Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СТРУКТУРИРОВАННЫЙ СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН
СТРУКТУРИРОВАННЫЙ СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН

СТРУКТУРИРОВАННЫЙ СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтегазодобыче. Придание составу значений статического напряжения сдвига и способности к декольматации призабойной зоны пласта от окислов железа с одновременным предупреждением их осаждения из состава, а также повышение вязкости состава и снижение его фильтрации достигается за счет содержания в нем лигносульфонатов технических (ЛСТ) плотностью 1200 кг/м3 раствора соляной кислоты 20 -24% концентрации и минерализованной воды. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2044754
Класс(ы) патента: C09K7/04, E21B43/26
Номер заявки: 93016201/03
Дата подачи заявки: 29.03.1993
Дата публикации: 27.09.1995
Заявитель(и): Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности; Нефтегазодобывающее управление "Краснокамскнефть" Производственного объединения "Пермнефть"
Автор(ы): Глущенко Виктор Николаевич[UA]; Поздеев Олег Вениаминович[RU]; Рахимкулов Равиль Садыкович[RU]; Голубцов Анатолий Михайлович[RU]
Патентообладатель(и): Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности; Нефтегазодобывающее управление "Краснокамскнефть" Производственного объединения "Пермнефть"
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтегазодобыче, конкретно к составам для проведения ремонтных работ в скважинах, и предназначается для использования в качестве жидкости глушения скважин, перфорированной среды и жидкости гидроразрыва и песконосителя.
Известно (Зарипов С.З. и др. Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте. ОИ, сер. "Нефтепромысловое дело", вып.2, ВНИИОЭНГ, 1981, с. 7; Никишина Л.А. и др. Новое в вопросах воздействия на призабойную зону скважин. ОЗЛ. ВНИИОЭНГ, 1971, с. 29 и 44) использование в качестве жидкостей глушения и разрыва скважин сточных и пластовых вод водных растворов хлоридов натрия, кальция и др.
Однако из-за незначительной вязкости, повышенной проникающей способности в пласт и присутствия кольматирующих осадков в таких известных жидкостях после ремонтных работ в скважинах имеет место снижение коэффициентов продуктивности скважин и рост степени обводненности добываемой продукции, а процесс гидроразрыва такими низковязкими неструктурированными жидкостями осложняется отсутствием в них песконесущих способностей.
Наиболее близкой к предлагаемой является жидкость для глушения скважин (ЖГС) [1] включающая смесь водного раствора хлористого цинка (ρ 1150 кг/м3) и раствора ССБ (ρ 1150 кг/м3) в объемном соотношении 1:1,5 соответственно.
Такой состав при 20оС характеризуется плотностью 1340 кг/м3, условной вязкостью 28 с, структурной вязкостью 30 мПа ˙ с, динамическим напряжением сдвига 14,7 дПа, нулевыми значениями статического напряжения сдвига (СHС), водоотдачей по БМ-6 13 cм3.
Существенными недостатками известного состава являются: повышенные значения фильтрации, что на практике приводит к интенсивному поглощению ЖГС и фонтанированию или переливу на устье скважины; низкие значения вязкости и отсутствие значений СНС, что ускоряет процесс седиментации песка из такой жидкости при проведении гидроразрыва пласта (ГРП) с закачкой закрепляющего агента как при движении по трещине разрыва, так и в случае аварийной ситуации в стволе скважины; отсутствие комплексирующей способности в отношении находящихся в минерализованной воде, используемой для приготовления ЖГС, и увлекаемых в состав со стенок труб ионов железа, а также ионов железа, ранее привнесенных в призабойную зону пласта. Присутствие ионов железа в пласте в виде окислов и гидроокислов, которые осаждаются на незначительной глубине, в десятки раз снижает фильтрационные свойства пласта.
Отмеченные недостатки снижают потенциальную эффективность применения указанного известного состава при его использовании для проведения ремонтных работ в скважинах.
Цель изобретения придание составу значений статического напряжения сдвига и способности к декольматации призабойной зоны пласта от окислов железа с одновременным предупреждением их осаждения из состава, а также повышение вязкости состава и снижение его фильтрации.
Цель достигается тем, что известный состав для ремонта скважин, включающий лигносульфонаты технические и минерализованную воду, дополнительно содержит раствор соляной кислоты 20-24%-ной концентрации, а в качестве лигносульфонатов технических содержит лигносульфонаты технические плотностью 1200 кг/м3 при следующем соотношении ингредиентов, об.
