ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ И ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для глушения и заканчивания высокотемпературных скважин с АНПД.

Известна жидкость для заканчивания и капитального ремонта скважин, содержащая, мас.%: углеводородную основу - 61,0-89,0, натуральную жирную кислоту 2,0-4,7, каустическую соду - 2,1-4,0, минеральный наполнитель - карбонат кальция - остальное (см. RU №2253664, 21.10.2003 г.).

При использовании такой жидкости в скважинах с температурой выше 80°С физические связи образованных мицеллярных структурных агрегатов оказываются недостаточными для образования прочной структурной сетки, система становится неустойчивой, а жидкость - непригодной для глушения.

Известна термостабильная (до 120°С) жидкость для заканчивания и глушения скважин, содержащая углеводородную основу, нафтенат натрия, жирные кислоты, минеральный наполнитель - природный карбонат кальция (см. RU №2201498, 03.09.2001 г.).

Однако при использовании в качестве углеводородной основы нефтей, имеющих в своем составе природные высокомолекулярные ПАВ, такие как парафины, смолы, асфальтены, структура известной жидкости теряет свою термостабильность и прочность, и применение ее в высокотемпературных скважинах становится невозможным.

Задачей изобретения является разработка жидкости на углеводородной основе, сохраняющей высокую вязкость и стабильность при повышенных температурах, приготовленной с использованием дешевых недефицитных материалов, для глушения и заканчивания скважин с температурой до 130°С.

Указанная задача решается тем, что жидкость для глушения и заканчивания скважин, содержащая углеводородную основу, жирную кислоту, минеральный наполнитель - карбонат кальция, в смеси с жирной кислотой содержит циклическую кислоту и дополнительно содержит каустическую соду при следующих соотношениях компонентов, мас.%:

углеводородная основа - 46,0-68,0

смесь кислот - 14,1-18

каустическая сода - 8-13

указанный минеральный наполнитель - остальное,

при этом смесь кислот имеет следующий состав, мас.%:

циклическая кислота - 90-97

жирная кислота - 3-10.

Жидкость для глушения и заканчивания скважин может дополнительно содержать органобентонит.

Совокупность заявляемых компонентов в предлагаемом изобретении обеспечивает новый технический результат - образование структуры, устойчивой при температуре до 130°С. Использование смеси кислот с разным пространственным строением в заявляемом соотношении более эффективно, чем каждой из них в отдельности, что объясняется синергетическим эффектом межмолекулярного взаимодействия их друг с другом и с компонентами состава, в результате которого получаются ПАВы с разным механизмом поведения в жидкости, следствием чего является повышение вязкости жидкости, обеспечивающей минимальное повреждение продуктивного пласта скважины. Взаимное влияние компонентов жидкости, выраженное во взаимодействии молекул низко- и высокомолекулярных соединений, приводит к образованию ассоциатов большой молекулярной массы и к упрочнению ее пространственной структуры при высоких температурах.

Ввод органобентонита в сформировавшуюся структуру позволяет дополнительно увеличить стабильность системы.

В качестве углеводородной основы жидкость содержит нефть, продукты ее переработки, газовый конденсат. В качестве циклической кислоты содержит нафтеновую или кубовые остатки переработки древесины. В качестве жирной кислоты - отходы производства растительных и животных жиров или синтетическую жирную кислоту.

Смесь кислот получают смешиванием разогретой до t=60°C жирной кислоты с циклической кислотой в заявляемом соотношении в течение 1 часа. В результате смешения получается подвижная густая жидкость темно-коричневого цвета, которая легко смешивается с углеводородной фазой в процессе приготовления.

Примеры осуществления изобретения.

Пример 1 (табл.1, 2, состав 2)

К 54 мл (46 г) нефти №1 при температуре 20°С добавляли 16,5 г смеси кислот, приготовленной из 90 г нафтеновой и 10 г натуральной жирной кислоты, перемешивали в течение 20 минут, затем в полученный раствор добавляли 6 мл (8 г) 30% водного раствора каустической соды (NAOH). Смесь перемешивали 10 минут с добавлением 1,0 г органобентонита. Перемешивание продолжали до образования гелеобразного раствора, затем в раствор вводили 28,5 г карбоната кальция до получения расчетной плотности.

Пример 2 (табл.1, 2, состав 3)

Жидкость готовили аналогично примеру 1 из 58,9 мл (50 г) нефти №2, 17,3 г смеси кислот, приготовленной из 90 г кубовых остатков переработки древесины и 10 г натуральной жирной кислоты, 6,4 мл (8,5 г) NAOH, 1,2 г органобентонита с получением расчетной плотности добавлением 23 г карбоната кальция.

Пример 3 (табл.1, 2, состав 4)

Жидкость готовили аналогично примеру 1 из 61 мл (52 г) нефти №3, 18 г смеси кислот, приготовленной из 93 г нафтеновой и 7 г синтетической жирной кислоты, 6,8 мл (9 г) NAOH, 1,0 г органобентонита, с получением расчетной плотности добавлением 20 г карбоната кальция.

Пример 4 (табл.1, 2, состав 5)

Жидкость готовили аналогично примеру 1 из 83 мл (63 г) газового конденсата, 14,6 г смеси кислот, приготовленной из 97 г нафтеновой кислоты и 3 г синтетической жирной кислоты, 9,8 мл (13 г) NAOH с получением расчетной плотности добавлением 9,4 г карбоната кальция.

Пример 5 (табл.1, 2, состав 6)

Жидкость готовили аналогично примеру 1 из 83 мл (68 г) дизельного топлива, 14,1 г смеси кислот, приготовленной из 97 г нафтеновой кислоты и 3 г синтетической жирной кислоты, 6,4 мл (8,5 г) NAOH с получением расчетной плотности добавлением 9,4 г карбоната кальция.

Для сравнения с заявляемым составом провели замеры технологических параметров известной жидкости для глушения и заканчивания скважин (табл.2, состав 1).

Замер технологических параметров полученных растворов производили на стандартных приборах. Реологические характеристики измеряли на приборе Rheotest-2 и рассчитывали для значений градиента сдвига, равного 9 с^-1. Термостабильность жидкостей оценивали прогревом их в лабораторных металлических автоклавах при температуре 130°С в течение 72 часов с последующим замером разности плотностей жидкости в верхней и нижней частях специального цилиндра (Δρ=ρ_низ-ρ_верх, г/см³).

Анализ результатов замера технологических параметров известной и заявляемой жидкостей, представленных в таблицах, показал сохранение показателей структуры (СНС) заявляемой жидкости после прогрева до температуры 130°С, что характеризует способность жидкости удерживать минеральный наполнитель, вследствие чего седиментационная стабильность Δρ практически равна 0. Более высокие по сравнению с прототипом показания вязкости способствуют меньшему проникновению жидкости в пласт и полному восстановлению его продуктивности после проведения ремонтных работ.

Термостабильность жидкости при t=130°С, высокая вязкость, седиментационная устойчивость, недифицитность и низкая стоимость материалов отечественного производства позволяют широко использовать заявляемую жидкость в нефтяной промышленности.