RU2781988C1 - Способ приготовления блокирующей жидкости для глушения скважин - Google Patents
Способ приготовления блокирующей жидкости для глушения скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2781988C1 RU2781988C1 RU2022100807A RU2022100807A RU2781988C1 RU 2781988 C1 RU2781988 C1 RU 2781988C1 RU 2022100807 A RU2022100807 A RU 2022100807A RU 2022100807 A RU2022100807 A RU 2022100807A RU 2781988 C1 RU2781988 C1 RU 2781988C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- blocking
- solution
- sulfacell
- starch
- liquid
- Prior art date
Links
- 230000000903 blocking Effects 0.000 title claims abstract description 65
- 230000002147 killing Effects 0.000 title claims abstract description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title abstract description 25
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title description 2
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims abstract description 40
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims abstract description 40
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims abstract description 40
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M NaHCO3 Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 29
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 28
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 claims abstract description 15
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 15
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 34
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 18
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 18
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 abstract description 4
- 230000035515 penetration Effects 0.000 abstract description 4
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 229920000856 Amylose Polymers 0.000 description 19
- 229920000945 Amylopectin Polymers 0.000 description 16
- WMGFVAGNIYUEEP-WUYNJSITSA-N Amylopectin Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1O[C@@H]1[C@@H](CO)O[C@H](OC[C@@H]2[C@H]([C@H](O)[C@@H](O)[C@@H](O[C@@H]3[C@H](O[C@H](O)[C@H](O)[C@H]3O)CO)O2)O[C@@H]2[C@@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@H](O)[C@H]1O WMGFVAGNIYUEEP-WUYNJSITSA-N 0.000 description 16
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 13
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 8
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 7
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 230000003068 static Effects 0.000 description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 4
- 229920001592 potato starch Polymers 0.000 description 4
- 101700028115 ANPD Proteins 0.000 description 3
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 3
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 3
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 3
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 3
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K Aluminium chloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 229960003563 Calcium Carbonate Drugs 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- HWKQNAWCHQMZHK-UHFFFAOYSA-N Trolnitrate Chemical compound [O-][N+](=O)OCCN(CCO[N+]([O-])=O)CCO[N+]([O-])=O HWKQNAWCHQMZHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 2
- 230000001070 adhesive Effects 0.000 description 2
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 2
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000002829 reduced Effects 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 229920002521 Macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 102100011088 SCN11A Human genes 0.000 description 1
- 101710032447 SCN11A Proteins 0.000 description 1
- 206010039509 Scab Diseases 0.000 description 1
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N Xanthene Chemical class C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminum Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000013339 cereals Nutrition 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- FXPVUWKFNGVHIZ-UHFFFAOYSA-L disodium;dodecyl sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O.CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O FXPVUWKFNGVHIZ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Polymers 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000036961 partial Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating Effects 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 150000004804 polysaccharides Polymers 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged Effects 0.000 description 1
- 238000001953 recrystallisation Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000002522 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic Effects 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к жидкостям на водной основе для временного блокирования продуктивного пласта, и может быть использовано при капитальном ремонте газовых и газоконденсатных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) при пластовых температурах 60-80°С. Технический результат - получение блокирующей жидкости для глушения скважин на основе доступных реагентов, без использования специального оборудования, обеспечивающей сохранение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны продуктивного пласта, обладающей улучшенными структурно-реологическими характеристиками, способствующими плавному структурированию в процессе закачки и препятствующими глубокому проникновению в пласт жидкой фазы, а также возможностью деблокирования из пласта при незначительных перепадах давлений, обладающей низкой адгезией к НКТ. Способ приготовления блокирующей жидкости для глушения скважин заключается в том, что для приготовления 1000 г блокирующей жидкости отмеряют 839,8 г - 859,85 г пресной воды и делят ее на две равные порции, одну из которых нагревают до температуры 50°С и разводят в ней крахмал, в количестве 5-6 мас.% от массы блокирующей жидкости. Затем полученный водный раствор крахмала оставляют на 12 часов отстоя, после чего отделяют жидкую фазу от полученного осадка, а к осадку добавляют пресную воду температурой 20°С, в объеме отделенной жидкой фазы и перемешивают раствор до получения гомогенной суспензии. Во вторую порцию пресной воды температурой 20°С при непрерывном перемешивании, последовательно вводят гидрокарбонат натрия и сульфацелл, причем гидрокарбонат натрия вводят в количестве 1 мас.% от массы сульфацелла, а сульфацелл 1,5-2 мас.% от массы блокирующей жидкости. Смешивают полученную порцию раствора с порцией гомогенной суспензии и осуществляют перемешивание, после чего в полученный раствор вводят полицелл, в количестве 7,5-8 мас.% от массы блокирующей жидкости и перемешивают до получения однородного раствора. 5 пр.
