Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин

Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности для глушения нефтяных и газовых скважин.

Как известно глушение скважин представляет собой комплекс мероприятий по выбору, приготовлению и закачке в скважину специальных жидкостей, обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ремонтных работ.

Рациональный выбор жидкости глушения (ЖГ) осуществляют с учетом горногеологических и технических условий работы скважин, что способствует разработке различных мероприятий по предупреждению таких основных осложнений, как поглощение ЖГ продуктивным пластом, нефтегазопроявления, снижение продуктивности скважин в послеремонтный период, коррозионное разрушение подземного оборудования и др. [Жидкости и технологии глушения скважин: учеб. пособ. / Л.А. Паршукова, В.П. Овчинников, Д.С. Леонтьев. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. - 97 с.].

Решение проблемы глушения скважин при проведении КРС с блокированием интервала перфорации или с повторным вскрытием (вырезание эксплуатационной колонны, дополнительная перфорация, ремонтно-изоляционные работы и др.) требует детального и глубокого изучения происходящих процессов как в удаленной зоне пласта, так и в ПЗП.

Наиболее важными технологическими параметрами блокирующих растворов при глушении скважин с сильно раздренированной ПЗП являются эффективная вязкость, концентрация и размеры коркообразующих частиц, от которых зависят остальные свойства: например, показатель фильтрации; СНС и др.

Вязкоупругие составы (ВУС) предназначены для временной защиты пласта от влияния технологических жидкостей как в период строительства и освоения скважин, так и при проведении КРС.

Разработаны несколько вариантов ВУС. Технология применения, состав и концентрации реагентов выбираются индивидуально для каждой скважины в зависимости от геолого-технических условий и цели работ.

ВУС содержит комплекс полисахаридных полимеров, реагенты для регулирования рН среды и комплексообразователь. Полимерный реагент и комплексообразователь выбирается в зависимости от необходимой термостабильности и плотности. Плотность ВУС может меняться от 1000 до 2000 кг/м³. Для получения ВУС плотностью 1000-1360 кг/м³ используют пресную воду или неорганические соли (хлориды калия, натрия, кальция), для более высокой плотности - соли органических кислот (формиаты калия, цезия).

ВУС характеризуется высокой скоростью структурообразования после доставки состава в ствол скважины, но при этом сохраняет текучесть в течение времени закачки состава; имеет практически нулевую фильтрацию, высокую прочность структуры (более 40 Па через сутки), не проникает в пласты с проницаемостью до 2 мкм² при ΔP=3,5 МПа, не пропускает нефть, газ и воду, не образует водонефтяных эмульсий при контакте с углеводородной жидкостью, не образует нерастворимых осадков при взаимодействии с пластовыми флюидами [Жидкости и технологии глушения скважин: учеб. пособ. / Л.А. Паршукова, В.П. Овчинников, Д.С. Леонтьев. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. - 97 с.].

Особенностью ВУС является способность к деструкции через определенное время, которое регулируется изменением соотношения ингредиентов или рН среды, вводом деструктора или при сдвиговых деформациях. После деструкции состав имеет минимальную вязкость (1,5-2 сП), но при этом сохраняет минимальную фильтрацию и полностью удаляется из пласта после проведения несложных технологических приемов.

Технология приготовления ВУС основана на использовании стандартного оборудования. Объемы ВУС обычно небольшие (1-15 м³) и зависят от проводимых технологических операций.

Известен ВУС [а.с. СССР №1377371 от 07.06.1985 г. по кл. E21B 33/138, опубл. в Бюл. №8, 1988 г.].

Недостатком указанного ВУС является низкая эффективность проведения работ в скважинах. Это обусловлено следующими причинами: пониженная пластическая прочность ВУС связана с ингредиентным составом, в частности типом сшивающей окислительно-восстановительной системы и применяемыми наполнителями, которые не обладают высокими армирующими свойствами, необходимыми для образования ВУС с повышенной пластической прочностью.

Известен ВУС [а.с. СССР №1767159 от 01.10.1990 г. по кл. E21B 33/138, опубл. в Бюл. №37, 1992 г.].

Недостатком указанного ВУС является низкая эффективность проведения работ в скважинах. Это обусловлено следующими причинами: пониженная пластическая прочность связана с применением баритового концентрата в качестве наполнителя, который представляет собой инертный порошкообразный реагент и не обладает армирующими свойствами волокнистого наполнителя, способного повышать прочностные свойства.

