RU2606601C1

RU2606601C1 - Технологическая жидкость для освоения скважин

Info

Publication number: RU2606601C1
Application number: RU2015144411A
Authority: RU
Inventors: Сергей Евгеньевич Чернышов; Артем Александрович Куницких; Николай Иванович Крысин; Руслан Вальдасович Дворецкас
Priority date: 2015-10-15
Filing date: 2015-10-15
Publication date: 2017-01-10

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин. Технологическая жидкость содержит водоудерживающий и загущающий компонент - крахмал марки МК-Ф, ингибитор набухания глинистых минералов - калий углекислый, гидрофобизирующий агент ГФ-1 марки К, кальцинированную соду и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: кальцинированная сода 0,1-0,2, крахмал марки МК-Ф 1,8-2,5, калий углекислый 5-25, ГФ-1 марки К 0,1-0,25, вода - остальное. Техническим результатом является получение жидкости для освоения скважин с повышенным показателем восстановления проницаемости продуктивного пласта и пониженной пластической вязкостью, обеспечивающей благоприятные условия для вызова притока жидкости из пласта к забою скважины. 1 табл., 3 пр.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин.

Наиболее близким составом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является буровой раствор для заканчивания, освоения и капитального ремонта скважин, включающий полидадмах, многоатомный спирт, хлористый калий и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Полидадмах	5-15
Многоатомный спирт	3-30
Хлористый калий	3-10
Вода	остальное

В качестве многоатомного спирта жидкость может содержать глицерин, триэтиленгликоль, пропиленгликоль, диэтиленгликоль, Т-92, гександиол и бутандиолы (патент РФ №2534286 от 27.11.2014). Данный состав принят в качестве прототипа.

Признаки прототипа, совпадающие с признаками заявляемого изобретения, - водоудерживающий и загущающий компонент, ингибитор набухания глинистых минералов, вода.

Недостатком известной жидкости, принятой за прототип, является высокое содержание полимера (5-15%), его высокая устойчивость к деструкции, что приводит к засорению призабойной зоны и снижению показателя восстановления проницаемости продуктивного пласта по нефти.

Задачей изобретения является получение жидкости для освоения скважин с повышенным показателем восстановления проницаемости продуктивного пласта и пониженной пластической вязкостью, обеспечивающей благоприятные условия для вызова притока жидкости из пласта к забою скважины.

Поставленная задача была решена за счет того, что известная технологическая жидкость для освоения скважин, содержащая водоудерживающий и загущающий компонент, ингибитор набухания глинистых минералов и воду, в качестве водоудерживающего и загущающего компонента содержит крахмал марки МК-Ф, в качестве ингибитора набухания глинистых минералов калий углекислый и дополнительно содержит гидрофобизирующий агент ГФ-1 марки К и кальцинированную соду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Кальцинированная сода	0,1-0,2
Крахмал марки МК-Ф	1,8-2,5
Калий углекислый	5-25
ГФ-1 марки К	0,1-0,25
Вода	остальное

Отличительные признаки заявляемого раствора от раствора по прототипу - содержание в качестве водоудерживающего и загущающего компонента крахмала марки МК-Ф; содержание в качестве ингибитора набухания глинистых минералов калия углекислого; введение гидрофобизирующего агента ГФ-1 марки К и кальцинированной соды; иное количественное соотношение используемых ингредиентов мас.%: кальцинированная сода 0,1-0,2; крахмал марки МК-Ф 1,8-2,5; калий углекислый 5-25; ГФ-1 марки К 0,1-0,25; вода - остальное.

Отличительные признаки в совокупности с известными позволяют получить жидкость для освоения скважин с повышенным показателем восстановления проницаемости продуктивного пласта и пониженной пластической вязкостью, обеспечивающей благоприятные условия для вызова притока жидкости из пласта к забою скважины.

