Результат интеллектуальной деятельности: СОСТАВ ПОЛИСАХАРИДНОГО ГЕЛЯ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН И СПОСОБ ЕГО ПРИГОТОВЛЕНИЯ

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения и консервации скважин и способам их приготовления и применения, к составам буровых растворов, жидкостей для перфорации и гравийной набивки, жидкостей для гидравлического разрыва пласта, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины.

Известен состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин и четвертичные аммониевые соединения, в качестве которых используются катамин АБ, представляющий собой 50%-ный водный раствор алкилдиметилбензиламмонийхлоридов с алкильным радикалом C_16-20 или гидрофобизатор Нефтенол ГФ, представляющий собой 50%-ный водный раствор четвертичных аммониевых солей - продуктов квартенизации третичных алкилдиметиламинов с алкильным радикалом С_12-18 и бензилхлорида, в количестве 0,05-1,0 кг на 1000 л воды - основы геля. Для деструкции геля после проведения процесса ГРП состав содержит окисляющий компонент, взятый из группы, состоящей из персульфата аммония, персульфатов, перкарбонатов и перборатов щелочных металлов [1]. Подобный состав без деструктора может быть использован в качестве жидкости глушения.

Недостатком приведенного состава является то, что он не может быть успешно применен в качестве жидкости глушения, т.к. из-за высокой адсорбции на породе катионоактивных ПАВ увеличивается межфазное натяжение на границе с углеводородами фильтрата жидкости, попадающего в пласт, что может снизить приток нефти после проведения глушения скважины.

Изобретение направлено на создание состава жидкости глушения на полисахаридной основе, фильтрат которого обладает низким межфазным натяжением на границе с углеводородом, что позволит более легко освоить скважину после проведения в ней ремонтных работ.

Результат достигается дополнительным введением в состав полисахаридного геля смеси неионогенного и анионоактивного ПАВ - Комплексного ПАВ Нефтенола ВВД, представляющего собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей или солей с триэтаноламином.

Признаками изобретения "Состав полисахаридного геля для глушения скважин и способ его приготовления" является:

1. Пресная или минерализованная вода.

2. Полисахаридный загуститель.

3. Борный сшиватель.

4. Диэтаноламин.

5. Четвертичные аммониевые соединения.

6. Добавка.

7. В качестве добавки используется смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ - Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД.

8. Добавка на 1000 л состава составляет 0,1-0,5 кг.

9. Способ приготовления геля.

Признаки 1-5 являются общими с прототипом, а признаки 6, 7, 8, 9 - существенными отличительными признаками изобретения.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагается состав полисахаридного геля для глушения скважин, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин, четвертичные аммониевые соединения, отличающийся тем, что он дополнительно содержит смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ - Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, представляющий собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей или солей с триэтаноламином, в количестве 0,1-0,5 кг на 1000 л воды - основы геля;

и способ приготовления полисахаридного геля, включающий растворение и гидратацию полисахаридного загустителя в пресной или минерализованной воде, представленной преимущественно растворами одновалентных катионов, с последующей обработкой полученного раствора полисахарида водным раствором, включающим борный сшиватель, диэтаноламин, четвертичные аммониевые соединения и смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ - Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД.

Для исследований использовались:

1. Вода пресная.

2. Вода минерализованная:

- раствор хлористого калия плотностью 1,150 г/см³;

- вода пластовая западно-сибирская, хлоркальциевого типа, плотностью 1,012 г/см³ с содержанием катионов Са⁺⁺ и Mg⁺⁺ 1000 мг/л.

3. Полисахарид:

- гидроксипропилгуар марки Yaguar HP8FF.

4. Борный сшиватель - раствор тетрабората натрия десятиводного, ГОСТ 4199-76.

5. Диэтаноламин (ч), ТУ 6-09-2652-91.

6. Гидрофобизатор нефтенол ГФ, ТУ 2484-035-17197708-97.

7. Смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ:

- Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, ТУ 2483-015-17197708-97, представляющий собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей или солей с триэтаноламином.

Примеры приготовления гелей.

Пример 1.

