Буровой раствор для заканчивания, освоения и капитального ремонта скважин в терригенных коллекторах


 


Владельцы патента RU 2534286:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

Изобретение относится к буровым и технологическим жидкостям на водной основе и может найти применение при бурении, заканчивании, освоении и капитальном ремонте скважин в продуктивных отложениях с терригенными коллекторами. Технический результат - повышение коэффициента восстановления проницаемости до 60-80%. Буровой раствор включает, мас.%: полидадмах 5-15; многоатомный спирт 3-30; хлористый калий 3-10; воду остальное. 4 з.п. ф-лы, 1 табл.

 

Изобретение относится к буровым и технологическим жидкостям на водной основе и может найти применение при бурении, заканчивании, освоении и капитальном ремонте скважин в продуктивных отложениях с терригенными коллекторами, обеспечивающее повышение коэффициента восстановления проницаемости до 60-80%, т.е. при первичном и вторичном вскрытии терригенных продуктивных пластов.

Из уровня техники известен облегченный минерализованный буровой раствор (патент RU 2486224 С2, C09K 8/20, 27.06.2013), содержащий глинопорошок 4-6, стабилизатор - солестойкую карбоксиметилцеллюлозу 0,3-1, модифицированный крахмал 0,8-1,2, хлористый натрий 1-20, хлористый калий 3-7, щелочь 0,01-0,02, лигносульфонатный реагент 1-2, силикатные микросферы 4,5-6, вода - остальное. Недостаток известного раствора заключается в сложности его состава и приготовления.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является состав бурового раствора, включающий воду, глинопорошок, стабилизатор - понизитель фильтрации, ингибитор глин ВПК-402 (Заявка RU 2011142948, C09K 8/00, 27.04.2013) при следующем соотношении компонентов, мас.%: глинопорошок 5-8, ВПК-402 7-15, вода - остальное.

Недостаток известного состава заключается в том, что раствор имеет низкий коэффициент восстановления проницаемости терригенных коллекторов при их вскрытии. Кроме того, данный состав имеет ограниченную область применения.

Технический результат, на достижение которого направлено данное изобретение, заключается в устранении указанных недостатков, направлен на повышение коэффициента восстановления проницаемости терригенных коллекторов и расширение области использования состава в качестве бурового раствора и технологической жидкости при бурении, заканчивании, освоении и капитальном ремонте скважин.

Сущность предложенного изобретения заключается в том, что буровой раствор, включающий воду и полидадмах, дополнительно содержит многоатомный спирт и хлористый калий (KCl) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Полидадмах 5-15
Многоатомный спирт 3-30
Хлористый калий 3-10
Вода остальное

Кроме того, буровой раствор дополнительно содержит карбонатный кольматант от 0 до 15 мас.%.

В качестве карбонатного кольматанта используют мел или мраморную крошку.

В качестве многоатомного спирта используют или глицерин, или триэтиленгликоль, или пропиленгликоль, или Т-92.

В качестве полидадмаха используют или ВПК-402, или FloquatFL4540, или FloquatFL4450.

При необходимости буровой раствор может утяжеляться карбонатными утяжелителями - мелом, мраморной крошкой, сидеритом и другими компонентами.

Для стабилизации предлагаемого бурового раствора успешно используются полимеры хлорида диаллилдиметиламмония (полидадмахи), выпускаемые как у нас в стране, такие, например, как ВПК-402, так и за рубежом, например, в виде растворов (FLOQUATTM FL 35%-й концентрации) или порошков (FLOQUATTM TS). Полидадмах синтезируют из диметиламина и аллилхлорида. Продукт представляет собой органическое вещество с высокой плотностью катионного заряда, который нейтрализует положительно заряженные коллоидные частицы. Порошкообразные полидадмахи имеют насыпную плотность от 0,4 до 0,6. Приблизительная вязкость жидких полидадмахов составляет 15, 50 или 250 сП, в зависимости от серии продуктов. Максимальная рабочая концентрация вещества - 50 г/л. Диапазон температур хранения порошкообразных полидадмахов FLOQUATTM TS составляет 0-35°C. Время полного растворения в воде при 25°C - 30 дней.