В качестве прототипа взят торфощелочной раствор [Патент РФ №2550704, 2015 г.], содержащий торф, калийносодержащий щелочной модификатор, ингибитор - хлористый калий, понизитель водоотдачи - полимерный флоккулянт, пеногаситель и воду.

Недостатком указанного раствора является низкая эффективность образования вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, а также низкая плотность. Такой раствор целесообразно применять при бурении интервалов, сложенных глинистыми породами.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности глушения нефтяных и газовых скважин.

Технический результат при создании изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в отличие от известного торфощелочного раствора, взятого за прототип, предлагаемый вязкоупругий состав дополнительно содержит утяжелитель - барит, а в качестве понизителя водоотдачи и флоккулянта - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) при следующем соотношении компонентов, %:

Торф	5-7
Калийносодержащий щелочной модификатор	0,5-1,5
Хлористый калий	1-3
Полимер КМЦ	0,8-1,5
Пеногаситель МАС-200М	1-3
Утяжелитель барит	10-50
Вода	Остальное

Баритовый концентрат представляет собой мелкий порошок белого цвета, обладающий высоким удельным весом. Его качественные характеристики устанавливаются ГОСТ 4682-84 (Концентрат баритовый. Технические условия).

Основным достоинством является полное отсутствие в них вредных примесей, низкое содержание водорастворимых солей, выдержанность фракционного состава.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) применяется как стабилизатор консистенции, загуститель. Отличительной особенностью карбоксиметилцеллюлозы является способность к формированию очень вязкого коллоидного раствора, который стабильно сохраняет вязкость в течение длительного времени. По химической природе представляет собой высокополимерный ионный электролит в нейтральном или слабом щелочном эфире целлюлозы.

Калийносодержащий реагент служит для модификации торфяного структурообразователя. При таком условии одновременно происходит омыление частиц торфа и обогащение водной фазы раствора ионами калия. Дополнительное обогащение торфогуматного раствора калий-ионами происходит при введении хлористого калия.

Сочетание калийсодержащего щелочного модификатора с хлористым калием приводит к обогащению фильтрата торфогуматного раствора ионами калия, активно способствующими подавлению процесса набухания и гидратации глинистых пород.

Стоит отметить, что при добавлении гидроксида калия в ВУС происходит расщепление частиц торфа, в результате чего коллоидная фракция составляет менее 0,1 мм.

Исследования проводились в два этапа.

Во-первых, для оценки эффективности были исследованы статическое напряжение

сдвига и кинематическая вязкость ВУС на вискозиметре Model 900. Состав вязкоупругого состава (в %) представлен в таблице 1.

Торф	6
Калийносодержащий щелочной модификатор	1
Хлористый калий	1
Полимер КМЦ	1,1
Пеногаситель МАС-200М	1
Утяжелитель	25
Вода	64,9

Результаты исследований представлены в таблице 2.

Следующим этапом исследований являлось определение степени воздействия вязкоупругого состава на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов (на примере одного из месторождений Западной Сибири) в условиях, моделирующих пластовые. Исследования проводились на установке «Model FDS-350».

Эксперимент проводился при следующих условиях: температура 70°C, горное давление - 60,60 МПа, пластовое давление - 24,50 МПа, эффективное давление 36,10 МПа.

Характеристики керна представлены в таблице 3.

Результаты определения степени воздействия вязкоупругого состава на фильтрационно-емкостные свойства керна представлены в таблице 4.

Необходимо отметить, что при увеличении концентрации КМЦ свыше 1,5% образуется непрокачивамый раствор, при концентрации <0,8% получается состав с низкими структурно-механическими свойствами.

Концентрация барита зависит от геологических условий, а точнее от пластового давления.

Таким образом, такой торфощелочной ВУС можно рекомендовать при блокировании продуктивной части пород-коллекторов, так как и торф и нефть имеют органическое происхождение.

При определении степени воздействия вязкоупругого состава на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов очевидно, что проницаемость после воздействия ВУСа уменьшилась незначительно. Давление срыва корки произошло при перепаде давления 32 атм.

Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин, содержащий торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер, утяжелитель и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит утяжелитель - барит, а в качестве понизителя водоотдачи и флоккулянта - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) при следующем соотношении компонентов, %:

Торф	5-7
Калийносодержащий щелочной модификатор	0,5-1,5
Хлористый калий	1-3
Полимер КМЦ	0,8-1,5
Пеногаситель МАС-200М	1-3
Утяжелитель	10-50
Вода	Остальное