ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ И ПРОМЫВКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к жидкости на водной основе для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин при наличии сероводорода и высокой температуры, обладающей регулируемой и повышенной вязкостью, термостойкостью, морозостойкостью, стойкостью к сероводородной и коррозионной агрессии, снижением токсичности используемых реагентов, и может быть использовано при промывке и проведении ремонтных работ.

Известна жидкость для глушения скважин по патенту RU №2151162, содержащая, масс. %: наполнитель-лигнин - 2,0; ингибирующую соль, в качестве которой используют хлористый калий - 5,0; комплексный полимерный реагент КППС - 2,5-3,0; кремний органический реагент ГКЖ - 10-0,4-0,6; поверхностно-активное вещество-ПАВ - 0,5; вода - остальное.

Недостатком данной жидкости является:

- неприменимость в условиях сероводородной и коррозионной агрессии;

- неприменимость при высоких температурах;

- имеет низкую условную вязкость;

- не позволяет сохранить первоначальную проницаемость пласта после блокирования и глушения скважины в результате высокой фильтрации в пористые среды;

Известна жидкость для глушения скважин по патенту RU №2203304, содержащая, масс. %: глицерин - 50,0-60,0; сульфацелл - 1,5-2,0; хлорид калия - 2,0; диссолван - 0,5; АСМ - 5,0-15,0; вода - остальное.

Недостатком данной жидкости является:

- не применимость в условиях сероводородной и коррозионной агрессии;

- не применимость при высоких температурах;

- имеет низкую условную вязкость;

- высокую стоимость работ в связи с высоким содержанием дорогостоящего глицерина;

Известна технологическая жидкость для перфорации и глушения нефтяных скважин по патенту RU 2515626, содержащая поверхностно-активное вещество комплексного действия СНПХ ПКД, формиат калия, воду техническую или морскую при следующем соотношении компонентов, масс. %: поверхностно-активное вещество комплексного действия СНПХ ПКД-515 - 0,5, формиат калия 10-50 и воду техническую или морскую - 49,5-89,5.

Недостатком данной жидкости является:

- неприменимость в условиях сероводородной агрессии и при высоких температурах (выше 80°С);

- токсичность, легковоспламеняемость и пожароопасность компонента состава - ПАВ комплексного действия - СНПХ ПКД-515.

Известна технологическая скважинная жидкость с низкими повреждающими свойствами и контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта по патенту RU 2482152, содержащая ксантан, полианионную целлюлозу, твердый хлористый натрий, насыщенный раствор хлористого натрия при следующем соотношении компонентов на 1 м³ в технологической скважинкой жидкости, кг: ксантан - 7,5-15, полианионная целлюлоза - 2,5-5, твердый хлористый натрий до 483, насыщенный раствор хлористого натрия остальное.

Недостатком данной жидкости является:

- неприменимость в условиях сероводородной и коррозионной агрессии;

- введение в указанную жидкость полисахаридов с повышенным их содержанием (например, биоксана более 1,0% масс.) приводит к сверхзагущающим вязкостным показателям параметров, т.е. к не текучему состоянию жидкости;

- жидкость предназначена в основном для ликвидации поглощений в скважинах.

Наиболее близкой к заявляемому составу является жидкость для глушения скважин по патенту RU 2345114, содержащая биополимер ксантанового рода содержит SEANEC-TU или МС Bioxan ксантанового рода, гликольсодержащий компонент - диэтиленгликоль, понизитель фильтрации - хлорид кальция, бактерицид - Морпен и воду, при следующем соотношении ингредиентов, масс. %: SEANEC-TU или МС Bioxan - 0,4-1,0, диэтиленгликоль - 15-25, хлорид кальция - 5-10, Морпен - 0,5-1,0, вода - остальное.

Недостатком данной жидкости является:

- состав предназначен только для работ с пластовым давлением, равным или ниже гидростатического;

- состав предназначен для работ в условиях нормальных и в основном низких температур (до -30°С);

- состав является недостаточно эффективным и может разрушаться при глушении и промывке скважин:

- в условиях сероводородной и коррозионной агрессии;

- в условиях высоких температур;

- состав токсичен и пожароопасен за счет высокого процентного содержания в нем реагента-диэтиленгликоля.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является расширение области применения жидкостей для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин на месторождениях в условиях сероводородной, коррозионной агрессии и высоких температур с регулированием плотности и улучшенными структурно-реологическими свойствами.