Лигносульфонаты техничес-
кие плотностью 1200 кг/м3 35-45
Раствор соляной кислоты
20-24%-ной концентрации 3-4
Минерализованная вода Остальное, причем в качестве минерализованной воды используют раствор хлорида магния плотностью 1200-1260 кг/м3 или раствор хлорида натрия плотностью 1160-1200 кг/м3, или раствор хлорида калия плотностью 1160-1180 кг/м3, или пластовую воду плотностью 1160-1180 кг/м3.
Лигносульфонаты технические (ЛСТ) являются многотоннажным отходом при сульфитной варке целлюлозы на ряде целлюлозно-бумажных предприятий страны и образуются после брожения сахаров в сульфитных щелоках, отгонки спирта, последующего упаривания и нейтрализации гидроокисью натрия, кальция или аммиаком. Согласно ТУ 13-0281036-05-89 ЛСТ представляет собой однородную вязкую жидкость темно-коричневого цвета с массовой долей сухих веществ не менее 47% плотностью не менее 1230 кг/м3, имеют значения рН 20%-ного раствора не менее 4,4; условную вязкость по ВЗ-1 не более 320 с. В их составе содержатся нейтрализованные лигносульфоновые кислоты, остатки целлюлозы и непрореагировавшие сахара. ЛСТ не токсичны, раздражающего действия не оказывают.
Предлагаемый состав отличается от известного использованием новой добавки раствора соляной кислоты, ЛСТ плотностью 1200 кг/м3, а также видом и плотностью минерализованной воды и другим соотношением ингредиентов. Из анализа патентной и научно-технической литературы использование такого сочетания компонентов для поставленной в техническом решении цели не известно. На основании этого предлагаемое техническое решение отвечает критерию "Новизна".
Хотя известна (а.с. N 1710710, кл. Е 21 В 43/26, 1989) жидкость для гидроразрыва пласта, включающая ССБ, хлорид калия и пластовую воду, но однако она характеризуется отсутствием значений СНС и обладает низкими значениями вязкости при содержании ЛСТ 31,72 32,76% Поэтому предположить заранее, что смешивание ЛСТ плотностью 1200 кг/м3 и вышеназванных минерализованных вод при наличии соляной кислоты позволит получить структурированный состав, не представлялось возможным.
Поскольку минерализованные растворы, содержащие ЛСТ и приведенные в соприкосновении с мрамором, на котором предварительно была осаждена гидроокись железа, не десорбируют ее с этой поверхности, то и заранее предположить, что введение раствора соляной кислоты в предлагаемый состав позволит увлечь ее в объем и стабилизировать от выпадения, не являлось очевидным. На основании этого предлагаемый состав отвечает критерию "Изобретательский уровень".
Достигаемый заявляемым составом эффект по приобретению им значений СНС и повышенной вязкости объясняется образованием разветвленных мицелл лигносульфоновых кислот, их оптимальной дегидратацией электролитами, укрупнением в размерах при этом и эффективным переплетением между собой в объеме с образованием структурной сетки.
Эффект снижения фильтрации имеет место за счет более прочной связи лигносульфоновых кислот, чем их нейтрализованных солей, с фильтрационной поверхностью и ее перекрытия крупными агрегатами мицелл.
Десорбция ионов железа в виде гидроокиси с поверхности горной породы, а также стабилизация от выпадения содержащихся в минерализованной воде ионов железа предлагаемым составом объясняется их полным растворением в нем при значениях рН ≅ 2 с последующим преимущественным ассоциированием с сульфогруппами лигносульфоновых кислот и удержанием в таком состоянии длительное время.
В промысловых условиях состав можно получить путем простого смешивания ЛСТ с минерализованной водой с последующим вводом раствора соляной кислоты. Он может в таком состоянии храниться длительное время, так как нет опасности появления кислоторастворимых осадков. Приготовление состава может осуществляться непосредственно на устье скважины или на специальных узлах по приготовлению ЖГС и транспортироваться к месту назначения.