В качестве многоатомных спиртов возможно использование различных марок, которые не представляют опасность при работе, т.е. экологически безопасны. Для приготовления предлагаемого бурового раствора могут быть использованы многоатомные спирты, например глицерин (ГОСТ 6824-96), триэтиленгликоль (ТУ 2422-075-05766801-2006), пропиленгликоль (ТУ 2422-069-05766801-97), диэтиленгликоль (ГОСТ 10136-77), флотореагент-оксаль Т-92 (ТУ 2452-029-05766801-94), бутандиолы (ТУ 6-09-2822-78), гександиол (ТУ 6-02-0209913-89).

Результаты проведенных экспериментальных исследований по влиянию предлагаемого состава и типа бурового раствора на коэффициент восстановления проницаемости терригенного коллектора приведены в Таблице, в которой свойства предлагаемого бурового раствора сравниваются со свойствами известных растворов. Результаты исследований показали, что в настоящее время используемые водные рабочие жидкости на нефтяных и конденсатных скважинах не обеспечивают сохранения проницаемости терригенных коллекторов. Коэффициент восстановления проницаемости коллекторов после контакта с водными растворами составляет, как правило, 15-30%. Предлагаемый состав обеспечивает увеличение коэффициента восстановления проницаемости до 60% и более.

Уменьшение содержания полидадмаха (например, ВПК-402) ниже 5%, многоатомного спирта (например, глицерина) и хлористого калия менее 3% приводит к снижению коэффициента восстановления терригенного коллектора, а увеличение полидадмаха (ВПК-402), многоатомного спирта (глицерина и др.) и хлористого калия соответственно более 15%, 30% и 10% неэффективно из-за их перерасхода без существенного повышения коэффициента восстановления терригенного коллектора. Замена ВПК-402 на FloquatFL4540 или FloquatFL4450 и глицерина на Т-92, триэтиленгликоль, пропиленгликоль и другие спирты также обеспечивает повышение коэффициента восстановления проницаемости терригенных коллекторов.

Дополнительно в раствор может быть введен карбонатный кольматант, содержание которого в составе раствора диктуется возможностью поглощения жидкости в коллекторах. Кольматант - вещество, используемое для закупоривания пор породы на стенках скважины. Кольматация стенок скважины производится для предотвращения фильтрации (поглощения) бурового раствора. Кроме того, применение кольматантов необходимо для утяжеления рабочего раствора, которым заполняют скважину, чтобы выровнять внутреннее давление.

Например, мраморная крошка, попадая с раствором в полость скважины, естественным образом закупоривает поры и микротрещины в породах на стенках скважины, снижая тем самым поглощение раствора. При отсутствии вероятности поглощений жидкости содержание карбонатного кольматанта может быть доведено до минимальных значений. Однако в случае необходимости поглощений жидкости ввод кольматанта обязателен.

В качестве карбонатного кольматанта может использоваться либо мел, либо мраморная крошка. В результате проведения дополнительных экспериментов были получены идентичные результаты при использовании в составе раствора как мела, так и мраморной крошки. Таким образом, введение кольматанта в состав раствора позволяет обеспечить достижение дополнительного технического результата, заключающегося в том, что предотвращается поглощение раствора и обеспечивается максимально качественное и эффективное вскрытие продуктивных пластов породы.

