Гидрофобный кислотно-мицеллярный состав для глушения, освоения и вторичного вскрытия продуктивных пластов, пробуренных с использованием буровых растворов на неводной основе


 


Владельцы патента RU 2540742:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") (RU)

Изобретение относится к области строительства скважин и нефтедобычи, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта, представленного терригенным водочувствительным коллектором, и может быть использовано в качестве жидкости глушения, освоения и вторичного вскрытия, в качестве состава, раскольматирующего фильтрационную корку буровых растворов на неводной основе. Технический результат - повышение степени удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного пласта скважин после использования буровых растворов на неводной основе, восстановление природных коллекторских свойств терригенных водочувствительных коллекторов на этапах освоения, глушения и вторичного вскрытия скважин, пробуренных с использованием буровых растворов на неводной основе. Гидрофобный кислотно-мицеллярный состав для глушения, освоения и вторичного вскрытия продуктивных пластов, пробуренных с использованием буровых растворов на неводной основе, включает водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ с гидрофильно-липофильным балансом ГЛБ не менее 12, флотореагент-оксаль, 5-20 мас.%-ный раствор сульфаминовой кислоты в этиленгликоле или 5-20 мас.%-ный раствор муравьиной кислоты в этиленгликоле, или их смесь в объемном соотношении 1:1-1:2 соответственно при следующем соотношении ингредиентов, об.%: указанный раствор кислоты или указанная смесь растворов кислот 40-55; указанное НПАВ 2-5; флотореагент-оксаль остальное. 3 з.п. ф-лы, 3 табл.

 

Изобретение относится к области строительства скважин и нефтедобычи, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта, представленного терригенным водочувствительным коллектором, и может быть использовано в качестве жидкости глушения, освоения и вторичного вскрытия, в качестве состава, раскольматирующего фильтрационную корку буровых растворов на неводной основе.

Первичное вскрытие продуктивных пластов с использованием буровых растворов на неводной основе позволяет максимально сохранять коллекторские свойства продуктивных пластов на этапе заканчивания скважин бурением. Использование на этапах освоения, глушения и вторичного вскрытия скважин водных систем, не совместимых с растворами на неводной основе, сводит на нет преимущества последних с точки зрения сохранения фильтрационных свойств пласта.

Так, по результатам работ большинства отечественных и зарубежных исследователей, последовательное проникновение в коллектор не совместимых между собой технологических жидкостей и их фильтратов приводит к образованию в призабойной зоне пласта высоковязких эмульсионных пробок, значительно снижающих фильтрационные свойства коллектора. Следовательно, при выборе типа и компонентного состава закачиваемой в скважину жидкости необходимо учитывать тип жидкости, закаченной на предыдущем этапе работ.

На этапе первичного вскрытия целенаправленно создается флюидо-непроницаемый кольматационный экран, представленный фильтрационной коркой бурового раствора. Фильтрационная корка растворов на неводной основе, в частности инвертно-эмульсионных буровых растворов (далее - ИЭР), представляет собой высококонцентрированную эмульсионно-дисперсную систему, имеющую гелеобразную структуру повышенной вязкости и прочности. На поверхности и внутри фильтрационной корки сконцентрированы следующие виды примесей: капли дисперсной фазы эмульсии, покрытые гидрофобной оболочкой; эмульгаторы-стабилизаторы системы; мелкодисперсные глинистые частицы; частицы кислоторастворимого кольматанта и утяжелителя; частицы выбуренного шлама.

Использование на стадии освоения скважин технологических составов, деструктурирующих фильтрационную корку буровых растворов, позволяет удалять кольматационные образования из околоскважинной зоны и восстанавливать естественные коллекторские свойства продуктивных пластов. Наиболее актуально использование деструктурирующих технологических составов при заканчивании скважины методом открытого забоя.