Для получения заявляемого состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества: ЛСТ марки "Б" (натриевой формы нейтрализации) плотностью 1252 кг/м3 и содержащие 51,3% сухого остатка, а также ЛСТ марки "В" общего назначения (аммониевой формы нейтрализации) плотностью 1209 кг/м3 и содержанием сухих веществ 49% которые предварительно разбавляли пресной водой до плотности 1200 кг/м3; соляная кислота в виде 20-24%-ного раствора по ГОСТ 857-76 и ТУ 6-01-714-77; модель пластовой воды хлоркальциевого типа плотностью 1160-1180 кг/м3; раствор хлористого натрия плотностью 1160-1200 кг/м3; раствор бишофита (MgCl2 ˙ 6H2О) плотностью 1200-1260 кг/м3; раствор хлористого калия плотностью 1160-1180 кг/м3.
П р и м е р. К 560 см3 модели плаcтовой воды плотностью 1180 кг/м3прибавляют 400 см3 ЛСТ плотностью 1200 кг/м3 и 18 см3 раствора соляной кислоты 20% -ной концентрации. Состав перемешивают до полной визуальной гомогенизации, выдерживают 2 ч и подвергают испытаниям.
Плотность ρ состава определяют цикнометрически.
Значения эффективной вязкости ηэ измеряют на ротационном вискозиметре "Rheotest-2" и рассчитывают для градиента сдвига 437,4 с-1 (имитация закачки в скважину по НКТ) и 81,0 см-1 (имитация движения по трещине разрыва).
Значения статического напряжения сдвига (СНС) состава через 1 и 10 мин выдержки в статике Θ1/10 определяют на приборе СНС-2 и ВСН-3.
Фильтрацию (Ф) полностью нейтрализованного избытком мрамора состава оценивают на приборе ПФП-200 через картонный фильтр при перепаде давления 2,5 МПа и 20оС за 30 мин.
Комплексирующую способность состава в отношении ионов железа оценивают путем их дополнительного ввода в состав в виде 40%-ного раствора FeCl3 и полной нейтрализации избытком мрамора с последующей выдержкой 3 сут. О выпадении ионов железа в виде гидроокиси свидетельствует плотный красноватый налет на поверхности мрамора, который не смывается водопроводной водой.
Десорбирующую способность состава в отношении адсорбированной на мраморе гидроокиси железа оценивают следующим образом. В состав минерализованной пластовой воды вводят ионы железа в виде 40%-ного раствора FeCl3 из расчета 3 г/дм3, погружают в них образцы мрамора кубической формы с размером граней 2 см и выдерживают в течение 24 ч. Образцы за это время покрываются сплошным налетом гидроокиси железа. Затем минерализованную воду сливают, образцы погружают в испытуемый состав и выдерживают при 20оС в течение 8 ч. После этого их вынимают, промывают водой и производят визуальный осмотр. Образцы с десорбированной гидроокисью железа приобретают белый цвет.
Соотношение ингредиентов и свойства заявляемого состава приведены в таблице.
Данные, приведенные в таблице, свидетельствуют о том, что предлагаемый состав имеет удовлетворительные значения СНС для полного удержания кварцевого песка фракции 0,8-1,2 мм во взвешенном состоянии. Значения эффективной вязкости состава при 437,4 с-1 выше в 1,7-6,4 раза, а при 81,0 с-1 в 3,3-12,1 раз, чем у известного состава. За счет наличия СНС и повышенной вязкости значения фильтрации предлагаемого состава снижены в 3-12 раз при практически идентичном содержании ЛСТ и придании ему декольматирующей и удерживающей способности в отношении осажденной на поверхности горной породы гидроокиси железа, которая отсутствует у известного состава.
Предлагаемый состав может использоваться для глушения нефтегазовых скважин, эксплуатирующих как терригенные, так и трещиноватые карбонатные пласты, а также в качестве жидкости разрыва и песконосителя при проведении гадравлического разрыва пластов с закачкой закрепляющих агентов.
Формула изобретения: 1. СТРУКТУРИРОВАННЫЙ СОСТАВ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН, включающий лигносульфонаты технические и минерализованную воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит раствор соляной кислоты 20 24%-ной концентрации, а в качестве лигносульфонатов технических содержит лигносульфонаты технические плотностью 1200 кг/м3 при следующем соотношении ингредиентов, об.
Лигносульфонаты технические плотностью 1200 кг/м3 35 45
Раствор соляной кислоты 20 24%-ной концентрации 3 4
Минерализованная вода Остальное
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве минерализованной воды состав содержит раствор хлорида магния плотностью 1200 1260 кг/м3, или раствор хлорида натрия плотностью 1160 1200 кг/м3, или раствор хлорида калия плотностью 1160 1180 кг/м, или пластовую воду плотностью 1160 1180 кг/м3.