Из 1000 мл общего количества пресной воды - основы геля - отливали 40 мл для приготовления раствора борного сшивателя, диэтаноламина, гидрофобизатора Нефтенола ГФ и смеси неионогенного и анионоактивного ПАВ - Комплексного ПАВ Нефтенола ВВД. В 960 мл пресной воды при перемешивании на лопастной мешалке вводили 4 г гидроксипропилгуара, после чего полученный раствор перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахарида, а затем, не прекращая перемешивания, вводили водный раствор, содержащий 40 мл пресной воды, 0,4 г борного сшивателя, 0,2 г диэтаноламина, 0,5 г гидрофобизатора Нефтенола ГФ и 0,1 г смеси неионогенного и анионоактивного ПАВ - Комплексного ПАВ Нефтенола ВВД, после чего полученный гель перемешивали еще в течение 1-2 мин до полной сшивки.

Пример 2.

Из 1000 мл общего количества раствора хлористого калия - основы геля - плотностью 1,150 г/см³ отливали 40 мл для приготовления раствора борного сшивателя, диэтаноламина, гидрофобизатора Нефтенола ГФ и смеси неионогенного и анионоактивного ПАВ - Комплексного ПАВ Нефтенола ВВД. В 960 мл раствора хлористого калия при перемешивании на лопастной мешалке вводили 4 г гидроксипропилгуара, после чего полученный раствор перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахарида, а затем, не прекращая перемешивания, вводили водный раствор, содержащий 40 мл раствора хлористого калия плотностью 1,150 г/см³, 0,4 г борного сшивателя, 0,2 г диэтаноламина, 0,5 г гидрофобизатора Нефтенола ГФ и 0,25 г смеси неионогенного и анионоактивного ПАВ - Комплексного ПАВ Нефтенола ВВД, после чего полученный гель перемешивали еще в течение 1-2 мин до полной сшивки.

Пример 3.

Из 1000 мл общего количества пластовой воды - основы геля - плотностью 1,012 г/см³ с содержанием ионов Са⁺⁺ и Mg⁺⁺ 1000 мг/л отливали 40 мл для приготовления раствора борного сшивателя, диэтаноламина, гидрофобизатора Нефтенола ГФ и смеси неионогенного и анионоактивного ПАВ - Комплексного ПАВ Нефтенола ВВД. В 960 мл пластовой воды при перемешивании на лопастной мешалке вводили 4 г гидроксипропилгуара, после чего полученный раствор перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахарида, а затем, не прекращая перемешивания, вводили водный раствор, содержащий 40 мл пластовой воды, 0,4 г борного сшивателя, 0,2 г диэтаноламина, 0,5 г гидрофобизатора Нефтенола ГФ и 0,5 г смеси неионогенного и анионоактивного ПАВ - Комплексного ПАВ Нефтенола ВВД, после чего полученный гель перемешивали еще в течение 1-2 мин до полной сшивки.

Пример 4 (прототип).

Из 1000 мл общего количества пресной воды - основы геля - отливали 40 мл для приготовления раствора борного сшивателя, диэтаноламина и гидрофобизатора Нефтенола ГФ. В 960 мл пресной воды при перемешивании на лопастной мешалке вводили 4 г гидроксипропилгуара, после чего полученный раствор перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахарида, а затем, не прекращая перемешивания, вводили водный раствор, содержащий 40 мл пресной воды, 0,4 г борного сшивателя, 0,2 г диэтаноламина и 0,5 г гидрофобизатора Нефтенола ГФ, после чего полученный гель перемешивали еще в течение 1-2 мин до полной сшивки.

Пример 5 (прототип).

Из 1000 мл общего количества раствора хлористого калия - основы геля - плотностью 1,150 г/см³ отливали 40 мл для приготовления раствора борного сшивателя, диэтаноламина и гидрофобизатора Нефтенола ГФ. В 960 мл раствора хлористого калия плотностью 1,150 г/см³ при перемешивании на лопастной мешалке вводили 4 г гидроксипропилгуара, после чего полученный раствор перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахарида, а затем, не прекращая перемешивания, вводили водный раствор, содержащий 40 мл раствора хлористого калия плотностью 1,150 г/см³, 0,4 г борного сшивателя, 0,2 г диэтаноламина и 0,5 г гидрофобизатора Нефтенола ГФ, после чего полученный гель перемешивали еще в течение 1-2 мин до полной сшивки.

Пример 6 (прототип).