Наличие в коллекторах водочувствительных терригенных пород, представленных легко набухающими и/или диспергирующими глинами, накладывает свои ограничения на использование технологических составов на водной основе. Закачка водных систем в такие пласты практически мгновенно инициирует процесс гидратации глинистых пород, приводящий к закупорке пор пласта в результате диспергирования или набухания, и, как следствие, к значительному снижению фильтрационно-емкостных свойств коллектора.

На основании анализа научно-технической литературы и опыта работы с использованием буровых растворов на неводной основе можно выделить следующие требования к технологическому составу, деструктурирующему фильтрационную корку раствора и рекомендуемого к использованию в водочуствительных терригенных коллекторах.

Состав должен:

- не изменять гидрофобный характер призабойной зоны пласта (далее - ПЗП) (исключать непосредственное воздействие водной фазы на глинистые породы);

- разжижать гелеобразную структуру фильтрационной корки бурового раствора;

- растворять используемые в рецептуре бурового раствора кислоторастворимые кольматанты;

- обладать растворяющим действием в отношении органических коллоидов (высокомолекулярных органических соединений, в т.ч. асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО);

- обладать высокой проникающей способностью в ПЗП через фильтровальную корку раствора;

- иметь плотность, обеспечивающую создание соответствующего противодавления на забой скважины;

- обладать низкой вязкостью, обеспечивающей легкое прокачивание жидкости насосами;

- обладать деэмульгирующими свойствами, исключающими образование высоковязких эмульсий с пластовыми водами;

- иметь минимально короткое время разрушения фильтрационной корки раствора в статическом режиме в пластовых условиях;

- легко извлекаться из пласта потоком нефти.

Известна жидкость для освоения на основе инвертной эмульсии и метод ее использования [патент США №2010190664]. Жидкость предназначена для очистки скважины, пробуренной на инвертно-эмульсионном буровом растворе. Предлагаемый в указанном изобретении метод включает закачку в скважину деструктурирующей жидкости, которая включает гидрофильную внутреннюю фазу и олеофильную внешнюю фазу, при этом гидрофильная фаза включает растворимый в воде полярный органический растворитель, гидролизный эфир карбоновой кислоты, утяжелитель; а олеофильная внешняя фаза включает олеофильную жидкость и эмульгатор. При этом гидролизный эфир выбран таким образом, чтобы гидролиз органической кислоты, протекающий в инвертной эмульсии, разрушал фильтрационную корку, образованную инвертно-эмульсионным буровым раствором.

Известная жидкость характеризуется совместимостью с буровыми растворами на неводной основе, однако протекающий в системе гидролиз приводит к высвобождению водной фазы и к непосредственному контакту воды с породой, что ограничивает использование данного изобретения для терригенных водочувствительных коллекторов.

Также известна жидкость для глушения скважин, включающая, об.%: полигликоли - 5-35, флотореагент-оксаль - 45-65, алифатический спирт - 15-20, вода - остальное. В качестве алифатического спирта указанная жидкость для глушения скважин содержит этиловый, либо изопропиловый, либо бутиловый спирт [патент РФ №2260112].

Известен также состав для обработки призабойной зоны пласта, представленного терригенным заглинизированным коллектором, содержащий, мас.%: соляную кислоту 10-17, плавиковую кислоту 1,5-5, органический растворитель 23-35, воду - остальное. Причем в качестве органического растворителя используют флотореагент марок Т-66, Т-80 [патент РФ №2058362]. Указанные известные жидкости, ввиду наличия в их составе воды, также не рекомендуется закачивать в водочуствительные коллекторы с целью предотвращения процесса набухания глинистого цемента пород.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является жидкость для глушения и перфорации скважин, включающая, об.%: поверхностно-активное вещество - гидрофобизатор марок ИВВ-1, ГИПХ-6Б, СНПХ-ПКД-515 или Синол-КАм 1-2, Флотореагент-Оксаль - остальное до 100% [патент РФ №2333233]. Вследствие отсутствия в известном составе воды, известная жидкость оказывает минимальное негативное воздействие на призабойную зону пласта, способствует ингибированию процесса гидратации глин в коллекторе и, как следствие, не оказывает существенного уменьшения размера пор. Использование этой жидкости способствует эффективной разблокировке ПЗП от воздействий предыдущих технологических жидкостей и пластовой воды, а также облегченному (при меньшей депрессии в минимальные сроки) последующему вызову притока нефти и/или газа при освоении скважины. Данная жидкость может быть рекомендована для использования в водочувствительных терригенных коллекторах.