Данный технический результат достигается за счет использования жидкости с улучшенными структурно-реологическими свойствами и с низкими значениями показателя фильтрации, что обеспечивает сохранение коллекторских свойств пласта и способствует сокращению сроков освоения скважин при одновременном увеличении термостойкости, коррозионной устойчивости, сохранении морозостойкости, регулируемой и повышенной вязкости, а так же снижением токсичности.

Техническая задача решается за счет того, что жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин, включающая в себя биополимер, регулятор вязкости и структурно-реологических свойств на основе ксантановой смолы - биоксан, понизитель фильтрации - полицелл КМЦ, биоцид - Remacid, формиат натрия, гидроокись натрия, диэтаноламин, сидерит, остальное вода, при следующих соотношениях компонентов, масс. %:

Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин, включающая биополимер на основе ксантановой смолы - биоксан, понизитель фильтрации - полицелл КМЦ, биоцид - Remacid, воду, дополнительно используют формиат натрия, гидроокись натрия, диэтаноламин, сидерит, что обеспечивает сохранение коллекторских свойств пласта и способствует сокращению сроков освоения скважин при одновременном увеличении термостойкости, коррозионной устойчивости, сохранении морозостойкости, регулируемой плотности и вязкости, а так же снижением токсичности.

В предлагаемой жидкости для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин используется биополимер регулятор вязкости и структурно-реологических свойств, на основе ксантановой смолы - биоксан в количестве 0,3-1,0 масс. % и понизитель фильтрации - полицелл КМЦ в количестве 0,5-3,0 масс. %. Использование биоксана менее 0,3 масс. % и полицелла КМЦ менее 0,5 масс. % ухудшают параметры, снижая условную пластическую и динамическую вязкость, с одновременным повышением водоотдачи, а использование биоксана в количестве более 1,0 масс. % и полицелла КМЦ более 3,0 масс. % нецелесообразно, так как не приводят к улучшению структурно-реологических свойств и повышают условную и динамическую вязкость до не текучего состояния.

В предлагаемой жидкости для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин используется в качестве поглотителя сероводорода - диэтаноламин в количестве 2,0-20,0 масс. %. Использование диэтаноламина менее 2,0 масс. % не влияет на параметры состава, но нецелесообразно из-за малой поглотительной способности, а более 20,0 масс. % - так же не влияет на параметры состава, но экономически нецелесообразно из-за максимально необходимого порога для поглощения сероводорода, находящегося, например, на Астраханском газоконденсатном месторождении, содержащего в своем составе наибольшее количество сероводорода среди месторождений России.

В предлагаемой жидкости для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин в качестве регулятора рН щелочной среды используется гидроокись натрия в количестве 0,1-0,2 масс. %, а в качестве биоцида - Remacid в количестве 0,1-0,2 масс. %. Использование гидроокиси натрия и биоцида менее 0,1 масс. % приводит к занижению щелочной среды, необходимой для работы полисахаридов (биополимера и полицелла КМЦ) и к потере защитных свойств Remacid от биохимического разложения предложенного состава, а более 0,2 масс. % - приводит к ухудшению структурно-реологических показателей состава и уже нецелесообразно в связи с достижением необходимой рН-среды и последующим завышением предела расхода этих реагентов.

В предлагаемой жидкости для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин в качестве ингибитора, увеличивающего термостойкость до 150°C, коррозионную устойчивость, морозостойкость и плотность раствора, используется формиат натрия в количестве 10-40 масс. %. Использование формиата натрия менее 10,0 масс. % почти не влияет на структурно-реологические показатели состава, но так же почти и не оказывает своих необходимых свойств по повышению термостойкости и плотности. Использование формиата натрия более 40,0 масс. % нецелесообразно, т.к. приводит к достижению его максимальной плотности (1,34 г/см³) и коррозионной устойчивости.

В предлагаемой жидкости для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин в качестве кольматанта и утяжелителя используется сидерит в количестве 5,0-20 масс. %. Использование кислоторастворимого сидерита менее 5,0 масс. % почти не влияет на изменение структурно-реологических показателей состава, хотя и кольматирует стенки ствола скважины, позволяя сохранить первоначальную проницаемость пласта после кислотной обработки. Использование сидерита более 20,0 масс. % нецелесообразно в связи с ухудшением структурно-реологических показателей состава и начинающей его седиментацией.

Жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин на месторождениях готовится обычным способом. В мерную емкость для буровых растворов добавляют необходимое количество воды и с применением гидропистолетов или электромешалок при перемешивании до растворения последовательно добавляют следующие компоненты: биоксан, гидроокись натрия, полицелл КМЦ, формиат натрия, диэтаноламин, сидерит, Remacid.

