Результат интеллектуальной деятельности: БЛОКИРУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам и блокирующим составам с высокими пенообразующими свойствами, позволяющими производить вскрытие и временную блокаду продуктивных пластов в условиях поглощения.

Известен состав для изоляции зон поглощений - жидкость для глушения скважин, со следующим соотношением компонентов, мас.%:

[см. патент РФ №2203304, МПК⁷ C09K 7/06, Е21В 43/12, опубл. 27.04.2003].

Недостатками данного состава являются невысокая условная вязкость, низкие псевдопластичные и блокирующие свойства, за счет малого содержания полимеров-загустителей (в т.ч. понизителей водоотдачи) и наполнителей. Кроме того, высокое процентное содержание дорогостоящего глицерина обусловливает высокую стоимость работ при проведении капитального ремонта скважин.

Наиболее близким по технической сущности и совокупности существенных признаков, принятый в качестве прототипа, является состав для изоляции зон поглощений, состоящий из двух реагентов, в качестве одного из которых используют бентонитово-меловой раствор, содержащий бентонитовый глинопорошок, мел технический, хлорид натрия, крахмал, феррохромлигносульфонат и воду, а в качестве другого используют водный раствор полоксихлорида алюминия, отличающийся тем, что бентонитово-меловой дополнительно содержит хлорид натрия и феррохромлигносульфонат при следующем соотношении компонентов, мас.%:

а другой реагент в качестве соли алюминия содержит полиоксихлорид алюминия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

причем соотношение бентонитово-мелового раствора и водного раствора полиоксихлорида алюминия составляет 4,0-10,0:1 соответственно [Патент РФ №2431651, МПК⁷ C09K 8/467, опубл. 20.10.2011].

Недостатками указанного состава является низкая технологичность (сложность приготовления и закачивания в скважину), высокие концентрации компонентов (экономически нецелесообразно), кроме того, состав содержит феррохромлигносульфонат, имеющий в своем составе соли хромовой кислоты и являющийся веществом третьего класса опасности. Операции по установке блокирующего «тампона» сопряжены с опасностью прихвата бурильного инструмента (колонны насосно-компрессорных труб).

Задачей заявленного изобретения является создание блокирующего состава для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин, нивелирующего недостатки прототипа.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышается эффективность вскрытия и блокирования пластов в условиях аномально низких пластовых давлений и поглощений за счет использования образующейся из предлагаемого состава газожидкостной смеси с повышенной стабильностью, высокими ингибирующими свойствами в отношении набухания глинистых частиц в продуктивных пластах, низкими значениями показателя фильтрации и плотности, для создания минимально допустимой репрессии на пласт, улучшенными реологическими характеристиками.

Поставленная задача и указанный технический результат в блокирующем составе для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин, включающий бентонит, крахмал модифицированный, карбонат кальция фракционированный, воду, решается и достигается тем, что состав дополнительно содержит кальцинированную соду, каустическую соду, полианионную целлюлозу, биополимер, хлорид калия, додецил сульфат натрия (лаурил сульфат натрия), мас.%:

В качестве конкретных компонентов для исследования свойств и иных технологических показателей заявляемого состава могут использоваться:

- биополимер для бурения «Гаммаксан» фирмы «Миррико» по ТУ 2458-002-50635131-2003 изм. №1-4, либо других фирм, например биополимер DUOVIS компании M-I Drilling Fluids, биополимер BARAZAN D компании «Baroid Drilling Fluids». В литературе (см. Дедусенко Г.Я., Иванников В.И., Липкес М.И. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. - М., Недра, 1985, стр.8-9, 28, 80,81; Учебник по буровым растворам для инженеров компании M-I Drilling fluids под ред. А.И.Булатова, стр.167-168) описаны многочисленные подобные биополимеры.

- полианионная целлюлоза РАС L фирмы «Baroid Drilling Fluids», либо других фирм, например полианионная целлюлоза РАС LV фирмы «МираРан», Polypac UL фирмы M-I drilling Fluids, полианионная целлюлоза ПАЦ «Оснопак-Н» фирмы «Миррико» по ТУ 2231-001-70896713-2004, ПАЦ Н ЗАО НПО «Полицелл» по ТУ 2231-032-97457491. В литературе (см. Учебник по буровым растворам для инженеров компании M-I Drilling fluids под ред. А.И.Булатова, стр.164; 193; Грей Дж.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. - М. Недра, 1985, стр.475) описаны многие подобные полимеры.

