Блокирующий состав для ликвидации поглощений в продуктивных пластах при бурении скважин

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к составам для ликвидации поглощений в продуктивных пластах при бурении скважин.

Известен состав полисахаридной жидкости для глушения и промывки скважин, полученный растворением биоцида «Биолан» в пресной или минерализованной воде, представленной преимущественно раствором одновалентных катионов, растворением и гидратацией в полученном растворе гуарового загустителя, последующим введением комплексного реагента Нефтенол УСП с перемешиванием до получения мицеллярной дисперсии, с последующим добавлением борного сшивающего агента СП-РД и перемешиванием до полного сшивания, при следующем соотношении компонентов, мас. %: гуаровый загуститель 0,2-1,0, указанный сшивающий агент 0,2-1,0, реагент Нефтенол УСП 6,0-10,0, биоцид «Биолан» 0,004-0,01, указанная вода - остальное, (патент RU 2643394 С1, «Состав полисахаридной жидкости для глушения и промывки скважин и способ его приготовления и применения», патентообладатель - Закрытое акционерное общество "Химеко-ГАНГ" (RU), опубл. 01.02.2018).

Недостатком известного состава является то, что он не может быть успешно применен в качестве жидкости глушения в скважинах с аномально низким пластовым давлением из-за высокой плотности, равной или больше плотности воды.

Ближайшим аналогом заявленного блокирующего состава является состав, применяемый при глушении скважин с аномально низким пластовым давлением, для осуществления чего используют пенообразующий раствор, содержащий загуститель, пенообразователь и воду, который при закачке в скважину подают совместно с азотом с азотной установки в объемном соотношении при нормальных условиях пенообразующий раствор : азот, равном 1:1÷10 соответственно, при этом пенообразующий раствор и азот подают через первый тройник, а получаемую пену подают через второй тройник, куда одновременно подают сшивающий раствор при объемном соотношении пенообразующий раствор : сшивающий раствор, равном 4÷6:1 соответственно, при этом используют в качестве загустителя гуаровую смолу или гидроксипропилгуар, в качестве пенообразователя - неионогенное поверхностно-активное вещество ПАВ Неонол АФ_9-12 или анионоактивное ПАВ - Нефтенол МЛ, или смесь неионогенного и анионоактивного ПАВ - комплексное ПАВ Нефтенол ВВД, а в качестве воды - пресную или минерализованную воду, которая преимущественно содержит одновалентные катионы при следующем соотношении ингредиентов, кг/м³ пресной или минерализованной воды: указанный загуститель 4,0-8,0, указанный пенообразователь 1,0-10,0, а сшивающий раствор содержит пресную воду или минерализованную воду, которая преимущественно содержит одновалентные катионы, боратный сшиватель БС-1 или БС-1.3 и диэтаноламин, при следующем соотношении компонентов, кг/м³ пресной или минерализованной воды : указанный сшиватель 10,0-40,0, диэтаноламин 0,0-100,0 (патент RU 2330942 С2, «Способ глушения скважин с аномально низким пластовым давлением», патентообладатель - Магадова Л.A. (RU) и др., опубл. 10.08.2008).

Недостатком ближайшего аналога является то, что он не может быть эффективно применен в качестве состава для ликвидации поглощений в высокотемпературных пластах, а также в условиях катастрофического поглощения в продуктивных горизонтах, при которых требуется использование специальных кольматантов.

Технической задачей, на решение которой направлено заявленное техническое решение, является устранение недостатков известных составов при создании блокирующего состава, позволяющего эффективно изолировать поглощения при бурении скважин в зонах несовместимых условий интервалов бурения в продуктивных интервалах в условиях поглощения бурового раствора и достижения проектных глубин с сохранением продуктивности коллекторов.

Технический результат, на достижение которого направлено заявленное техническое решение, состоит в сокращении времени строительства скважин за счет изоляции катастрофических поглощений в процессе бурения, уменьшении стоимости строительства скважин за счет сокращения времени строительства скважин и затрат на материалы для борьбы с поглощениями, а также в сохранении фильтрационно-емкостных свойств коллектора в продуктивных горизонтах нефтегазовых скважин за счет применения сшитой полимерной пенной системы в комплексе с кислоторастворимым кольматантом.

Заявленный технический результат достигается за счет использования блокирующего состава для ликвидации поглощений в продуктивных пластах при бурении скважин, включающего гелеобразователь – гуаровую камедь, термостабилизирующую добавку – гидроксипропилметилцеллюлозу – ГПМЦ, пенообразователь – ПолиПАВ-ВН, стабилизатор геля – бактерицид-Полибакцид, концентрат боратного сшивателя и жидкость затворения – техническую воду при следующем соотношении компонентов, кг/м³:

Кроме того, указанный технический результат достигается за счет того, что, в случае необходимости, в блокирующий состав может быть добавлен наполнитель, в качестве которого используют кислоторастворимые кольматанты в количестве до 10% от массы блокирующего состава.

Используемые для приготовления заявленного блокирующего состава для ликвидации поглощений компоненты обладают следующими характеристиками, указанными ниже.

