RU2487909C1

RU2487909C1 - Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин

Info

Publication number: RU2487909C1
Application number: RU2012114634/03A
Authority: RU
Inventors: Василий Вячеславович Дуркин; Александр Владимирович Бондаренко; Михаил Николаевич Мымрин; Леопольт Александрович Руль; Леонид Николаевич Сухогузов
Priority date: 2012-04-12
Filing date: 2012-04-12
Publication date: 2013-07-20

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам и блокирующим составам с высокими пенообразующими свойствами, позволяющими производить вскрытие и временную блокаду продуктивных пластов в условиях поглощения. Технический результат - повышение эффективности вскрытия и блокирования пластов в условиях аномально низких пластовых давлений. Состав содержит, мас.%: кальцинированная сода 0,1; каустическая сода 0,07; бентонит 1,0-2,0; биополимер 0,2; полианионная целлюлоза 0,5; крахмал модифицированный 2; хлорид калия 5,0; додецил сульфат натрия - лаурил сульфат натрия 0,4; карбонат кальция фракционированный 6,0-8,0; вода - остальное. 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам и блокирующим составам с высокими пенообразующими свойствами, позволяющими производить вскрытие и временную блокаду продуктивных пластов в условиях поглощения.

Известен состав для изоляции зон поглощений - жидкость для глушения скважин, со следующим соотношением компонентов, мас.%:

глицерин	50,0-60,0;
сульфацелл	1,5-2,0;
хлорид калия	2,0;
дисольван	0,5;
алюмосиликатные микросферы	5,0-15,0;
вода	остальное,

[см. патент РФ №2203304, МПК⁷ C09K 7/06, Е21В 43/12, опубл. 27.04.2003].

Недостатками данного состава являются невысокая условная вязкость, низкие псевдопластичные и блокирующие свойства, за счет малого содержания полимеров-загустителей (в т.ч. понизителей водоотдачи) и наполнителей. Кроме того, высокое процентное содержание дорогостоящего глицерина обусловливает высокую стоимость работ при проведении капитального ремонта скважин.

Наиболее близким по технической сущности и совокупности существенных признаков, принятый в качестве прототипа, является состав для изоляции зон поглощений, состоящий из двух реагентов, в качестве одного из которых используют бентонитово-меловой раствор, содержащий бентонитовый глинопорошок, мел технический, хлорид натрия, крахмал, феррохромлигносульфонат и воду, а в качестве другого используют водный раствор полоксихлорида алюминия, отличающийся тем, что бентонитово-меловой дополнительно содержит хлорид натрия и феррохромлигносульфонат при следующем соотношении компонентов, мас.%:

бентонитовый глинопорошок	8,00-9,00;
мел технический	25,00-28,10;
хлорид натрия	15,10-15,50;
крахмал	0,50-0,58;
феррохромлигносульфонат	0,78-0,90;
вода	остальное,

а другой реагент в качестве соли алюминия содержит полиоксихлорид алюминия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полиоксихлорид алюминия	54,52-64,56;
вода	остальное,

причем соотношение бентонитово-мелового раствора и водного раствора полиоксихлорида алюминия составляет 4,0-10,0:1 соответственно [Патент РФ №2431651, МПК⁷ C09K 8/467, опубл. 20.10.2011].

Недостатками указанного состава является низкая технологичность (сложность приготовления и закачивания в скважину), высокие концентрации компонентов (экономически нецелесообразно), кроме того, состав содержит феррохромлигносульфонат, имеющий в своем составе соли хромовой кислоты и являющийся веществом третьего класса опасности. Операции по установке блокирующего «тампона» сопряжены с опасностью прихвата бурильного инструмента (колонны насосно-компрессорных труб).

Задачей заявленного изобретения является создание блокирующего состава для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин, нивелирующего недостатки прототипа.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышается эффективность вскрытия и блокирования пластов в условиях аномально низких пластовых давлений и поглощений за счет использования образующейся из предлагаемого состава газожидкостной смеси с повышенной стабильностью, высокими ингибирующими свойствами в отношении набухания глинистых частиц в продуктивных пластах, низкими значениями показателя фильтрации и плотности, для создания минимально допустимой репрессии на пласт, улучшенными реологическими характеристиками.