- модифицированный крахмал для бурения ОАО «Чаплыгинский крахмальный завод» по ТУ 9187-002-00343094-2006, либо другой фирмы, например PolySal компании M-I Drilling Fluids. В литературе (см. Грей Дж.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. - М. Недра, 1985, стр.467; Учебник по буровым растворам для инженеров компании M-I Drilling fluids под ред. А.И.Булатова, стр.166; Я.А.Рязанов. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург: издательство Летопись, 2005, стр.224-225) описаны многие подобные полимеры и механизм модификации обычного крахмала, повышающий его термостойкость и устойчивость к ферментации.

- карбонат кальция фракционированный под торговым названием МИКАРБ® микромрамор фракционированный серии «СТАНДАРТ» ООО «Импексинвест», либо других фирм, например компании СБ Минерал, «УМС» по ТУ 2458-012-82330939-2009 компании «Миррико». В литературе (см. А.Н.Ананьев. Учебное пособие для инженеров по буровым растворам компании Интернешнл Касп Флюидз, Волгоград, 2000, стр.13, 14) содержатся сведения о подобном фракционированном карбонате кальция, описываемом общей химической формулой СаСО₃.

Свойства блокирующего состава для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин подтверждаются лабораторными исследованиями, результаты которых представлены в таблице.

Карбонат кальция фракционированный является эквивалентом мела технического по своим свойствам.

Ввод додецила сульфата натрия (лаурила сульфата натрия) в состав блокирующей жидкости обеспечивает образование переходной зоны (от высокого давления в стволе скважины к аномально низкому в пласте) за счет эффекта Жамена.

Содержание в составе бентонита в количестве менее 10 кг/м³, биополимера менее 2 кг/м³, крахмала модифицированного менее 20 кг/м³, додецила сульфата натрия (лаурил сульфата натрия) менее 4 кг/м³ и карбоната кальция фракционированного в количестве более 80 кг/м³ не обеспечивает образование газожидкостной смеси с требуемыми свойствами, происходит их ухудшение (проба 7).

Содержание в составе бентонита в количестве более 20 кг/м³, крахмала модифицированного более 20 кг/м³, додецил сульфата натрия (лаурил сульфата натрия) более 7 кг/м³ и карбоната кальция фракционированного в количестве менее 60 кг/м³ нецелесообразно, так как существенного улучшения свойств не происходит (проба 8).

Для измерения реологических характеристик использовался вискозиметр «OFITE-800», а для измерения фильтрационных свойств использовался фильтр-пресс НРНТ производства фирмы «OFITE».

На основании анализа восьми проб сделаны следующие выводы.

Проба 2 характеризуется высокой стабильностью плотности во времени. Плотность раствора ниже, чем для растворов на углеводородной основе, диапазон изменения во времени структурно-механических (статическое напряжение сдвига (далее - СНС) 1/10), вязкостных (условная вязкость) и реологических свойств (динамическое напряжение сдвига (далее - ДНС), пластическая вязкость) обеспечивает минимальные гидродинамические давления в затрубном пространстве бурящейся скважины, значения показателя фильтрации находятся на уровне, оказывающем минимальное воздействие на продуктивный пласт (значения для высокотемпературной фильтрации НТНР на уровне: 50-55 см³/30 мин при давлении 3,2 МПа и температуре 60°С через керамический диск проницаемостью 10 мкм², для поверхностной фильтрации 8-10 см³/30 мин), в то же время использование пробы 2 в качестве блокирующего состава позволяет создать непроницаемый экран и при необходимости восстановить проницаемость при соляно-кислотной обработке и свабировании.

Проба 7 имеет наиболее высокую плотность из сравниваемых составов. Вязкостные и реологические свойства недостаточны для выноса выбуренной породы на дневную поверхность (при использовании в качестве промывочной жидкости) и для создания надежной блокады пласта (при использовании в качестве блокирующего состава).

Наилучшими параметрами обладает проба 2, представленная в таблице. Указанные свойства разработанного состава позволяют использовать его в качестве жидкости блокирования и глушения при проведении капитального ремонта скважин.

Заявленный состав блокирующего состава для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин готовят следующим образом. Сначала готовят путем перемешивания раствор: вода, сода кальцинированная 0,1 мас.%, сода каустическая 0,07 мас.%. Полученная смесь должна иметь содержание катионов кальция не более 200 мг/л и рН 9,5-10,5. Затем поэтапно добавляют: бентонит 1-2 мас.% (концентрация зависит от целей применения), биополимер 0,2 мас.%, после этого полученную смесь тщательно перемешивают в течение 1 часа, добавляют полианионную целлюлозу 0,5 мас.%. Смесь перемешивают в течение 30-45 минут, добавляют хлорид калия 5 мас.%, додецил сульфат натрия (лаурил сульфат натрия) 0,4 мас.% и карбонат кальция фракционированный 6-8 мас.%.