Промывочная жидкость для заканчивания скважин Советский патент 1985 года по МПК C09K7/02 

Изобретение относится к интенсификации нефтеотдачи продуктивных объектов в процессе строительства разведочных и эксплуатационных нефтяных и газовых скважин и может найти применение при вскрытии продуктивньш пластов при заканчивании нефтяных н газовых скважин, их освоении и капитальном ремонте.

Промывочные жидкости, используемые для вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения, при перфораци объекта и капитальном ремонте, содержат поверхностно-активные вещества, которые обеспечивают гидрофобизацию, улучшение смачиваемости породы нефтью и деэмульгацшо - разрушени эмульсий, образующихся при контакте с водой.,

у Известны промывочные жидкости с шефтерастворимыми ПАВ, которые способствуют уменьшению водонасьпценности поровых каналов и трещин пласта, разрушая при этом образующиеся эмульсии l.

Недостаток нефтерастворимых ПАВ - их невысокая активность при повышенных температурах,

Наиболее близхшм техническим решением к изобретению является промывочная жидкость, содержащая-глину, стабилизатор, понизитель вязкости, воду и поверхностно-активное вещество алкамон ОС-,2 zj ,

Однако известная промывочная жидкость характеризуется высокими значениями поверхностного натяжения и низкой гидрофобизацией продуктивного пласта в условиях минерализованной среды и высоких температур Результатом этого является недостаточная нефтесмачиваемость пласта и. :неполная нефтеотдача. Недостатки известной промывочной жидкости обусловлены неустойчивостью алкамона ОС-2 в минерализованной среде при температуре выше 100 С.

Цель изобт етения - увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта в условиях солевой агрессии и высоких пластовых температур (до ) за счет снижения поверхностного натяжения и повышения гидрофобизующих свойств фильтрата промьгоочной жидкости.

Поставленная цель достигается тем, что промывочная жидкость для заканчивания скважин, содержащая глинопорошок, стабилизатор, понизитель вязкости, например феррохромлигносульфонат или окзил, поверхностно-ативное вещество и воду, содержит в качестве поверхностно-активного вещества трибутилфосфат при следующ соотношении компонентов, мас.%: Глинопорошок 6,00-8,00 Стабилизатор 0,50-1,00 Понизитель

вязкости0,30-0,50

Трибутилфосфат 0,25-0,70 ВодаОстальное

В качестве стабилизатора могут использоваться карбоксиметилцеллюлоза, гипан, метас, М-14 и др.

. Трибутилфосфат (ТБФ) выпускается согласно ТУ 6-02-733-73. Действие промывочной жидкости, содержащей трибутилфосфат, объясняется высокой поверхностной активностью этого реагента - способностью гидрофобиэировать Поверхность пор и каналов продуктивного пласта. Трибутилфосфат - нефтерастворимый, солестойкий реагент, он термостоек до Трибутилфосфат сам по себе не является поверхностно-активным веществом Однако в растворе, содержащем лигносульфо-наты (окзил, ФХПС), ТБФ проявляет свойства поверхностно-активного вещества.

Проведены лабораторные исследования влияния лигносульфонатов (окзила и ФХЛС) и ТБФ на поверхностную активность фильтратов буровых растворов и на их нефтесмачиваемость. Данные исследований представлены в табл. 1, из которой . видно, что ТБФ является поверхностнактивным веществом только в присутсвии окзила Или ФХЛС. Лигносульфонаты (окзил и ФХЛС) дополнительно усиливают на 20-30% гидрофобизирующие свойства трибутилфосфата.