Однако она не обладает достаточным раскольматирующим действием по отношению к фильтрационной корке буровых растворов на неводной основе, а также не может использоваться в продуктивных пластах, где по правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности плотность закачиваемых технологических жидкостей должна превышать 1120 кг/м3 (предельная плотность заявляемой жидкости).

Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение степени удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного пласта скважин после использования буровых растворов на неводной основе и, как следствие, восстановление природных коллекторских свойств терригенных водочуствительных коллекторов на этапах освоения, глушения и вторичного вскрытия скважин, пробуренных с использованием буровых растворов на неводной основе.

Дополнительным техническим результатом является обеспечение возможности регулирования плотности гидрофобного кислотно-мицеллярного состава с целью его использования в условиях аномально высокого пластового давления (АВПД).

Указанный технический результат достигается предлагаемым гидрофобным кислотно-мицеллярным составом для глушения, освоения и вторичного вскрытия продуктивных пластов, пробуренных с использованием буровых растворов на неводной основе, включающим поверхностно-активное вещество, флотореагент-оксаль, при этом новым является то, что он дополнительно содержит 5-20 мас.%-ный раствор сульфаминовой кислоты в этиленгликоле, или 5-20 мас.%-ный раствор муравьиной кислоты в этиленгликоле, или их смесь, в качестве поверхностно-активного вещества - водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ с гидрофильно-липофильным балансом ГЛБ не менее 12, при следующем соотношении ингредиентов, об.%:

указанный раствор сульфаминовой кислоты в этиленгликоле,
или указанный раствор муравьиной кислоты в этиленгликоле,
или их смесь в объемном соотношении 1:1-1:2 соответственно 40-55
НПАВ с ГЛБ не менее 12 2-5
флотореагент-оксаль остальное

Он дополнительно содержит утяжелитель в количестве до 13,8 об.%.

В качестве утяжелителя он содержит цинк хлористый технический.

В качестве флотореагента-оксаля состав содержит реагенты марок Т-80, или Т-92, или Т-94.

Достигаемый технический результат обеспечивается за счет следующего.

Благодаря синергетическому эффекту комплекса используемых в предлагаемом составе компонентов состав эффективно диспергирует и разупрочняет фильтрационную корку бурового раствора на неводной основе, солюбилизирует углеводородную основу раствора, растворяет карбонатную твердую фазу, тем самым полностью удаляя кольматирующие образования из призабойной зоны пласта.

При этом, вследствие отсутствия в рецептуре водной фазы, состав не нарушает гидрофобный характер смачивания ПЗП и рекомендуется к использованию в водочувствительных терригенных коллекторах.

Используемый для приготовления растворов кислот этиленгликоль выступает как безводный полярный растворитель одновременно для кислоты и для утяжелителя - хлорида цинка. Использование НПАВ с ГЛБ не менее 12, выступающее инвентором эмульсии второго рода, способствует дезинтегрированию блокирующей эмульсии, обеспечивает доступ кислоты из раствора к гидрофобизированной карбонатной твердой фазе, а также приводит к усилению диспергирующего эффекта состава.