Использование крахмала марки МК-Ф в качестве загустителя и водоудерживающего компонента позволит снизить водоотдачу раствора, не увеличивая при этом его пластическую вязкость. Крахмал является природным полимером, разлагается вследствие биодеструкции в пласте и не приводит к его засорению.

Использование в качестве ингибитора набухания глинистых минералов калия углекислого K₂CO₃ позволит избежать их гидратации, что способствует сохранению фильтрационно-емкостных свойств продуктивных коллекторов.

Введение в заявляемый состав гидрофобизирующего агента ГФ-1 марки К позволит предотвратить образования водонефтяных эмульсий и пленок воды на горных породах, что обеспечит высокий показатель восстановления проницаемости продуктивного пласта, снизит коррозию нефтепромыслового оборудования.

Введение кальцинированной соды позволит снизить жесткость воды и создать щелочную среду, что способствует улучшению работы крахмала и увеличивает его стабильность.

Для получения предлагаемой жидкости для освоения скважин в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

- Крахмал кукурузный модифицированный МК-Ф по ТУ 9187-001-964577359-2014 - представляет собой природный полимер - белое твердое вещество без запаха и вкуса, растворимое в воде.

- Кальцинированная сода по ГОСТ 5100-85 - представляет собой белый мелкокристаллический порошок.

- Калий углекислый по ГОСТ 4221-76 - белое кристаллическое вещество, хорошо растворимое в воде.

- ГФ-1 марка К по ТУ 2482-054-53501222-2006 - жидкость от бесцветной до светло-коричневого цвета, представляет собой раствор ПАВ.

- Вода.

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующими примерами.

Пример 1

В 800 г воды (87,7%) вводят 0,91 г кальцинированной соды (0,1%), постепенно добавляют 18,2 г крахмала (2%), 91 г углекислого калия K₂CO₃ (10%), 1,7 г ГФ-1 марки К (0,2%), перемешивают.

Пример 2

В 800 г воды (92,3%) вводят 0,87 г кальцинированной соды (0,1%), постепенно добавляют 21,67 г крахмала (2,5%), 43,34 г углекислого калия K₂CO₃ (5%), 0,87 г ГФ-1 марки К (0,1%), перемешивают.

Пример 3

В 800 г воды (72,9%) вводят 2,19 г кальцинированной соды (0,2%), постепенно добавляют 19,75 г крахмала (1,8%), 274,35 г углекислого калия K₂CO₃ (25%), 1,00 г ГФ-1 марки К (0,1%), перемешивают.

Приготовленные составы прошли лабораторные испытания.

В процессе проведения испытаний полученной жидкости определяли значения показателей свойств полученной жидкости - пластическую вязкость, динамическое напряжение сдвига, условную вязкость и плотность. Заявленная жидкость была испытана в лабораторных условиях с целью установления ее влияния на восстановление проницаемости образцов керна, отобранных из продуктивных пластов. Замер основных технологических параметров полученной жидкости освоения производили на стандартных приборах.

Данные о свойствах известной и предлагаемых жидкостей приведены в таблице.

Как видно из данных таблицы, разработанная жидкость для освоения скважин имеет низкие показатели пластической вязкости и высокие показатели восстановления проницаемости горных пород пласта.

Разработанный состав жидкости освоения позволит осваивать скважины с минимальным снижением естественной проницаемости пород-коллекторов и вызывать приток жидкости из пласта к забою скважины, соответствующий ее добывным возможностям.

Claims

Технологическая жидкость для освоения скважин, содержащая водоудерживающий и загущающий компонент, ингибитор набухания глинистых минералов и воду, отличающаяся тем, что в качестве водоудерживающего и загущающего компонента она содержит крахмал марки МК-Ф, в качестве ингибитора набухания глинистых минералов калий углекислый и дополнительно содержит гидрофобизирующий агент ГФ-1 марки К и кальцинированную соду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
кальцинированная сода 0,1-0,2 крахмал марки МК-Ф 1,8-2,5 калий углекислый 5-25 ГФ-1 марки К 0,1-0,25 вода остальное