Таблица
Обратная проницаемость (исх.), мД Состав и тип рабочей жидкости Коэффициент восстановления и проницаемости, %
Известные из уровня техники растворы
38.79 Вода + 1% Крахмала (КРК) + 0,1% Биополимер (БП) 5
38.74 Вода + 1% КРК + 0,1% БП + 10% мел 12
37,45 Вода + 1% КРК + 0,1% БП + 10% мел + 10% глицерин 15
25.92 Вода + 1% КРК + 0,1% БП + 10% мел + 10% глицерин + + 0,1% сульфонол 25
Прототип
27.63 Вода + 6% глинопорошок + 7% ВПК 42
17,3 Вода + 6% глинопорошок + 10% ВПК 45
36,75 Вода + 6% глинопорошок + 15% ВПК 44
Предлагаемый раствор
34,51 Вода + 3% ВПК-402 + 1% глицерин + 1% KCl 48
38,92 Вода + 5% ВПК-402 + 3% глицерин + 3% KCl 73
6,25 Вода + 10% ВПК-402 + 20% глицерин + 6% KCl 78
64,23 Вода + 10% ВПК402 + 20% глицерин + 6% KCl + 10% мел 80
57,48 Вода + 15% ВПК-402+30% глицерин + 10% KCl 86
47,12 Вода + 10% FloquatFL4450+20% пропиленгликоль + 6% KCl 82
39,27 Вода + 10% FloquatFL4540 + 15% диэтиленгликоль + 6% KCl 79
34,09 Вода + 18% ВПК-402 + 40% глицерин + 12% KCl 84
10,17 Вода + 10% ВПК-402 + 20% триэтиленгликоль + 6% KCl 75
16,36 Вода + 10% ВПК-402 + 10% Т-92 + 6% KCl 80

1. Буровой раствор, включающий воду и полидадмах, отличающийся тем, что он дополнительно содержит многоатомный спирт и хлористый калий (KCl) при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Полидадмах 5-15
Многоатомный спирт 3-30
Хлористый калий 3-10
Вода остальное

2. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит карбонатный кольматант от 0 до 15 мас.%.

3. Буровой раствор по п.2, отличающийся тем, что в качестве карбонатного кольматанта используют или мел, или мраморную крошку.

4. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве многоатомного спирта используют или глицерин, или триэтиленгликоль, или пропиленгликоль, или Т-92.

5. Буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве полидадмаха используют или ВПК-402, или FloquatFL4540, или FloquatFL4450.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам восстановления ухудшенных при строительстве скважины естественных фильтрационных свойств коллектора.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение температуры горения, скорости горения и удельной теплоты сгорания твердотопливной кислотогенерирующей композиции при ее высокой стабильности горения в широком интервале давлений, повышение эффективности воздействия на скелет призабойной зоны пласта, сложенного как из карбонатных, так и терригенных пород, а также на силикатные загрязнения в призабойной зоне, снижение шлакообразования, способность композиции перерабатываться методом экструзии.
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области цементирования зон водопритока в скважинах. Способ цементирования зон водопритока скважин включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), установку открытого конца НКТ выше зоны водопритока.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта при добыче нефти и газа. Способ крепления призабойной зоны пласта включает введение в скважину водного раствора карбоксиметилцеллюлозы с опилками алюминия и измельченной сырой резиной при следующем соотношении компонентов: 1,5 мас.% карбоксиметилцеллюлозы, 14,5 мас.% опилок алюминия, 11,6 мас.% измельченной сырой резины, 69,2 мас.% воды.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение проникновения кислотного состава в трещины и поры пласта при снижении его обводняемости за счет гидрофобизации и предотвращения разрушения призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к неорганическим мелкодисперсным материалам, а именно к полым остеклованным микросферам на основе перлита, и может быть использовано при изготовлении микросфер из других кислых гидроалюмосиликатов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено в скважине, вскрывшей пласт с переслаиваемыми и неоднородными коллекторами. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к пенообразующим составам, и может быть использовано при освоении нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, вводимых в эксплуатацию как после бурения, так и после работ по капитальному ремонту, а также для выравнивания фронта вытеснения нефти при вторичных методах добычи нефти, в частности при нагнетании воды в нефтяной пласт. Задачей изобретения является разработка пеноообразующего состава, позволяющего увеличить устойчивость во времени и повысить механическую прочность пенной системы.