Гуаровая камедь (например, по ТУ 2458-025-82330939-2009, ТУ 2458-019-57258729-2006) является полимерным структообразователем (загустителем), придающим заявляемому блокирующему составу высокие реологические и псевдопластичные свойства при взаимодействии с водным раствором концентрата сшивателя.

Сшиватель (например, боратный БС-1 по ТУ 2499-069-17197708-03, 15%-ный концентрат которого используется при приготовлении заявленного блокирующего состава), применяется для образования химических связей между цепочками полимерных молекул. В результате образуется пространственная сшитая трехмерная структура, обладающая высокой прочностью, но при необходимости быстро разрушаемая введением слабокислого раствора, при этом происходит снижение вязкости блокирующего состава практически до значений, соответствующих вязкости используемой для его приготовления технической воды.

Гидроксипромилметилцеллюлоза (ГПМЦ), (например, ГПМЦ для буровых растворов марок MAILOSE MP 100KOD, MP150KOD, MP200KOD) используется в качестве вспомогательной водоудерживающей и термостабилизирующей добавки для применения в скважинах с температурой пласта >100°С, обеспечивая длительную стабильность сшитого пенного блокирующего состава и уменьшая необходимость в его повторных закачках, снижая риски флюидопроявлений при проведении технологических операций.

Бактерицид полибакцид (ТУ 2458-092-97457491-2013) используется в качестве вспомогательного реагента для защиты от биоразложения состава при повышенных пластовых температурах.

Полимерное поверхностно-активное вещество ПолиПАВ-ВН (водорастворимый неионогенный, ТУ 2458-067-97457491-2012) используется в качестве вспомогательной добавки для образования пены и регулирования плотности блокирующего состава, а также снижения риска образования водоэмульсионных блокад при его использовании в пластах-коллекторах, вскрываемых с применением растворов на углеводородной основе.

При необходимости, в условиях катастрофического поглощения, в блокирующий состав вводят наполнитель - кислоторастворимые кольматанты, например, мел или мраморную крошку (ТУ 5743-005-91892010-2011, ТУ 5716-003-52817785-03). Количество кольматанта в блокирующем составе зависит от интенсивности поглощений и может достигать 10% от массы блокирующего состава. Кислоторастворимые кольматанты добавляют в компонент 1 при перемешивании до введения сшивающего компонента 2, а при необходимости они могут быть разрушены введением в блокирующий состав слабокислого раствора.

Раствор полимера (гуаровой камеди) можно готовить на технической воде, а также на минерализованной воде, содержащей NaCl или KCl.

Оптимальное значение рН блокирующего состава находится в интервале от 7 до 10. При рН>10 осаждаются гидроксиды кальция и магния, присутствующие в пластовой воде. При рН<7 резко падает термостабильность состава. Содержание ионов Са²⁺, Mg²⁺ в воде затворения не должно превышать 500 мг/л, иона Fe²⁺ - 50 мг/л.

При приготовлении заявленного блокирующего состава сначала готовили гелеобразующий компонент, состоящий из гелеобразователя, термостабилизатора, бактерицида, пенообразователя и воды. Затем гелеобразующий компонент смешивали со сшивающим компонентом, состоящим из концентрата сшивателя и воды, при объемном соотношении указанных компонентов 3:1 соответственно.

Наиболее значительным аспектом в приготовлении блокирующего состава является введение добавок ГПМЦ и бактерицида для защиты от разложения при повышенных пластовых температурах >100°С и введение ПолиПАВ-ВН в качестве вспомогательной добавки для снижения риска образования стойких водоэмульсионных блокад при использовании состава в пластах-коллекторах, вскрываемых с применением буровых растворов на неводной основе.

Сущность изобретения поясняется подробным описанием конкретных, но не ограничивающих настоящее изобретение примеров приготовления блокирующего состава.

В таблице приведен компонентный состав и свойства исследованных рецептур блокирующего состава для ликвидации поглощений в продуктивных пластах при бурении скважин

Пример 1 (состав по патенту RU 2330942 С2).

В стеклянный стакан емкостью 100 мл наливали 80 мл пресной воды, при слабом перемешивании лопастной мешалкой вводили 0,3 г (4,0 кг/м³) гуаровой камеди, после чего полученный раствор перемешивали в течение 30 мин до полной гидратации полисахарида, а затем, не прекращая перемешивания, вводили 0,1 г (1,0 кг/м³) неионогенного ПАВ Неонола АФ_9-12, полученный раствор помещали в фарфоровую емкость объемом 1500 мл и вспенивали перемешиванием лопастной мешалкой в течение 5 мин со скоростью 3000 об/мин, перемещая емкость вверх-вниз с захватом воздуха (компонент 1).

В 20 мл пресной воды растворяли 0,2 г (10,0 кг/м³) боратного сшивателя БС-1 (компонент 2).

В полученную пену (компонент 1) при перемешивании вводили компонент 2 и продолжали перемешивание еще в течение 1-2 минут для полной сшивки. Визуально наблюдали повышение вязкости системы при отсутствии накручивания образовавшегося блокирующего состава на лопасти мешалки, что свидетельствует о незначительной сшивке компонентов в исследованных условиях.