Description
Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к жидкостям на водной основе для временного блокирования продуктивного пласта и может быть использовано при капитальном ремонте газовых и газоконденсатных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) при пластовых температурах 60-80°C.
Анализ существующего уровня техники показал следующее:
- известен пенообразующий состав для глушения скважин, рецептура которого имеет следующее соотношение компонентов, мас.%:
| Пенообразователь | 0,8-1,8 |
| Крахмал модифицированный | 5,0-7,0 |
| Сульфацелл | 0,18-0,3 |
| Мел технический | 3,0-4,0 |
| Алюмохлорид | 1,1-1,4 |
| Сода кальцинированная | 0,6-0,8 |
| Пресная вода | Остальное |
(см. патент РФ №2187533 от 21.12.2000 г. по кл. С09K 7/08, опубл. в БИ №23, 20.08.2002 г.).
Недостатком указанного пенообразующего состава является низкая эффективность глушения скважин. Это обусловлено следующими причинами: несмотря на высокие значения показателя кратности, пенообразующий состав характеризуется низкими блокирующими свойствами, обусловленными тем, что твердая фаза состава представлена мелкодисперсным продуктом, получаемым в результате взаимодействия исходных компонентов, а также достаточно большим количеством, не прореагировавшим техническим мелом (исходя из соотношения компонентов в составе). Твердая фаза данного состава в виде непрореагировавшего мела кольматирует поровое пространство продуктивного пласта, и, как следствие, снижается естественная проницаемость пласта, что приводит к повышению обратного давления (деблокирования) при освоении скважин после ремонта и увеличивает сроки их освоения. Для восстановления первоначальной проницаемости пласта в таких случаях с целью растворения кольматантов обычно проводят кислотную обработку пласта, что осложняет проведение в скважине ремонтных работ и увеличивает их сроки и стоимость.
Добавка кальцинированной соды в заявленных соотношениях не обеспечивает снижение ионной силы среды и не приводит к полному связыванию ионов кальция в составе. Конденсированные коллоиды гидрозоля алюминия в составе фильтрационной корки при указанных диапазонах рН 4,35-10,5 не будут растворяться, а будут находиться в виде твердой фазы (Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки / М.: Недра, 2002 г.).
Несмотря на то, что образующаяся при перемешивании пена имеет высокую устойчивость, она не обладает достаточной блокирующей способностью для применения при глушении скважин с высокопроницаемыми трещиноватыми коллекторами из-за отсутствия крупных волокнистых частиц твердой фазы, образующих основу блокирующего экрана.
Известен состав для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, включающий, мас.%:
| Хлорид натрия | 15,0 |
| Полианионная целлюлоза ПАЦ-В | 3,0 |
| ХАПВ | 2,0 |
| Вода | 80,0 |
(см. патент РФ №2353641 от 02.05.2007 г. по кл. С09K 8/42, опубл. в БИ №12, 27.04.2009 г.).