Предлагаемый состав был испытан в лабораторных условиях. Для его приготовления в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

- флотореагент-оксаль, ТУ 2452-029-05766801-94, марки Т-80, Т-92, Т-94;

- этиленгликоль, ГОСТ 19710-83;

- цинк хлористый технический, ГОСТ 7345-78;

- сульфаминовая кислота техническая (адмидосульфоновая кислота, моноамид серной кислоты, амидосерная кислота), ТУ 2121-278-00204197-2001;

- муравьиная кислота 99%, ГОСТ 5848-73;

- неионогенное ПАВ:

- неонол марок АФ9-10 с ГЛБ 13,4; АФ9-12 ГЛБ 14,0; ТУ 2483-077-05766801-98;

- реверсмол марки B с ГЛБ 14,0, ТУ 2458-0102-38892610-2012,

- Синтанол АЛМ-10 с ГЛБ 13,5, ТУ 2483-003-71150986-2006,

- Lumorol 4357 с ГЛБ 12-13, по импорту.

Пример приготовления гидрофобного кислотно-мицеллярного состава в лабораторных условиях.

В 480 см3 этиленгликоля при перемешивании растворяли 42,5 г сульфаминовой кислоты. Получался раствор 8,8%-ной концентрации.

После полного растворения добавляли 450 см флотореагента-оксаль марки Т-80, на последнем этапе добавляли 50 см3 НПАВ - Реверсмола марки В. Смесь перемешивали в течение не менее 30 мин. Получили состав следующего содержания, об.%: Получили состав следующего содержания, об.%: 8,8 мас.%-ный раствор сульфаминовой кислоты в этиленгликоле - 50; НПАВ Реверсмол - 5; флотореагент Т-80-45.

Таким же образом готовили предлагаемый гидрофобный кислотно-мицеллярный состав с другим компонентным содержанием.

В процессе лабораторных исследований устанавливали следующие свойства составов согласно предлагаемому и известному по прототипу изобретениям:

- плотность, г/см3;

- растворяющую способность состава по отношению к гидрофобизированному карбонату кальция, %;

- потерю веса фильтрационной корки бурового раствора на неводной основе после воздействия составов, %;

- коэффициент восстановления проницаемости керновых моделей.

Содержание компонентов в кислотно-мицеллярных составах представлено в таблице 1.

Данные о свойствах этих составов, полученные в ходе исследований, приведены в таблицах 2 и 3.

В качестве бурового раствора на неводной основе использованы 2 типа инвертно-эмульсионных буровых растворов (ИЭР), а именно:

- ИЭР №1 имеет следующий состав, об%: дисперсионная среда буровых растворов и технологических жидкостей - Эколайт (ТУ 2458-012-38892610-2012) - 50; эмульгатор обратных эмульсий Домультал (ТУ 2458-014-7146133-2004) - 2; стабилизатор-структурообразователь Инжель (ТУ 2458-002-38892610-2012) - 3; органобентонит - 1; карбонат кальция - 0,8; раствор хлорида кальция плотностью 1,38 г/см3 - 42.

- ИЭР №2 имеет следующий состав, об.%: дизельное топливо - 25, низковязкая нефть - 25, эмульгатор обратных эмульсий - Эмульверт (ТУ 2458-002-38892610-2012) - 3, органобентонит - 0,8, кислоторастворимый кольматант ККУ-М марки МК-5 (ТУ 5716-008-40912231-2003) - 1; раствор хлорида кальция плотностью 1,38 г/см3 - 45,2.

Растворяющую способность состава по отношению к гидрофобизированному карбонату кальция оценивали по следующей методике. К 2 г доведенного до постоянного веса карбоната кальция добавляли 10 мл ИЭР, выдерживали в течение 3 часов с целью гидрофобизации поверхности частичек карбоната кальция, после этого приливали 100 мл исследуемого кислотно-мицеллярного состава, выдерживали в течение 15 часов. После этого остаток нерастворившегося карбоната кальция количественно переносили на фильтр, высушивали до постоянного веса при T=105°C, взвешивали и определяли количество растворившегося вещества.

Оценку эффективности разрушающего действия гидрофобного мицеллярного состава по отношению к фильтрационной корке буровых растворов на неводной основе проводили по следующей методике.

