Результат интеллектуальной деятельности: ВЯЗКОУПРУГИЙ СОСТАВ ДЛЯ ВРЕМЕННОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании, освоении, капитальном и текущем ремонте скважин для временной изоляции продуктивных пластов в процессе глушения скважин с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями.

Известен вязкоупругий состав для заканчивания и капитального ремонта скважин [1], содержащий 1-3% реагента на основе полисахаридов, гидроксид щелочного металла 0,05-0,45%, структурообразователь - сульфат алюминия или сульфат меди 0,15-0,3%, деструктор - монопероксигидрат мочевины 0,1-0,2% и воду - остальное. Этот состав используется при заканчивании скважин их капитальном ремонте в качестве жидкости глушения, перфорационной среды, жидкости гидроразрыва и песконосителя, а также в качестве вязкоупругого разделителя при цементировании скважин. Известный состав, по данным патентообладателя, обеспечивает глушение скважин с сохранением проницаемости пород продуктивного пласта.

Недостатком этого состава [1] является его низкая термостойкость - он теряет свои физико-механические свойства при температуре 45°C, малое время структурообразования (10-40 мин), недостаточное для доставки состава в зону установки вязкоупругого состава (далее ВУС).

Наиболее близким техническим решением к заявленному является термостойкий вязкоупругий состав для заканчивания и ремонта скважин [2], состоящий из полисахаридного реагента из класса галактоманнанов 0,5-2%, ацетата хрома 0,1-0,4%, углеводородсодержащего реагента 0,5-3,5%, гидроокиси щелочного металла 0,1-0,35%, воды - остальное.

Недостатком этого состава [2] является небольшое время структурообразования (18-45 мин при 60°C) и активное его разрушение при заявленном кислородсодержащем деструкторе в количество до 5% масс. Эти ограничения ведут к сложностям при доставке состава в интервал установки, а также к невозможности эффективного контроля времени разрушения ВУСа. Следствием этого может являться как раннее структурообразование, так и быстрое разрушение состава с изменением его структурно-механических и фильтрационных свойств и, как следствие, загрязнение продуктивного пласта.

Гидроксид щелочного металла используется в составах-прототипах как вспомогательный компонент (активатор) для формирования пространственной структуры геля. Однако это накладывает определенные ограничения на технологию приготовления и доставки составов в скважину - составы быстро загустевают и плохо прокачиваются, или требуется параллельная закачка состава и активатора для их смешения в процессе закачки.

Для исключения известных недостатков составов-прототипов и повышения технологичности использования разработан ВУС для временной изоляции продуктивных пластов, содержащий полимер полисахаридной природы, ацетат хрома, а также дополнительно содержит карбамид, карбонат кальция, водный раствор уксуснокислого хрома, аммоний надсернокислый при следующем соотношении компонентов, % маc.:

- биополимер (ксантановая камедь) - 0,8-1,3;

- карбамид (мочевина) - 0,4-0,6;

- карбонат кальция (мраморная крошка) - 1,4-2,3;

- хром укскуснокислый (50% водный раствор) - 0,4-0,7;

- аммоний надсернокислый - 0,025-0,125;

- пресная техническая вода или раствор соли одновалентного металла (натрий, калий) требуемой плотности - остальное.

Технический результат - повышение технологичности использования состава за счет оптимизации времени формирования геля, повышения структурно-механических и изолирующих свойств, уменьшения негативного воздействия фильтрата на продуктивный пласт за счет снижения показателя фильтрации, регулируемого времени разрушения состава.

Технический результат изобретения обеспечивается заменой гидроксида щелочного металла на карбонат кальция и карбамид. Карбамид создает необходимую для сшивки полимера щелочную среду, гидролизуясь при температуре более 55°C. Карбонат кальция выполняет двойную функцию - является активатором сшивки полимера, создавая необходимую щелочную среду совместно с карбамидом, и выступает в роли кольматанта.