Недостатком указанного состава является низкая эффективность глушения скважин вследствие низких блокирующих свойств состава. Твердая фаза состава представлена химически активированным порошком вулканизата с фракционными размерами от 0,125 до 2,0 мм, такие частицы не обладают достаточной блокирующей способностью для применения при глушении скважин с высокопроницаемыми трещиноватыми коллекторами из-за отсутствия крупных волокнистых частиц твердой фазы, образующих основу блокирующего экрана. Кроме того, высока вероятность кольматации порового пространства, приводящая к снижению естественной проницаемости пласта. Это приводит к увеличению сроков освоения скважин и необходимости проведения дополнительных операций (кислотная обработка), что увеличивает стоимость работ.
Наличие в составе линейного полимера (ПАЦ-В) приводит к увеличению вязкости и вызывает адгезионное прилипание к НКТ в результате повышенного гидрофильного взаимодействия.
Известен блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин, включающий, 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 |
(см. патент РФ №2487909 от 12.04.2012 г. по кл. С09K 8/20, С09K 8/42, опубл. в БИ №20, 20.07.2013 г.).
Недостатком указанного состава является его многокомпонентность, требующаяся длительность приготовления. Использование некоторых компонентов в данном составе не улучшает реологические свойства состава и приводит к его нестабильности. Использование в составе биополимера ксантанового ряда с модифицированным крахмалом приводит к потере вязкости при температурах выше 55°C и ухудшает седиментационную устойчивость при сроке более 48 часов, необходимом для проведения подземного ремонта скважины с контролем поглощения. Кроме того, применение биополимера (структурообразователя) при длительном использовании приводит к его ферментации, что ухудшает реологические свойства состава.
Состав обладает недостаточными значениями плотности (560-800 кг/м) для использования его в качестве блокирующего состава. Кроме того, наличие значительного количества твердой фазы увеличивает силы адгезии состава к поверхности эксплутационной колонны и насосно-компрессорных труб.
Состав ухудшает фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта за счет наличия бентонита и фракционированного карбоната кальция, что значительно удлиняет срок вывода скважин на предостановочный дебит и требует проведения дополнительных операций по кислотной обработке пласта.
Техническая задача - повышение эффективности временного блокирования продуктивного пласта при глушении газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД при пластовой температуре 60-80°C.
Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения:
- получение блокирующей жидкости для глушения скважин, обеспечивающей сохранение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны продуктивного пласта;
- получение блокирующей жидкости на основе доступных реагентов, без использования специального оборудования, с улучшенными структурно-реологическими характеристиками, соответствующими требованиям экологической и промышленной безопасности;
- сокращение сроков освоения скважин, за счет того что блокирующая жидкость деблокируется из пласта при незначительных перепадах давлений и без применения кислотных обработок;
- получение устойчивой, термостабильной блокирующей жидкости с улучшенными свойствами, способствующими плавному структурированию в процессе закачки, препятствующими глубокому проникновению в пласт жидкой фазы блокирующей жидкости и низкой адгезии к НКТ.
Технический результат достигается с помощью предлагаемого способа приготовления блокирующей жидкости для глушения скважин, заключающегося в том, что для приготовления 1000 г блокирующей жидкости отмеряют 839,8 г - 859,85 г пресной воды и делят ее на две равные порции, одну из которых нагревают до температуры 50°C и разводят в ней крахмал, в количестве 5-6 мас.% от массы блокирующей жидкости. Затем полученный водный раствор крахмала оставляют на 12 часов отстоя, после чего отделяют жидкую фазу от полученного осадка, а к осадку добавляют пресную воду температурой 20°C, в объеме отделенной жидкой фазы и перемешивают раствор до получения гомогенной суспензии. Во вторую порцию пресной воды температурой 20°C при непрерывном перемешивании, последовательно вводят гидрокарбонат натрия и сульфацелл, причем гидрокарбонат натрия вводят в количестве 1 мас.% от массы сульфацелла, а сульфацелл 1,5-2 мас.% от массы блокирующей жидкости. Смешивают полученную порцию раствора с порцией гомогенной суспензии и осуществляют перемешивание, после чего в соотношение колеблется в широком диапазоне. Каждый из этих полисахаридов при нагреве в воде образует дисперсии различной вязкости и структуры.
