Состав для заканчивания и капитального ремонта скважин

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к углеводородным составам, используемым при заканчивании и капитальном ремонте скважин. Техническим результатом является обеспечение глушения скважин с температурами до 80°С со средними и низкопроницаемыми коллекторами с использованием дешевых недефицитных отечественных материалов, позволяющих сохранять коллекторские свойства продуктивных пластов. Состав для заканчивания и капитального ремонта скважин содержит, масс. %: нефть или продукты переработки нефти - 61,0-89,0, натуральную жирную кислоту - 2,0-4,7, каустическую соду NaOH - 2,1-4,0, природный карбонат кальция - остальное. В качестве натуральной жирной кислоты он содержит отходы производства растительных и животных жиров. Состав содержит природный карбонат кальция с размером частиц от 2 до 50 мкм. 2 з. п. ф-лы., 2 табл.

 

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к углеводородным составам, используемым при заканчивании и капитальном ремонте скважин.

Известен гидрофобный состав, используемый для бурения и глушения скважин, содержащий углеводородную жидкость, воду и смесь оксиамидов, моноамидов и солей синтетических жирных кислот кубового остатка и этилендиамина или полиэтилендиамина (патент СССР №1530636, С 09 К 7/06, 23.12.1989).

Недостатком этого состава является сложность его приготовления, нестабильность при повышенных температурах. При глушении пластов с низкой проницаемостью 0,03-0,05 мкм² вследствие потери агрегативной устойчивости происходит насыщение пород пласта водным фильтратом, что ведет к уменьшению фазовой проницаемости по нефти.

Наиболее близким аналогом для заявленного состава является состав для заканчивания и глушения низкотемпературных газовых скважин, содержащий, масс.%: газовый конденсат - 81,0-84,9, синтетическую жирную кислоту СЖК - 1,7-2,3, каустическую соду NaOH - 0,6-1,0, минеральный наполнитель-глинопорошок - остальное (патент РФ №2136717, С 09 К 7/06, 10.09.1999).

Недостатком данного состава является то, что при взаимодействии с пластами в результате сложных физико-химических преобразований происходит закупорка поровых каналов глинистыми частицами, содержащимися в растворе, что приводит к снижению проницаемости призабойной зоны. При более высоких температурах ослабляются связи между частицами системы, что приводит к потере ее агрегативной устойчивости.

Задачей изобретения является разработка состава для глушения скважин с температурами до 80°С со средними и низкопроницаемыми коллекторами с использованием дешевых недефицитных отечественных материалов, позволяющих сохранять коллекторские свойства продуктивных пластов.

Указанная задача решается тем, что состав для заканчивания и капитального ремонта скважин, содержащий углеводородную основу, жирную кислоту, каустическую соду NaOH и минеральный наполнитель, в качестве углеводородной основы содержит нефть или продукты переработки нефти, в качестве жирной кислоты - содержит натуральную жирную кислоту, а в качестве минерального наполнителя - природный карбонат кальция при следующем соотношении компонентов, масс.%:

Углеводородная основа 61,0-89,0

Натуральная жирная кислота 2,0-4,7

Каустическая сода NaOH 2,1-4,0

Минеральный наполнитель остальное

В качестве натуральной жирной кислоты (НЖК) можно использовать отходы производства растительных и животных жиров (ОПЖ), а в качестве минерального наполнителя - природный карбонат кальция с размером частиц от 2 до 50 мкм.

Совокупность заявляемых компонентов состава при повышенной температуре до 80°С обеспечивает новый технический результат - быстрое образование более устойчивой структуры. Это объясняется разнообразием физико-химического взаимодействия между компонентами состава, обладающими сильными поверхностно-активными свойствами и имеющими активные центры, что обеспечивает повышенную структурную вязкость и прочность системы. Таким образом, синергетический эффект взаимодействия компонентов проявляется в повышении агрегативной устойчивости системы, показатели которой не достигаются в известных решениях.

Кроме того, благодаря присутствию в составе природного карбоната кальция с размером частиц от 2 до 50 мкм в процессе фильтрации формируется тонкая корочка, устраняемая в процессе вызова притока или кислотными обработками, что позволяет улучшить проницаемость призабойной зоны.

Положительным фактором является технологичность приготовления состава и недефицитность материалов.

Примеры осуществления изобретения.