Для разрушения ВУС в скважине в его состав вводится деструктор - аммоний надсернокислый (персульфат), который позволяет разрушить гель до прокачиваемого состояния через заданное время и удалить его из скважины без проведения дополнительных скважинных операций (кислотная обработка и др.).

Требуемая для проведения работ в скважине плотность состава достигается использованием вместо пресной воды водного раствора соли натрия или калия. Для формирования пространственной структуры используется полимер полисахаридной природы и сшивающий агент.

Экспериментальным путем подобрано содержание деструктора для разрушения ВУС до прокачиваемого состояния, в зависимости от необходимого времени нахождения геля в стволе скважины, в диапазоне температур 55-75°C (см. табл. 1).

Заявленный состав, приготовленный по приведенной выше рецептуре, характеризуется свойствами, приведенными в табл. 2.

Из патентной и научно-технической литературы нам не известны жидкости глушения, содержащие совокупность указанных выше компонентов в предложенном количественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого решения.

Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый вязкоупругий состав отличается от известного тем, что не содержит в своем составе щелочь, что позволяет отложить время его сшивки и упростить технологию доставки состава в скважину в интервал установки. Также состав содержит определенное количество кислоторастворимого кольматанта для снижения фильтрации в пласт и определенное количество деструктора для разрушения состава через заданное время. При этом ВУС длительное время стабильно сохраняет свои вязкоупругие свойства, устойчив к воздействию пластовых температур и давления.

При необходимости для повышения плотности состава возможно использование солей одновалентных металлов натрия и калия. Не допускается применение в целях повышения плотности состава растворимых солей двухвалентных металлов, таких как кальций и магний. Ионы этих металлов приводят к преждевременной сшивке полимера.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером.

В 960 мл пресной технической воды растворили 9,6 г биополимера и 4,8 г карбамида. После полного растворения полимера ввели 5 мл 50%-ого водного раствора хрома уксуснокислого и перемешали до равномерной окраски, после этого ввели 17 г мраморной крошки среднего помола, перемешали до формирования гомогенной массы.

Аналогичным образом готовили другие вязкоупругие составы с различным соотношением ингредиентов.

В лабораторных условиях у заявленного состава определяли следующие технологические свойства: показатель фильтрации (Ф, см³/30 мин) в условиях высокого давления и температуры с применением фильтр-пресса НРНТ (High Pressure High Temperature) при перепаде давления 3,4 МПа и температуре 75°C; плотность на рычажных весах-плотномере фирмы FANN (d, г/см³); динамическую вязкость; время разрушения составов в зависимости от температуры и количества введенного деструктора; совместимость с пластовыми флюидами (нефть, минерализованная вода).

Как показывают данные, приведенные в таблице 2, заявленный вязкоупругий состав имеет невысокие значения показателя фильтрации, требуемую плотность, невысокую динамическую вязкость до сшивки полимера и после разрушения состава полностью совместим с нефтью и минерализованной водой.

В таблице 3 представлено сравнение показателя фильтрации и времени потери текучести заявленного состава с прототипом. Из данных таблицы 3 видно, что состав-прототип имеет очень малое время сруктурообразования - сшивка полимера начинается сразу после добавления сшивателя из-за наличия в составе щелочи. Очень высокий показатель фильтрации - следствие недостаточной степени сшивки полимера из-за малого количества сшивающего агента. Всех этих недостатков лишен заявляемый состав. Время структурообразования при 60°C достигает 45-60 мин, количество сшивателя достаточно для формирования вязкоупругого состава с невысокой фильтрацией.

Заявленный вязкоупругий состав с такими показателями свойств обеспечит качественную и эффективную временную изоляцию продуктивных пластов в процессе глушения скважин при максимальном сохранении коллекторских свойств продуктивного пласта, с последующим разрушением состава и его удалением из скважины.

Источники информации

1. Патент РФ 2116433 «Вязкоупругий состав для заканчивания и капитального ремонта скважин», ООО «ПермНИПИнефть»;

2. Патент РФ 2386665 «Термостойкий вязкоупругий состав для заканчивания и ремонта скважин», ООО «ПермНИПИнефть».