В процессе клейстеризации амилозопектинового комплекса в зависимости от соотношения амилозы и амилопектина, существенно меняются и реологические свойства дисперсий. Амилоза составляет небольшую часть крахмала, около 20-30%. Молекулярная масса амилозы составляет порядка 0,2-3,9×106 дальтон. Молекулярная масса амилозы картофельного крахмала больше по сравнению с молекулярной массой амилозы крахмала зерновых культур. Амилоза картофельного крахмала содержит большое количество длинных цепей.
Амилопектин является главным компонентом крахмала и его содержание в картофельном крахмале составляет 70-80% независимо от размера гранул крахмала. Приблизительно 4-6% цепи составляет а-D-(1,6)-связи, которые делают молекулу амилопектина разветвленной. Среднемассовый молекулярный размер амилопектина 107 дальтон, при этом макромолекула амилопектина содержит большое количество относительно коротких цепей. Молекулярная масса амилопектина картофельного крахмала составляет 60,9×106 дальтон.
Положение амилозы в гранулах крахмала - это индивидуальные, радиально-ориентированные цепи, беспорядочно распределенные среди радиальных цепей амилопектина. Молекулы амилозы, будучи линейными, легче выстраиваются в ряд, образуя больше водородных связей. Амилоза вносит основной вклад в прочность гелей крахмала, тогда как от содержания амилопектина зависит вязкость крахмала. Вязкость крахмала исключительно функция молекулярной массы молекул. Амилопектин с разветвленной структурой имеет больший размер молекул, чем амилоза. Следовательно, амилопектин вносит больший вклад в увеличение вязкости крахмала, чем амилоза. Разветвленные молекулы амилопектина образуют пространственные затруднения, препятствующие ретроградации крахмала. А линейные молекулы амилозы склонны к образованию упорядоченных структур (рекристаллизация или ретроградация) при этом происходит уплотнение и расслоение первоначально однородного геля крахмала. Этим объясняется разжижение системы при длительном хранении и нагревании. Поэтому для повышения вязкостных характеристик состава целесообразно использовать крахмал с пониженным содержанием амилозы. Известно, что гранулы крахмала набухают в воде и при набухании растягиваются так, что часть амилозы диффундирует наружу через рыхлый микрогель, образующийся при этом и состоящий преимущественно из амилопектина. В предлагаемом способе приготовления блокирующей жидкости для глушения скважин эта проблема решается растворением крахмального реагента в горячей воде с последующим отстаиванием и сливанием отстоявшейся воды с растворенной в ней амилозой.
Вязкость крахмалосодержащих составов и их стабильность зависят не только от соотношения амилозы и амилопектина, но и от наличия веществ, дающих синергетический эффект с крахмалом.
Совместное применение крахмала и сульфацелла вызывает образование связей между отдельными молекулами крахмала, приводящее к усилению стабильности и устойчивости системы, что позволяет сохранить вязкостные свойства крахмала при длительном термогидравлическом воздействии. Основное взаимодействие сульфацелла в крахмальной суспензии происходит с разветвленными цепями амилопектина. Совместное использование крахмала с пониженным содержанием амилозы с сульфацеллом способствует плавному структурированию состава в процессе закачки, препятствующему глубокому проникновению в пласт жидкой фазы блокирующего состава.
Совместное использование крахмала с пониженным содержанием амилозы с сульфацеллом позволяет обеспечить низкие значения фильтрации и повысить структурные показатели блокирующего состава за счет того, что сульфацелл, внедряясь между разветвленными цепями амилопектина, взаимодействует с ними, образуя поперечные связи амилопектин - сульфацелл, что обеспечивает повышение вязкости и устойчивости системы.
