технологическая жидкость-нефть»

(плотность нефти 0,854 г/см³)

Межфазное натяжение мН/м при концентрации химреагента, масс.% 0 0,3 0,5 1,0 2,0 3,0 3,5 24,0 0,1 0,041 0,027 0,021 0,020 0,020

Приведенная информация по составу и свойствам разработанной технологической жидкости свидетельствует, что достигнутые показатели придают ей новую совокупность свойств, обеспечивающих необходимое воздействие на продуктивный пласт. Растворитель обеспечивает высокую растворимость применяемому ингибитору и катионному ПАВ, что придает растворам необходимые поверхностно-активные и солюбилизирующие свойства в широком диапазоне температур при наличии необходимой плотности и пожаробезопасности применяемых систем.

Технологическую жидкость получают следующим образом.

В реактор с перемешивающим устройством последовательно вводят заданное количество реагентов: воду, далее ингибитор набухания глин, одно или многокомпонентный органический растворитель (вначале вводятся низкокипящие растворители), катионоактивное ПАВ. После введения компонентов состав перемешивается в течение 30 мин до полной гомогенизации.

Эффективность использования разработанной технологической жидкости иллюстрируется следующим примером.

Пример. Пласт ботуобинский Чаяндинского НГКМ содержит минералы с повышенным содержанием глинистого цемента. Продуктивные пласты характеризуются низкими пластовыми давлениями и низкой пластовой температурой. Глушение скважины в зимнее время с температурой окружающей среды до ≤-40 °С крайне затруднено, так как раствор плотностью 1,05 г/см³ замерзает и требует непрерывного подогрева. Это приводит к очень высоким расходам на подогрев и глушению скважины. Водно-солевой раствор при глушении приводит к набуханию глинистой составляющей коллектора и скважина не выходит на проектный дебит по газу. С целью снижения стоимости работ и повышения технологичности процесса глушения предложено использовать новую технологическую жидкость.

Технологическая жидкость содержала: 51% воды, 3,0% формиата калия, 45% органического растворителя, включающего 30% этанола, 10% этиленгликоля, 5% глицерина, 1% катионного ПАВ (Алкилбензилдиметиламмоний хлорид С12 — С14,  50%-й спиртовой раствор). Полученная технологическая жидкость имела следующие показатели: плотность 0,98 г/см³; температуру кристаллизации ≤-40 °С; температуру вспышки 22 °С.

Далее технологическую жидкость закачивали на циркуляцию в газовую скважину объемом 30 м³ до полного заполнения. После этого проводили работы по вскрытию продуктивного пласта и освоению скважины. Скважина после работ по освоению вышла на проектный режим по газу до 450 тыс. м³/сут, что свидетельствует об улучшении состояния призабойной зоны пласта за счет снижения набухания глин и ускоренного удаления жидкости глушения из пористого пространства пласта.

Таким образом, заявляемая технологическая жидкость обеспечивает эффективное глушение и освоение скважины, ускоренный ее выход на режим, снижает затраты на освоение и ремонт скважины, обеспечивает возможность проведения работ в зимнее время.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к составам, используемым в качестве технологических жидкостей (ТЖ) при освоении и глушении газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин, особенно при низких температурах и низких пластовых давлениях, и способствующих снижению ущерба коллектору в процессе работ по освоению и ремонту скважин, снижению набухания глинистых минералов, предотвращению и растворению отложений газовых гидратов. Технический результат – обеспечение возможности применения в широком диапазоне температур – от 40 до -40 °С при эффективном использовании для глушения, освоения и капитального ремонта скважин. Технологическая жидкость для перфорации, глушения и ремонта скважин, содержащая ингибитор набухания глин, органический растворитель на основе одноатомных и многоатомных спиртов, поверхностно-активное вещество - ПАВ и воду, содержит в качестве органического растворителя этанол, или пропанол, или метанол, а также их смеси с глицерином и либо с этиленгликолем, либо с пропиленгликолем, в качестве ингибиторов набухания глин - карбонат или формиат калия или их смеси в соотношении 1:1, а в качестве ПАВ - бензилдиметилэтиламмоний хлорид, или бензилтриметиламмоний хлорид, или триэтилбензил аммоний хлорид, или цетилтриметиламмоний хлорид в виде 50% спиртового раствора при следующем соотношении компонентов, масс.%: ингибитор набухания глин 2,0-8,0; органический растворитель 15,0-50,0; ПАВ 0,5-3,0; вода остальное. 3 табл., 1 пр.

Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин, содержащая ингибитор набухания глин, органический растворитель на основе одноатомных и многоатомных спиртов, поверхностно-активное вещество и воду, отличающаяся тем, что она содержит в качестве органического растворителя этанол, или пропанол, или метанол, а также их смеси с глицерином и либо с этиленгликолем, либо с пропиленгликолем, в качестве ингибиторов набухания глин - карбонат или формиат калия или их смеси в соотношении 1:1, а в качестве поверхностно-активных веществ - бензилдиметилэтиламмоний хлорид, или бензилтриметиламмоний хлорид, или триэтилбензил аммоний хлорид, или цетилтриметиламмоний хлорид в виде 50% спиртового раствора при следующем соотношении компонентов, масс.%:

ингибитор набухания глин 2,0-8,0 органический растворитель 15,0-50,0 поверхностно-активное вещество 0,5-3,0 вода остальное