Поставленная задача и указанный технический результат в блокирующем составе для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин, включающий бентонит, крахмал модифицированный, карбонат кальция фракционированный, воду, решается и достигается тем, что состав дополнительно содержит кальцинированную соду, каустическую соду, полианионную целлюлозу, биополимер, хлорид калия, додецил сульфат натрия (лаурил сульфат натрия), мас.%:

кальцинированная сода	0,1;
каустическая сода	0,07;
бентонит	1,0-2,0;
биополимер	0,2;
полианионная целлюлоза	0,5;
крахмал модифицированный	2,0;
хлорид калия	5,0;
додецил сульфат натрия (лаурил
сульфат натрия)	0,4;
карбонат кальция фракционированный	6,0-8,0;
вода	остальное.

В качестве конкретных компонентов для исследования свойств и иных технологических показателей заявляемого состава могут использоваться:

- биополимер для бурения «Гаммаксан» фирмы «Миррико» по ТУ 2458-002-50635131-2003 изм. №1-4, либо других фирм, например биополимер DUOVIS компании M-I Drilling Fluids, биополимер BARAZAN D компании «Baroid Drilling Fluids». В литературе (см. Дедусенко Г.Я., Иванников В.И., Липкес М.И. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. - М., Недра, 1985, стр.8-9, 28, 80,81; Учебник по буровым растворам для инженеров компании M-I Drilling fluids под ред. А.И.Булатова, стр.167-168) описаны многочисленные подобные биополимеры.

- полианионная целлюлоза РАС L фирмы «Baroid Drilling Fluids», либо других фирм, например полианионная целлюлоза РАС LV фирмы «МираРан», Polypac UL фирмы M-I drilling Fluids, полианионная целлюлоза ПАЦ «Оснопак-Н» фирмы «Миррико» по ТУ 2231-001-70896713-2004, ПАЦ Н ЗАО НПО «Полицелл» по ТУ 2231-032-97457491. В литературе (см. Учебник по буровым растворам для инженеров компании M-I Drilling fluids под ред. А.И.Булатова, стр.164; 193; Грей Дж.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. - М. Недра, 1985, стр.475) описаны многие подобные полимеры.

- модифицированный крахмал для бурения ОАО «Чаплыгинский крахмальный завод» по ТУ 9187-002-00343094-2006, либо другой фирмы, например PolySal компании M-I Drilling Fluids. В литературе (см. Грей Дж.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. - М. Недра, 1985, стр.467; Учебник по буровым растворам для инженеров компании M-I Drilling fluids под ред. А.И.Булатова, стр.166; Я.А.Рязанов. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург: издательство Летопись, 2005, стр.224-225) описаны многие подобные полимеры и механизм модификации обычного крахмала, повышающий его термостойкость и устойчивость к ферментации.

- карбонат кальция фракционированный под торговым названием МИКАРБ® микромрамор фракционированный серии «СТАНДАРТ» ООО «Импексинвест», либо других фирм, например компании СБ Минерал, «УМС» по ТУ 2458-012-82330939-2009 компании «Миррико». В литературе (см. А.Н.Ананьев. Учебное пособие для инженеров по буровым растворам компании Интернешнл Касп Флюидз, Волгоград, 2000, стр.13, 14) содержатся сведения о подобном фракционированном карбонате кальция, описываемом общей химической формулой СаСО₃.

Свойства блокирующего состава для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин подтверждаются лабораторными исследованиями, результаты которых представлены в таблице.

Карбонат кальция фракционированный является эквивалентом мела технического по своим свойствам.

Ввод додецила сульфата натрия (лаурила сульфата натрия) в состав блокирующей жидкости обеспечивает образование переходной зоны (от высокого давления в стволе скважины к аномально низкому в пласте) за счет эффекта Жамена.