Высокая вязкость и плотность блокирующей жидкости могут способствовать налипанию раствора на трубы и приводить к ряду осложнений и аварий в процессе ремонта скважин, что может ухудшать условия проведения ремонтных работ и приводить к загрязнению окружающей среды при поднятии НКТ. Адгезия между блокирующей жидкостью и НКТ обусловлена межмолекулярными, водородными и электрическими взаимодействиями. Наличие низкомолекулярных линейных полимеров в составе крахмала способствует адгезионному прилипанию в результате повышения гидрофильного взаимодействия блокирующей жидкости с твердой поверхностью. Следовательно, частичное удаление амилозы (линейного полимера) должно решить задачу по снижению интенсивности адгезионного взаимодействия компонентов блокирующей жидкости с металлическими поверхностями.
Снижение проницаемости зоны поглощения достигается путем использования в блокирующей жидкости шунтирующих частиц - полицелла. Полицелл ЦФ - полимерногуматный лигноцеллюлозный комплекс выпускается в виде сыпучей смеси коричневого цвета. В состав полицелла входят крупные волокнистые частицы твердой фазы, образующие каркас блокирующего экрана в порах продуктивного пласта. Попадая в интервал перфорации, крупные частицы состава образуют первичный слой-сетку, налипающий на перфорационные отверстия. Главным преимуществом полицелла перед другими кольматирующими агентами является то, что он не образует необратимых корок в самом коллекторе и легко диссоциирует в раствор при снятии напряжений.
Процесс набухания самого сульфацелла зависит от рН и температуры раствора. Высокая температура и рН могут привести к образованию комков, во избежание чего в пресной воде температурой 20°C, при непрерывном перемешивании растворяют гидрокарбонат натрия с последующим вводом в раствор сульфацелла. Кроме того, использование гидрокарбоната натрия препятствует гидролизу крахмала при высоких температурах.
Не выявлены по имеющимся источникам известности технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату. Заявляемый способ приготовления блокирующей жидкости для глушения скважин соответствует условию «изобретательский уровень».
Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами.
Испытания по предлагаемому способу проводят в лабораторных условиях по методике, описанной в учебно-методическом пособии «Технология буровых растворов» / Н.М. Уляшева, М.А. Михеев, В.В. Дуркин. - Ухта: УГТУ, 2019. - 112 с».
Исследования проводились с использованием прибора на основе СНС-2 с гладким стальным цилиндром. Блокирующую жидкость заливают в стакан, затем в стакан опускают гладкий стальной цилиндр, и прибор в течение 10 мин оставляют в состоянии покоя. Затем включают питание, и наружный стакан начинает вращаться с частотой 0,2 об/мин. Адгезия (напряжение сдвига, определяемое физико-химическим взаимодействием) определяется по формуле:
А=kϕ,
где k - константа нити;
ϕ - максимальный угол поворота цилиндра, град.
В проведенных опытах k=0,3376 Па/град.
Оценивается изменение адгезии во времени покоя 10 мин и 20 мин.
Определение блокирующих свойств проводилось на искусственных кернах, проницаемостью 2,5-3,0 мкм2. Коэффициент восстановления проницаемости (К) определялся как отношение проницаемости керна после деблокирования (К1) к его проницаемости до нагнетания (К0) блокирующей жидкости.
Пластическая вязкость измерялась на вискозиметре «Fann» модель 35SA фирмы Baroid.
Пример 1
Для приготовления 1000 г блокирующей жидкости пресную воду в количестве 862,86 г (86,286 мас.%) делят на 2 равные порции. Первую порцию воды в количестве 431,43 г нагревают до температуры 50°С, разводят в ней крахмал в количестве 49,0 г (4,9 мас.%) и далее полученный водный раствор крахмала оставляют на 12 часов отстоя. Через 12 часов сливают жидкую фазу в количестве 375 г от полученного осадка, а к осадку добавляют 375 г пресной воды температурой 20°C и хорошо перемешивают до получения гомогенной суспензии. Во вторую порцию пресной воды, в количестве 431,43 г температурой 20°C и непрерывном перемешивании вводят гидрокарбонат натрия в количестве 0,14 г (0,014 мас.% от массы сульфацелла) и сульфацелл в количестве 14,0 г (1,4 мас.% от массы блокирующей жидкости), после чего смешивают полученную порцию с гомогенной суспензией и осуществляют перемешивание, затем в полученный раствор вводят полицелл в количестве 74,0 г (7,4 мас.% от массы блокирующей жидкости) и продолжают перемешивание до однородного состояния раствора. Определяют свойства блокирующей жидкости.