Определение основных свойств раствора проводят в соответствии с РД 39-00147001-773-2004 «Методика контроля параметров буровых растворов» и американской методикой контроля параметров «API».

Технологические параметры полученных составов жидкости для глушения и промывки проверяют при комнатной температуре до и после термостатирования при 120°C.

При проведении лабораторных исследований были использованы:

- Биоксан - ТУ 2458-025-97457491-2010;

- Формиат натрия - ТУ 2432-811-00203803-98;

- Полицелл КМЦ - ТУ 2231-017-32957739-02;

- Гидроокись натрия - ГОСТ-4328-77;

- Диэтаноламин - ТУ 6-09-2652-91;

- Remacid - ТУ 2484-004-2242774002;

- Сидерит - ТУ 0711-167-56408013-2009;

- Вода.

Пример приготовления состава (табл. 1, № п/п-12).

Для приготовления 1000 г жидкости при комнатной температуре отмеряют 800 мл воды, переливают ее в фарфоровый стакан емкостью 2 л и добавляют 4,0 г биоксана, (0,4 масс. %) при перемешивании электрической лопастной мешалкой до полного растворения. После растворения биоксана добавляют так же, при перемешивании до растворения, по следующему порядку остальные реагенты: гидроокись натрия в количестве 1,0 г (0,1 масс. %), полицелл КМЦ в количестве 20,0 г (2,0 масс. %), формиат натрия 100,0 г (10,0 масс. %), диэтаноламин 24,0 г (2,4 масс. %), сидерит 50,0 (5,0 масс. %), реагент Remacid 1,0 г (0,1 масс. %) добавляется после смешения всех остальных компонентов.

После приготовления состава определяют все необходимые параметры, которые в данном опыте, при температуре 20-23°С, имеют следующие показатели:

плотность - ρ=1,12 г/см³; условная вязкость - Т_ус (по Маршу)=123 сек; водоотдача - Ф=5,7 см³/30 мин (по АНИ); статическое напряжение сдвига - θ-10 сек/10 мин=54/64 дПа; динамическое напряжение сдвига - τ_o=166 дПа, пластическое напряжение сдвига - η=24 мПа·с; регуляция среды – рН 11,0 у.е.

В дополнение к прототипу в проведенных опытах необходимо замерять параметры по определению условной вязкости - Т_ус, (сек/л, по Маршу), для определения текучести раствора и показатель - рН (у.е.), необходимый для регулирования среды присутствующих в составе полимеров.

После определения всех необходимых параметров состав термостатируют при 120°C в течение 72 часов и снова определяют все необходимые параметры для определения на предмет их деструкции или изменения параметров после термообработки.

Параметры состава после термостатирования при 120°C, (табл. 1, № п/п-13) показывают стабильные результаты, почти не отличаются от не термостатированных и имеют следующие показатели:

плотность - ρ=1,12 г/см³; условная вязкость - Т_ус (по Маршу)=129 сек; водоотдача -Ф=5,6 см³/30 мин (по АНИ); статическое напряжение сдвига - θ-10 сек /10 мин=58/68 дПа; динамическое напряжение сдвига - τ_о=165 дПа; пластическое напряжение сдвига - η=25 мПа⋅^.сек; регуляция среды рН 11,1 у.е.

Представленные в таблице 1 компонентные составы до и после термостатирования при 120°C показали почти одинаковые в данном интервале температур все необходимые параметры, которые обеспечивают термостабильность, сохранение коллекторских свойств пласта, надежную циркуляцию, а следовательно, вынос механических частиц в процессе таких операций, как: фрезерование различных элементов оборудования; разбуривание цементных мостов; промывка песчаных пробок, что способствует сокращению сроков освоения скважин в условиях сероводородной и коррозионной агрессии при одновременном сохранении морозостойкости, регулируемой и повышенной вязкости, снижению токсичности, пожароопасности и расширению области применения состава, позволяя использовать их в качестве жидкостей для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин.

Преимущества использования предлагаемой жидкости для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин: в повышении эффективности глушения и промывки скважин за счет использования составов, которые не содержат глинистых частиц и допускают повышение плотности добавлением в качестве утяжелителя карбонатов, удаляемых затем соляно-кислотной обработкой, с улучшенными структурно-реологическими свойствами и, как следствие, с низкими значениями показателя фильтрации, что обеспечивает сохранение коллекторских свойств пласта и способствует сокращению сроков освоения скважин в условиях сероводородной агрессии при одновременном увеличении термостойкости, коррозионной стойкости, сохранении морозостойкости, регулируемой и повышенной вязкости, снижением токсичности и расширении области применения состава.