Экспериментальные исследования позволили определить оптимальный состав предлагаемой промывочной жидкости. Приготовлено 23 пробы следующим образом. Сначала был продиспергирован предварительно гидратированньш бентонитовый глинопорбшок Саригюхского месторождения (концентрация твердой фазы 16%). В определенное количество этой суспензии вводили при перемешивании на лабораторной мешалке реагента в следующей последовательности: вода, окзил или ФХЛС, трибутилфосфат, КМЦ (или гипан, или метас). В примерах 11-13 в которых действие ТБФ как ПАВ-гидрофобизатора проверяли на минерализованных растворах дополнительно добавляли 10% NaC1. Пример 5. Для приготовления 1 кг раствора к 500 г бентонитовой суспензии добавили 388 г воды, смес тщательно размещали на лабораторной мешалке, а затем при перемешивании ввели остальные реагенты; 5 г окзила, 7 г ТБФ, 100 г 10%-ного раствор КМЦ. После получасового перемешивания произвели замер всех необходимьп параметров. Пробу термостатировали течение 6 ч при 160 С. П р им е р 12. Для приготовлени 1 кг раствора к 437,5 г суспензии саригюхского бентонита добавили 483 воды. После размешивания на лабораторной мешалке в суспензию с водой ввели при перемешивании реагенты в следующей последовательности: 4 г окзила, 5,5 г ТБФ, 70 г 10%-ного раствора КМЦ. После получасового пе ремешивания раствору добавили 100 г МаС1. Замер параметров раствора про вели после перемешивания на лаборат ной мешалке в течение 1-1,5 ч. Прчэб прогревали в течение 6 ч при 160с. Аналогичным образом готовили и термостатировали остальные пробы предлагаемой промывочной жидкости и пробы промывочной жидкости по про тотилу (примеры 14-23). Производили замеры следукадих параметров каждой пробы: условная вяз кость (УВ), предельное статическое напря.кение сдвига за 1 и 10 мин 1 f/ip показатель фильтрации (Ф) за 30 мин и рН. Определяли также поверхностное натяжение фильтратов проб на границе с воздухом и керосином, а также иефтесмачиваемость пород (песчаника и известняка) в среде жидкой фазы испытуемых образцов промывочной жидкости.. Все параметры проб, поверхностное натяжение и Нефтесмачиваемость пород определяли до и после термостатированйя в течение 6 ч при Результаты экспериментов приведе ны в табл. 2 и 3. Пов ерхнос тное натяже ние .на грани це жидкость - газ, жидкость - жидкость определяли методом счета капель.Фильтраты всех проб (.содержащие как ТБФ, так и алкамон ОС-2) пропускали через капилляр сталагмометра в воздух и в керосин. Определенное по числу капель поверхностное натяжение фильтратов (дисперсионной среды) приведено в табл. 3. Пробы 1-13 соответствуют фильтрам предлагаемой промывочной жидкости, пробы 14-23 - фильтратам известной промывочной жидкости. Как видно из табл. 3, поверхностное натяжение прогретых проб предлагаемой промывочной жидкости как на границе с воздухом, так и на границе с керосином значительно меньше, чем у проб известной промывочной жидкости. Нефтесмачиваемость породы определяли по краевому углу, который замеряли на разделе фаз: твердая (порода) - нефть - фильтрат пробы раствора. Измерение краевых углов производили на оптической скамье ОСК-2. Для определения нефтесмачиваемости использовали образцы кернов, представленных песчаником и известняком, отобранных с глубины м из. скважины 7 Кошехабльской площади Кубани. Дляопытов использовали нефть Кумского горизонта месторождения Зыбза.. В качестве водной среды использовали фильтраты всех 23 проб промывочной жидкости, прогретой при 160 С. Результаты приведены в табл. 3. Из нее видно, что предлагаемая пpo я tвочная жидкость обеспечила более высокие углы смачивания, чем известная, как до, так и после прогрева. При этом, если действие ТБФ после прогрева сохранилось высоким, влияние алканона. ОС-2 значительно снизилось . Аналогичные результаты получены и для проб промьшочных жидкостей, в которых в качестве стабилизатора использовали гипан метас. М-14, . а разжижителем слушш ФХЛС. Как видно из табл. 3, добавки ТБФ до 0,25 мас.% мало влияют на поверхностное натяжение фильтратов промывочной жидкости и Нефтесмачиваемость породы. Увеличение количества ТБФ более 0,7 мас.% (незначительно повышает активность проб промывочнЫ жидкости. Поэтому оптимальная добавка ТБФ принята в пределах 0,,7%.

Применение в предлагаемом буровом растворе поверхностно-активной и гидрофобизирующей добавки - трибутилфосфата по сравнению с прототипом обеспечивает снижение величины поверхностного натяжения на границе раздела фильтрат - нефть в призабойной зоне пласта (ПЗП) до 7-9ИО Н/м, что, в свою очередь, приводит к более полному извлечению фильтрата из ПЗП при освоении скважины, а также сокращению сроков освоения скважины. Кроме того, предлагаемый раствор можно применять при вскрытии продуктивных пластов с температурой до

160 С, в то время как раствор-прототип можно применять при вскрытии горизонтов с температурой до 100 С, так как более высокие температуры приводят в негодность метилдиэтиламмоний бензосульфонат (ОС-2), являющийся гидрофобизирующей добавкой.

ПРОМЫВОЧНАЯ ЖВДКОСТЬ ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН, содержащая глинопорошок, стабилизатор, понизитель вязкости, например феррохромпигносульфонат или окзил поверхностно-активное вещество и воду, о т л и ч а ю щ а я с я тем, что, с целью увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта в условиях солевой агрессии и высоких пластовых температур (до 160 С) за счет снижения поверхностного натяжения и повышения гидро.фобизующих свойств фильтрата промывочной жидкости, она содержит в качестве поверхностно-активного вещества трибутилфосфат при следуняцем соотношении компонентов, мас.%.: Глинопорошок 6,00-8,00 Стабилизатор 0,50-1,00 Понизитель вязкости0,30-0,50 Трибутилфосфат0,25-0,70 Вода Остальное

Таблица 1

I I

MiAiOt OOr O ft O« « «

о о о о . - . «.еГ о о о «30

«л чо о г« оооо ON «о г 00. «с

«-MfO- AvOr OOO O--«4« l- «n«O.

« о

«о «П (С «в го CO

D

r

oo

vO r

ON

O

oo

Cv|

oo

{M

00 in

CO о

N

CNI

о

CO

--00

о «CO

rO

00

f

vO

Oi

in о

- r00

о

a ON r-

О CJ CT

1Л о

o

r oo

CO о - T- О rо 00

t чГ

о о

Ю

m о

o

чО

vD

r-T00

(

о cr

a

er

SO

чО

ON

CO

o

о

vO

VO CM

in

o

CM

CO

evj

CM

CM

CM(N

Oi

CTi

in

in

СЧ

o

o

in Csl CM

CVJ

CN

M

CM

CM

00

Oi

о CM

()