Свойства блокирующей жидкости: При температуре 20°C - пластическая вязкость η=18 мПа⋅с, плотность ρ=0,99 г/см3, статическое напряжение сдвига СНС - через 10 мин равное 7,43 Па/град, статическое напряжение сдвига СНС - через 20 мин равное 11,82 Па/град. При температуре 80°C - плотность ρ=1,01 г/см3, показатель фильтрации ϕ через 30 минут равняется 3,0, термостабильность - на 10-е сутки расслоился, коэффициент восстановления проницаемости К=99,4%.
Пример 2
Готовят 1000 г блокирующей жидкости, г/мас.%:
| Вода | 859,85/85,985 |
| Крахмал | 50,0/5,0 |
| Гидрокарбонат натрия | 0,15/0,015 |
| Сульфацелл | 15,0/1,5 |
| Полицелл | 75,0/7,5 |
Проводят все операции, как указано в примере 1.
Свойства блокирующей жидкости: При температуре 20°C - пластическая вязкость η=20 мПа⋅с, плотность ρ=0,97 г/см3, статическое напряжение сдвига СНС - через 10 мин равное 8,10 Па/град, статическое напряжение сдвига СНС - через 20 мин равное 11,14 Па/град. При температуре 80°C - плотность ρ=0,99 г/см3, показатель фильтрации ϕ через 30 минут равняется нулю, термостабильность - на 10-е сутки стабильный, коэффициент восстановления проницаемости К=99,1%.
Пример 3
Готовят 1000 г блокирующей жидкости, г/мас.%:
Вода 852,84/85,284
Крахмал 55,0/5,5
Гидрокарбонат натрия 0,16/0,016
Сульфацелл 16,0/1,6
Полицелл 76,0/7,6
Проводят все операции, как указано в примере 1.
Свойства блокирующей жидкости: При температуре 20°C - пластическая вязкость η=40 мПа⋅с, плотность ρ=0,95 г/см3 статическое напряжение сдвига СНС - через 10 мин равное 11,14 Па/град, статическое напряжение сдвига СНС - через 20 мин равное 16,88 Па/град. При температуре 80°C - плотность ρ=1,03 г/см3, показатель фильтрации ϕ через 30 минут равняется нулю, термостабильность - на 10-е сутки стабильный, коэффициент восстановления проницаемости К=98,8%.
Пример 4
Готовят 1000 г блокирующей жидкости, г/мас.%:
| Вода | 839,8/83,98 |
| Крахмал | 60,0/6,0 |
| Гидрокарбонат натрия | 0,2/0,02 |
| Сульфацелл | 20,0/2,0 |
| Полицелл | 80,0/8,0 |
Проводят все операции, как указано в примере 1.
Свойства блокирующей жидкости: При температуре 20°C - пластическая вязкость η=80 мПа⋅с, плотность ρ=0,98 г/см3 статическое напряжение сдвига СНС - через 10 мин равное 25,99 Па/град, статическое напряжение сдвига СНС - через 20 мин равное 39,16 Па/град. При температуре 80°C - плотность ρ=0,99 г/см3, показатель фильтрации ϕ через 30 минут равняется нулю, термостабильность - на 10-е сутки стабильный, коэффициент восстановления проницаемости К=98,2%.
Пример 5
Готовят 1000 г блокирующей жидкости, г/мас.%:
| Вода | 836,79/83,679 |
| Крахмал | 61,0/6,1 |
| Гидрокарбонат натрия | 0,21/0,021 |
| Сульфацелл | 21,0/2,1 |
| Полицелл | 81,0/8,1 |
Проводят все операции, как указано в примере 1.