Пример №1 (табл.1, состав №1): к 109 мл (89 г) нефти при температуре 20°С добавляют 2,7 г ОПЖ, перемешивают в течение 1 часа. Можно сначала растворить ОПЖ в небольшом количестве нефти, затем смешать с остальным количеством нефти. В полученную смесь нефти и ОПЖ вводится 2,2 мл (2,8 г) 30%-ного водного раствора NaOH. Смесь перемешивается на мешалке с контролем нарастания статического напряжения сдвига до величины не ниже 10-15 дПа. Затем в раствор вводится природный карбонат кальция для увеличения плотности технологического раствора и прочности системы и далее состав применяется по назначению.

Пример №2 (табл.1, состав №3): к 74,4 мл (61,0 г) дизельного топлива при температуре 20°С добавляют 2,6 г ОПЖ и перемешивают не менее 1 часа. Затем в полученную смесь дизельного топлива и ОПЖ вводится 2,2 мл (2,9 г) 30%-ного водного раствора NaOH. Для увеличения плотности технологического раствора и прочности системы вводится в раствор природный карбонат кальция. Смесь перемешивается на мешалке с контролем нарастания статического напряжения сдвига до величины не ниже 15-20 дПа, после чего состав применяется по назначению.

Реологические и фильтрационные свойства полученных составов исследованы и представлены в таблицах 1 и 2.

Условную вязкость измеряли на приборе СПВ-5, плотность определяли ареометром или пикнометрическим методом, статическое напряжение сдвига (СНС) - на приборе ВСН-3. Определение объема жидкой фазы, отфильтровавшейся из состава за 30 минут, при 20°С осуществляли на американском фильтр-прессе фирмы Бароид, а при температуре 75°С и перепаде давления 40 мПа - на фильтр-прессе ВФП-2.

Термостабильность состава оценивали прогревом его в металлических лабораторных автоклавах при температуре 75°С в течение 24 часов с последующим замером разности плотностей жидкости в верхней и нижней частях специального цилиндра (Δρ=ρ_низ-ρ_верх, г/см³).

Для определения влияния состава на породы продуктивных пластов в призабойной зоне скважин проводились исследования действия фильтрата на проницаемость искусственных кернов и определялся коэффициент восстановления проницаемости. Работы проводились на установке УИПК-1М. Результаты обрабатывались с помощью компьютерных программ.

Анализ результатов испытаний составов 1, 2, 3, 4, приведенных в таблицах 1, 2, показывает преимущества предлагаемого состава в сравнении с прототипом:

- способность сохранять агрегативную устойчивость и термостабильность до температуры 80°С, табл.1;

- минимальное повреждение продуктивного пласта, что подтверждают опытные данные таблицы 2 по определению коэффициента восстановления проницаемости;

- при увеличении температуры происходит взаимодействие олеофильных компонентов с образованием мыл, создающих устойчивые адсорбционные пленки на природном карбонате кальция с образованием сопряженной мылокольматирующей структуры, что приводит к снижению показателя фильтрации с одновременным повышением агрегативной устойчивости системы до 80°С;

- технологичность приготовления состава для заканчивания и капитального ремонта скважин;

- недефицитность и низкая стоимость материалов отечественного производства.

Таблица 2 Влияние состава на проницаемость продуктивных пластов
Тип раствора	Проницаемость, мД	Коэффициент восстановления проницаемости, %	ОП, %
Состав №1	40	94,2	95,1
	110	95,4	96,2
250	95,8	96,7
Состав №2	40	95,3	96,3
	110	95,1	96,8
250	95,0	97,1
Состав №3	40	95,8	98,65
	110	98,0	99,43
250	98,0	99,43
Состав №4	40	96,3	98,4
	110	97,3	99,1
250	97,6	99,2

1. Состав для заканчивания и капитального ремонта скважин, содержащий углеводородную основу, жирную кислоту, каустическую соду NaOH и минеральный наполнитель, отличающийся тем, что в качестве углеводородной основы содержит нефть или продукты переработки нефти, в качестве жирной кислоты - натуральную жирную кислоту, а в качестве минерального наполнителя - природный карбонат кальция при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанная углеводородная основа 61,0-89,0

Натуральная жирная кислота 2,0-4,7

Каустическая сода NaOH 2,1-4,0

Указанный минеральный наполнитель Остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве натуральной жирной кислоты он содержит отходы производства растительных и животных жиров.

3. Состав по п.1, отличающийся тем, что он содержит природный карбонат кальция с размером частиц от 2 до 50 мкм.