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Состав для предотвращения отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании включает, вес.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к реагентам эмульгаторам буровых растворов на углеводородной основе. Технический результат - обеспечение длительной электростабильности эмульгатора. Комплексный эмульгатор для инвертного эмульсионного раствора содержит, мас.%: таловое масло 30-40, этиленгликоль 10-20, эмульгатор ЭКС-ЭМ 20-40, негашеная известь 10-20. 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышенная ингибирующая способность к глинам, низкий показатель фильтрации, высокие солеустойчивость и термоустойчивость бурового раствора. Катионноингибирующий буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 6-8; полимер хлорида диаллилдиметиламмония (Полидадмах) 3-6; катионный сополимер акриламида 0,2-0,4; катионный сополимер акриламида 0,2-0,4; воду остальное. 6 табл.

Изобретение относится к процессу для закупоривания подземных формаций в добыче нефти и/или газа. Первый этап включает введение абсорбирующих воду частиц в содержащие жидкость и пористые горные породы. Указанными частицами будут набухающие в воде, сшивающие и растворимые в воде полимеры. Указанные частицы в содержащих воду горных породах в итоге препятствуют потоку жидкости через породные слои посредством абсорбции воды. При этом абсорбирующие частицы содержат суперабсорбирующий полимер с анионными и/или катионными свойствами и действием замедленного набухания. Набухание суперабсорбирующего полимера начинается не ранее чем спустя пять минут. Причем указанный полимер получен посредством по меньшей мере одного из четырех предложенных вариантов процесса. Техническим результатом является повышение эффективности закупоривания подземных формаций. 44 з.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь. Технический результат - повышение эффективности способа при разработке залежей с нефтями нормальной и высокой вязкости за счет создания области необходимой нефтенасыщенности, снижения расхода топлива на поддержание процесса горения, более полного использования окислителя и безопасности проведения процесса разработки залежи с неоднородными и трещиноватыми пластами, увеличение охвата зоны пласта процессом горения и вытеснения. В способе разработки нефтяной залежи, содержащей трудноизвлекаемые запасы нефти путем закачки в нагнетательные скважины оторочек окислителя и воды и отбор нефти посредством добывающих скважин, перед закачкой окислителя в пласт закачивают водный раствор средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотный раствор. Кроме того, закачку в пласт средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотного раствора производят попеременно циклами для получения необходимого объема оторочки. В случае прорыва газа в добывающие скважины производят изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта. Способ изготовления ультралегковесного кремнеземистого магнийсодержащего проппанта, включающий помол исходной шихты, состоящей из кварц-полевошпатного песка и серпентинита, формирование гранул, их обжиг при температуре, не превышающей 1200°С, и рассев, где в исходную шихту, измельченную до фракции 20 мкм и менее с содержанием фракции менее 5 мкм - 20-30 масс.%, фракции 5-20 мкм - 70-80 масс.%, вводят каолиновую вату с длиной волокон до 15 мкм при следующем соотношении компонентов, масс.%: серпентинит 1-5, каолиновая вата 0,05-2, кварц-полевошпатный песок остальное. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - повышение устойчивости к динамическим нагрузкам при насыпной плотности проппанта менее 1,3 г/см3. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - обеспечение высоких флоккулирующих и ингибирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии пластов с аномально высоким пластовым давлением и практически нулевой фильтрацией водной фазы. Инвертный эмульсионный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов содержит, мас.%: в качестве растворителя масло гидравлическое минеральное ВМГЗ 32,0-63,0; органофильный бентонит для создания структуры раствора 0,8-3,2; микрокальцит 3,9-8,0; ксантановая смола для регулирования реологических и фильтрационных свойств 0,2-0,8; эмульгатор ЭКС-ЭМ 2,3; водный раствор хлорида кальция 10%-ный в качестве стабилизатора эмульсии и ингибитора гидратации глинистых сланцев 15,3-16,0; негашеная известь 1,7, пеногаситель МАСС-200 0,5-0,8, барит 7,5-40,0. 