Свойства блокирующей жидкости: При температуре 20°C - пластическая вязкость η=90 мПа⋅с, плотность ρ=0,97 г/см3, статическое напряжение сдвига СНС - через 10 мин равное 27,0 Па/град, статическое напряжение сдвига СНС - через 20 мин равное 40,51 Па/град. При температуре 80°C - плотность ρ=1,0 г/см3, показатель фильтрации ϕ через 30 минут равняется нулю, термостабильность - на 10-е сутки стабильный, коэффициент восстановления проницаемости К=97,9%.
Блокирующую жидкость закачивают в скважину без выдержки.
Процесс приготовления блокирующей жидкости на основе доступных реагентов является достаточно простым и не требует использования специального оборудования. Блокирующая жидкость для глушения скважин в условиях АНПД, при пластовых температурах 60-80°C, обеспечивает сохранение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны продуктивного пласта, обладает улучшенными структурно-реологическими характеристиками, способствующими плавному структурированию в процессе закачки и препятствующими глубокому проникновению в пласт жидкой фазы, а также деблокируется из пласта при незначительных перепадах давлений, обладает низкой адгезией к НКТ.
Содержание в блокирующей жидкости ингредиентов в количестве менее:
| Вода | 83,98 мас.% |
| Крахмал | 5,0 мас.% |
| Гидрокарбонат натрия | 0,015 мас.% |
| Сульфацелл | 1,5 мас.% |
| Полицелл | 7,5 мас.% |
технологически нецелесообразно, так как блокирующая жидкость не устойчива, и с течением времени расслаивается на жидкую и твердую фазы.
Содержание в блокирующей жидкости ингредиентов в количестве более:
| Вода | 85,985 мас. % |
| Крахмал | 6,0 мас.% |
| Гидрокарбонат натрия | 0,02 мас.% |
| Сульфацелл | 2,0 мас.% |
| Полицелл | 8,0 мас.% |
технологически нецелесообразно, так как технологическая жидкость имеет высокую вязкость и адгезию, вследствие чего ее невозможно применить, используя стандартное технологическое оборудование.
Таким образом, согласно вышесказанному предлагаемая совокупность существенных признаков обеспечивает достижение заявляемого технического результата.
Заявляемое техническое решение соответствует условиям «новизны, изобретательский уровень, промышленная применимость», то есть является патентоспособным.
Claims (1)
- Способ приготовления блокирующей жидкости для глушения скважин, заключающийся в том, что для приготовления 1000 г блокирующей жидкости отмеряют 839,8 г - 859,85 г пресной воды и делят ее на две равные порции, одну из которых нагревают до температуры 50°C и разводят в ней крахмал, в количестве 5-6 мас.% от массы блокирующей жидкости, затем полученный водный раствор крахмала оставляют на 12 часов отстоя, после чего отделяют жидкую фазу от полученного осадка, а к осадку добавляют пресную воду температурой 20°C, в объеме отделенной жидкой фазы и перемешивают раствор до получения гомогенной суспензии, а во вторую порцию пресной воды температурой 20°C при непрерывном перемешивании, последовательно вводят гидрокарбонат натрия и сульфацелл, причем гидрокарбонат натрия вводят в количестве 1 мас.% от массы сульфацелла, а сульфацелл 1,5-2 мас.% от массы блокирующей жидкости, затем смешивают полученную порцию раствора с порцией гомогенной суспензии и осуществляют перемешивание, после чего в полученный раствор вводят полицелл, в количестве 7,5-8 мас.% от массы блокирующей жидкости и перемешивают до получения однородного раствора.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2781988C1 true RU2781988C1 (ru) | 2022-10-21 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2104302C1 (ru) * | 1997-04-14 | 1998-02-10 | Тулякова Татьяна Владимировна | Способ получения хлебопекарных дрожжей |