Содержание в составе бентонита в количестве менее 10 кг/м³, биополимера менее 2 кг/м³, крахмала модифицированного менее 20 кг/м³, додецила сульфата натрия (лаурил сульфата натрия) менее 4 кг/м³ и карбоната кальция фракционированного в количестве более 80 кг/м³ не обеспечивает образование газожидкостной смеси с требуемыми свойствами, происходит их ухудшение (проба 7).

Содержание в составе бентонита в количестве более 20 кг/м³, крахмала модифицированного более 20 кг/м³, додецил сульфата натрия (лаурил сульфата натрия) более 7 кг/м³ и карбоната кальция фракционированного в количестве менее 60 кг/м³ нецелесообразно, так как существенного улучшения свойств не происходит (проба 8).

Для измерения реологических характеристик использовался вискозиметр «OFITE-800», а для измерения фильтрационных свойств использовался фильтр-пресс НРНТ производства фирмы «OFITE».

На основании анализа восьми проб сделаны следующие выводы.

Проба 2 характеризуется высокой стабильностью плотности во времени. Плотность раствора ниже, чем для растворов на углеводородной основе, диапазон изменения во времени структурно-механических (статическое напряжение сдвига (далее - СНС) 1/10), вязкостных (условная вязкость) и реологических свойств (динамическое напряжение сдвига (далее - ДНС), пластическая вязкость) обеспечивает минимальные гидродинамические давления в затрубном пространстве бурящейся скважины, значения показателя фильтрации находятся на уровне, оказывающем минимальное воздействие на продуктивный пласт (значения для высокотемпературной фильтрации НТНР на уровне: 50-55 см³/30 мин при давлении 3,2 МПа и температуре 60°С через керамический диск проницаемостью 10 мкм², для поверхностной фильтрации 8-10 см³/30 мин), в то же время использование пробы 2 в качестве блокирующего состава позволяет создать непроницаемый экран и при необходимости восстановить проницаемость при соляно-кислотной обработке и свабировании.

Проба 7 имеет наиболее высокую плотность из сравниваемых составов. Вязкостные и реологические свойства недостаточны для выноса выбуренной породы на дневную поверхность (при использовании в качестве промывочной жидкости) и для создания надежной блокады пласта (при использовании в качестве блокирующего состава).

Наилучшими параметрами обладает проба 2, представленная в таблице. Указанные свойства разработанного состава позволяют использовать его в качестве жидкости блокирования и глушения при проведении капитального ремонта скважин.

Заявленный состав блокирующего состава для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин готовят следующим образом. Сначала готовят путем перемешивания раствор: вода, сода кальцинированная 0,1 мас.%, сода каустическая 0,07 мас.%. Полученная смесь должна иметь содержание катионов кальция не более 200 мг/л и рН 9,5-10,5. Затем поэтапно добавляют: бентонит 1-2 мас.% (концентрация зависит от целей применения), биополимер 0,2 мас.%, после этого полученную смесь тщательно перемешивают в течение 1 часа, добавляют полианионную целлюлозу 0,5 мас.%. Смесь перемешивают в течение 30-45 минут, добавляют хлорид калия 5 мас.%, додецил сульфат натрия (лаурил сульфат натрия) 0,4 мас.% и карбонат кальция фракционированный 6-8 мас.%.

Claims

Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин, включающий бентонит, крахмал модифицированный, карбонат кальция фракционированный, воду, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит кальцинированную соду, каустическую соду, полианионную целлюлозу, биополимер, хлорид калия, додецил сульфат натрия (лаурил сульфат натрия) при следующем соотношении компонентов, мас.%:
кальцинированная сода 0,1 каустическая сода 0,07 бентонит 1,0-2,0 биополимер 0,2 полианионная целлюлоза 0,5 крахмал модифицированный 2,0 хлорид калия 5,0 додецил сульфат натрия (лаурил сульфат натрия) 0,4 карбонат кальция фракционированный 6,0-8,0 вода остальное