Из 1000 мл общего количества пластовой воды - основы геля - плотностью 1,012 г/см³ с содержанием ионов Са⁺⁺ и Mg⁺⁺ 1000 мг/л отливали 40 мл для приготовления раствора борного сшивателя, диэтаноламина и гидрофобизатора Нефтенола ГФ. В 960 мл пластовой воды при перемешивании на лопастной мешалке вводили 4 г гидроксипропилгуара, после чего полученный раствор перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахарида, а затем, не прекращая перемешивания, вводили водный раствор, содержащий 40 мл пластовой воды, 0,4 г борного сшивателя, 0,2 г диэтаноламина и 0,5 г гидрофобизатора Нефтенола ГФ, после чего полученный гель перемешивали еще в течение 1-2 мин до полной сшивки.

Полученные составы исследовались следующим образом:

на фильтр-прессе высокого давления и температуры (FANN) исследовалась фильтрация полученных гелей при температуре 80°С и давлении 0,7 МПа. В полученном фильтрате при помощи сталагмометра определялось межфазное натяжение на границе с керосином. К фильтрату добавлялось 3 мас.% бентонитовой глины, и полученная смесь оставлялась на сутки для адсорбции ПАВ, после чего глина отфильтровывалась через фильтровальную бумагу, а полученный фильтрат вновь исследовался на сталагмометре.

В таблице 1 представлены результаты проведенных исследований.

Из таблицы следует, что добавка к составу 0,1-0,5 кг на 1000 л воды основы геля смеси неионогенного и анионоактивного ПАВ - Комплексного ПАВ Нефтенола ВВД - значительно снижает межфазное натяжение фильтрата, при этом оно также остается низким и после добавки к фильтрату глины, в то время как в составах без смеси неионогенного и анионоактивного ПАВ - Комплексного ПАВ Нефтенола ВВД - при добавке глины межфазное натяжение значительно увеличивается.

Для приготовления полисахаридного геля для глушения скважин в полевых условиях используется следующее нефтепромысловое оборудование:

- цементировочный агрегат ЦА-320 (1 шт.)*;

- ППУ;

- автоцистерна на 6-8 м³ (1 шт.)*;

- эжектор для введения реагентов;

- дополнительная емкость.

*) Цементировочный агрегат и автоцистерну может заменить кислотник (агрегат СИН-32).

В автоцистерну загружается пресная вода, или раствор хлористого калия или натрия, или пластовая вода необходимой плотности. Часть приготовленной пресной воды или раствора отбирается в дополнительную емкость меньшего объема, из расчета 40 л на 1000 л раствора - основы геля.

Пресная или минерализованная вода в автоцистерне при помощи ППУ подогревается до 18-30°С, затем в нее при перемешивании с помощью ЦА-320 через эжектор равномерно, за один цикл перемешивания, вводится расчетное количество полисахаридного загустителя, после чего полученный раствор перемешивается (делается 2-3 цикла перемешивания).

В дополнительной емкости в предварительно отобранной пресной или минерализованной воде последовательно растворяются борный сшиватель, диэтаноламин, четвертичные аммониевые соединения и смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ - Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД - в количестве 0,1-0,5 кг на 1000 л воды - основы геля.

Приготовленный в дополнительной емкости раствор реагентов при помощи ЦА-320 и эжектора равномерно за 1 цикл перемешивается с раствором полисахаридного загустителя, приготовленным в автоцистерне, в результате чего получается подшитый полисахаридный водный гель низкой вязкости.

Возможно применять несколько вариантов глушения:

- с полной заменой скважинной жидкости на полисахаридную жидкость глушения;

- с заменой скважинной жидкости на полисахаридную жидкость глушения на 200-300 метров выше интервала перфорации, а выше - на пластовую или минерализованную воду.

При полной замене жидкости на полисахаридную жидкость глушения технология глушения аналогична технологии с использованием водных систем и отличается тем, что не возникает поглощений продуктивным пластом. Поэтому расход полисахаридной жидкости глушения не превышает объем ствола скважины.

При комбинированной замене скважинной жидкости расход полисахаридной жидкости глушения в 3-4 раза меньше, чем при полной замене. Объем полисахаридной жидкости глушения определяется расчетным путем с учетом объема зумпфа и оставлением стакана перекрывающего интервал перфорации на 100-200 м.

Необходимое условие данной технологии - плотность полисахаридной жидкости глушения должна превышать на 20-50 кг/м³ плотность основной жидкости глушения (солевого раствора).

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный состав жидкости для глушения скважин и технологичный способ его приготовления.

Источник информации

1. Патент РФ №2173772, Е 21 В 43/26 - прототип.