| RU2152972C1 (ru) * | 1999-03-09 | 2000-07-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Состав и способ приготовления жидкости для глушения скважин |
| RU2187533C2 (ru) * | 2000-12-21 | 2002-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" | Пенообразующий состав |
| RU2196657C2 (ru) * | 2000-08-04 | 2003-01-20 | Самарский государственный аэрокосмический университет им. акад. С.П. Королева | Способ закрепления труб в трубных решетках |
| CA2318562C (en) * | 1998-01-08 | 2006-03-14 | M-I L.L.C. | Conductive medium for openhole logging and logging while drilling |
| RU2353641C2 (ru) * | 2007-05-02 | 2009-04-27 | Иван Иванович Клещенко | Состав для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин |
| RU2487909C1 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2104302C1 (ru) * | 1997-04-14 | 1998-02-10 | Тулякова Татьяна Владимировна | Способ получения хлебопекарных дрожжей |
| CA2318562C (en) * | 1998-01-08 | 2006-03-14 | M-I L.L.C. | Conductive medium for openhole logging and logging while drilling |
| RU2152972C1 (ru) * | 1999-03-09 | 2000-07-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Состав и способ приготовления жидкости для глушения скважин |
| RU2196657C2 (ru) * | 2000-08-04 | 2003-01-20 | Самарский государственный аэрокосмический университет им. акад. С.П. Королева | Способ закрепления труб в трубных решетках |
| RU2187533C2 (ru) * | 2000-12-21 | 2002-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Волго-Уральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" | Пенообразующий состав |
| RU2353641C2 (ru) * | 2007-05-02 | 2009-04-27 | Иван Иванович Клещенко | Состав для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин |
| RU2487909C1 (ru) * | 2012-04-12 | 2013-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1269093A (en) | Stabilized fracture fluid and crosslinker therefor | |
| US5785747A (en) | Viscosification of high density brines | |
| US10280358B2 (en) | Non-invasive cement spacer fluid compositions, spacer fluid products, methods of well operation and well apparatus | |
| NO326820B1 (no) | Bronnborings- og vedlikeholdsfluid og fremgangsmate for okning av viskositeten derav ved lav skjaerhastighet | |
| US20080070807A1 (en) | Drill-in fluids and associated methods | |
| CN103146372A (zh) | 压裂液用反相乳液聚合物稠化剂及其制备方法 | |
| CN102732234B (zh) | 抗盐抗温微泡沫水基钻井液 | |
| Nwosu et al. | Rheological behaviour of eco-friendly drilling fluids from biopolymers | |
| US4487867A (en) | Water soluble anionic polymer composition and method for stimulating a subterranean formation | |
| Conway et al. | Chemical model for the rheological behavior of crosslinked fluid systems | |
| CN103525393B (zh) | 一种速溶型酸液稠化剂及其制备方法与应用 | |
| CN102352232A (zh) | 抗温抗盐聚合物清洁压裂液增稠剂及其制备方法 | |
| CN105658760A (zh) | 包含锆交联剂的井处理流体及其使用方法 | |
| MX2013001791A (es) | Eteres de celulosa no ionicos hidrofobicamente sustituidos. | |
| CN111574973A (zh) | 三保水基钻井液体系 | |
| CN110564384B (zh) | 一种油基钻井液用提粘剂及其制备方法 | |
| CN110872507A (zh) | 非交联压裂液及其制备方法、应用与非交联压裂液稠化剂 | |
| GB2163796A (en) | Cationic acrylamide emulsion polymer brine thickeners | |
| US4487866A (en) | Method of improving the dispersibility of water soluble anionic polymers | |
| BRPI0504839B1 (pt) | Método de retardo do tempo de endurecimento de pílulas de controle de circulação perdida reticulada | |
| RU2781988C1 (ru) | Способ приготовления блокирующей жидкости для глушения скважин | |
| NO337700B1 (no) | Bore- og vedlikeholdsfluid, samt fremgangsmåte for å øke viskositeten ved lav skjærhastighet for et borefluid og vedlikeholdsfluid | |
| CN113122199B (zh) | 一种中高温强封堵硬胶微泡沫钻井液及其制备方法 | |
| CN103119124A (zh) | 低残留地层压裂 | |
| CN104403655A (zh) | 一种油田用新型压裂液及其制备方法 |