1 табл.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным растворам для ограничения водопритока. Расширяющийся тампонажный раствор содержит жидкость затворения - воду, и основу, состоящую из портландцемента тампонажного, гидроксиэтилцеллюлозы, пластификатора FOX-8H, силиконового пеногасителя Sik, хлорида кальция и расширяющей добавки - продукта совместного помола гипса, негашеной извести, порошка магнезитового каустического и глиноземистого цемента среднего химического состава, мас.%: СаО - 42-47; MgO - 11…13; СаSО4 - 23-28; mСаО·nАl2О3 - 14-17; Fе2О3 - 0-0,5; прочие примеси - 0-4,5 при следующем соотношении используемых ингредиентов, мас.%: портландцемент тампонажный - 91,6-94,2; гидроксиэтилцеллюлоза - 0,1-0,25; пластификатор FOX-8H - 0,05-0,1; силиконовый пеногаситель Sik - 0,1-0,23; хлорид кальция - 2,3-3,1; расширяющая добавка - 3,0-5,0. Содержание воды в растворе обеспечивает водосмесевое соотношение с основой 0,46-0,64. Техническим результатом является повышение изоляционной способности цементного камня, получаемого из предлагаемого тампонажного раствора за счет улучшенных показателей основных технологических свойств цементного раствора-камня - высокой растекаемости, низкой фильтрации, повышенной расширяющей способности, высокой ранней прочности при широком диапазоне плотностей тампонажного раствора. 2 табл.
Изобретение относится к технологиям подземной газификации угольных пластов посредством преобразования угля на месте его залегания в горючий газ, который в качестве топлива может использоваться в энергоустановках разного типа. Способ включает бурение дутьевой и газоотводящей скважин, установку колонн труб, соединение скважин по угольному пласту гидроразрывом, заполнение образованного канала катализатором, осуществление розжига угольного пласта с нагревом его до температур 300-500 °С, подачу в канал перегретого водяного пара той же температуры, отвод через газоотводящую скважину горючего газа. При этом операции гидроразрыва и заполнения канала катализатором совмещают посредством использования в качестве материала проппанта катализатора на базе оксидов железа. Технический результат заключается в ускоренном процессе газификации угля в недрах земли при одновременном снижении стоимости получаемого горючего газа. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к эмульгаторам для буровых растворов. Предложено полиамидное соединение формулы (А), где a является целым числом от 1-5, b и c являются каждый независимо выбранными из целых чисел от 0 до 10, при условии, что b и c не могут оба быть 0 одновременно, d является целым числом от 0 до 10, е является целым числом от 1-5, Y выбирают из H, X, -C(O)R1 или -C(O)R2 и Z выбирают из -C(O)R1 или X, где R1 и R2 являются линейными или разветвленными, насыщенными или ненасыщенными гидрокарбильными группами, имеющими от 7 до 30 атомов углерода, и X является карбонильной группой, полученной из карбоновой кислоты. Предложены также способ получения указанного соединения, его применение в качестве эмульгатора в составе бурового раствора и соответствующий состав бурового раствора. Технический результат - предложенное соединение является эффективным эмульгатором при высокотемпературных условиях и высоком давлении, что позволяет снизить требуемые количества эмульгатора и стоимость системы. 4 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 ил., 6 табл., 11 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением. В способе разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающем заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, вначале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида-ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, мас. %: гидролизованный ПАА 0,01-0,30, ацетат хрома 0,1-0,6, кальцинированная сода 0,05-0,1, соотношение в смеси модифицированного бентонитового порошка и кварцевого песка. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородных и заводненных пластов на поздней стадии разработки, снижение обводненности продукции. 1 пр., 1 ил.
Наверх