Пример 2.

В стакан емкостью 1500 мл наливали 1000 мл пресной воды, куда при интенсивном перемешивании лопастной мешалкой вводили 4,8 г (3,4 кг/м³) гуаровой камеди, после чего полученный раствор перемешивали в течение 20 минут до полной гидратации полисахарида, а затем, не прекращая перемешивания, вводили 0,4 г (0,3 кг/м³) ГПМЦ и перемешивали еще в течении 10 минут, после чего вводили дополнительно 0,7 г (0,4 кг/м³) ПолиПАВ-ВН и 0,7 г (0,4 кг/м³) Бактерицида. Полученный состав вспенивали интенсивным перемешиванием, перемещая стакан по вертикали с захватом воздуха в течение 5 минут (компонент 1).

В отдельной емкости 500 мл растворяли 5,1 г (3,4 кг/м³) концентрата боратного сшивателя в 333 мл воды (компонент 2).

В компонент 1 при перемешивании быстро вводили компонент 2 и продолжали перемешивать еще 1-2 минуты до полной сшивки. Визуальный результат сшивки - накручивание образовавшегося геля блокирующего состава на лопасти мешалки.

Пример 3.

В стакан емкостью 1500 мл наливали 1000 мл пресной воды, куда при интенсивном перемешивании лопастной мешалкой вводили 5,5 г (3,9 кг/м³) гуаровой камеди, полученный раствор перемешивали в течении 20 минут до полной гидратации полисахарида, а затем, не прекращая перемешивания, вводили 0,8 г (0,6 кг/м³) ГПМЦ и перемешивали еще в течении 10 минут, после чего вводили дополнительно 1,3 г (0,9 кг/м³) ПолиПАВ-ВН и 1,3 г (0,9 кг/м³) Бактерицида. Полученный состав вспенивали интенсивным перемешиванием, перемещая стакан по вертикали с захватом воздуха в течение 5 минут (компонент 1).

В отдельной емкости объемом 500 мл растворяли 14,2 г (9,9 кг/м³) концентрата боратного сшивателя в 333 мл воды (компонент 2).

В компонент 1 при перемешивании быстро вводили компонент 2 и продолжали перемешивать еще от 20 сек до 2 минут до полной сшивки. Визуальный результат сшивки - накручивание образовавшегося геля блокирующего состава на лопасти мешалки.

Полученные вспененные гелевые системы заливали в стеклянные цилиндры емкостью 1000-1500 мл, для определения кратности и стабильности пены полученных блокирующих составов.

Кратность пены определялась отношением объема полученной пены к объему жидкой фазы, а устойчивость - временем, в течение которого из пены выделялось 50% жидкой фазы. Исследования кратности и стабильности полученных вспененных гелевых систем блокирующих составов проводились при температуре 100°С и атмосферном давлении, с контрольными измерениями через 3 и 14 суток. Результаты исследований представлены в Таблице.

Из Таблицы следует, что блокирующие составы, имеющие заявленное количественное соотношение компонентов, обладают более высокой термоустойчивостью и стабильностью, по сравнению с составом, полученным по рецептуре, приведенной в прототипе. Рекомендуемая максимальная концентрация ГПМЦ составляет 0,3 кг/м³, так как при ее повышении не происходит роста термостойкости полученного блокирующего состава.

Блокирующие составы, полученные в условиях примеров 2 и 3 исследовали также на кислоторастворимость, для чего в них вводили по 50 мл 3%-ной соляной кислоты. При этом составы разрушались до образования водной эмульсии с диспергированными в объеме жидкости частицами полисахаридного загустителя. Это указывает на возможность легкого разрушения предлагаемых пенных систем при использовании промывки скважины слабокислым раствором, без образования при этом кольматирующих осадков. Составы по примерам 2 и 3 обладают одинаковой плотностью и термостабильностью, однако, в составе 3 содержание ГПМЦ выше в 2 раза, следовательно, его рецептура не оптимальна с точки зрения расхода реагентов.

Заявленный блокирующий состав по рецептурам 2, 3 обладает низкой плотностью (около 700 кг/м³) за счет содержания в составе газовой фазы, а также высокой вязкостью, соответствующей вязкоупругим системам. Здесь надо отметить следующее. Наличие газовой фазы в составе блокирующего состава снижает его плотность и удельный вес, что удешевляет композицию, а используемый в качестве жидкой фазы водный полимерный раствор в смеси со сшивателем позволяет распределять газовую фазу в объеме блокирующего состава равномерно и эффективно, повышая устойчивость полученной пенной композиции блокирующего состава к внешнему механическому воздействию. Такой состав обладает более высокой устойчивостью, чем в способе по прототипу.

Заявленный блокирующий состав эффективен для ликвидации поглощений в высокотемпературных продуктивных пластах при бурении скважин. Кроме того, при необходимости имеется возможность его полного разрушения при взаимодействии со слабокислым раствором, при этом сохраняется проницаемость коллектора. Отсутствие необходимости использования высококонцентрированных кислот для разрушения блокирующего состава значительно снижает риск кислотной коррозии внутрискважинного оборудования.