При перепаде давления 0,7 МПа в течение 0,5 часа на фильтр-прессе фирмы OFITE создавали фильтрационную корку ИЭР, затем через сформированную корку при перепаде давления 0,7 МПа в течение 0,5 часа фильтровали кислотно-мицеллярный состав различного компонентного состава. После окончания фильтрации замеряли объем фильтрата, прошедшего через фильтрационную корку ИЭР. Дополнительно определяли потерю веса фильтрационной корки (до и после воздействия деструктурирующих составов), для чего фильтр с коркой подвергали воздействию составов в течение 5 часов, после этого фильтры с оставшейся неразрушенной фильтрационной коркой извлекали из составов, сушили на воздухе в течение 24 часов и взвешивали. По скорости фильтрации составов и потере веса фильтрационной корки определяли эффективность раскольматации фильтрационной корки.

Влияние гидрофобного мицеллярного состава по предлагаемому изобретению и известного состава на восстановление проницаемости керновых моделей изучали по следующей методике. На установке AFS-300 определяли коэффициент проницаемости (Кпр) - Kпр1 по керосину для составной модели пласта (СМП) в направлении «пласт-скважина» с регистрацией расхода и давления. Осуществляли циркуляцию бурового раствора (ИЭР №2) вдоль крайнего торца СМП в направлении «скважина-пласт» до момента установления динамического равновесия, но не менее 6 часов. Затем проводили фильтрацию исследуемого состава (без циркуляции) в направлении «скважина-пласт». Всего закачивали 3 поровых объема состава, после этого оставляли модель на реакцию на 3 часа. После окончания реакции повторно определяли Кпрпр2 по керосину в направлении «пласт-скважина» при различных подачах раствора. На основании результатов исследований рассчитывали коэффициент восстановления по модели - отношение Kпр2/Kпр1. В исследовании использовались керны тульских терригенных отложений проницаемостью 150 мДс.

Данные по растворяющей способности кислотно-мицеллярного состава, представленные в таблице 2, свидетельствуют, что предлагаемый гидрофобный кислотно-мицеллярный состав эффективно растворяет карбонат кальция в среде буровых растворов на неводной основе. Для обеспечения требуемой степени растворения присутствующего в составе бурового раствора кислоторастворимого кольматанта концентрация в составе кислотного реагента должна быть не менее 40 об.%, повышение концентрации кислотного реагента свыше 55 об.% не приводит к существенному улучшению технологического результата, между тем значительно повышаются экономические затраты.

По результатам исследований установлено, что введение в состав НПАВ с ГЛБ не менее 12 значительно усиливает отмывающий и диспергирующий эффект гидрофобного состава, о чем свидетельствует увеличение показателя фильтрации деструктурирующих составов с НПАВ через фильтрационную корку ИЭР и данные по потере веса фильтрационной корки. При этом усиление эффекта отмечается при минимальной концентрации НПАВ - 2 об.% (таблица 2). Превышение концентрации НПАВ свыше 5 об.% не целесообразно, так как при данной концентрации и выше рост отмывающей активности составов затухает.

Исследования показали, что предлагаемый состав имеет следующие преимущества перед прототипом:

- возможность использования при градиентах пластового давления в 1,27 раза выше по сравнению с прототипом, и, как следствие, расширение области применения состава;

- растворяющая способность по отношению к фильтрационной корке ИЭР выше на 20,3-36,6%;

- замедление проникающей способности состава в продуктивный пласт в 3-4,5 раза, и, как следствие, предотвращение полного ухода состава в пласт во время операций по замещению;

- растворяющая способность по отношению к гидрофобизированному карбонату кальция выше на 52-62%, что обеспечивает более высокую эффективность по разрушению кольматационного экрана, сформированного на этапе первичного вскрытия;

- коэффициент восстановления проницаемости околоскважинной зоны терригенных коллекторов, загрязненной ИЭР, после воздействия состава в 1,54 раза выше по сравнению с прототипом.

Данные по коэффициенту восстановления проницаемости модели терригенного коллектора, приведенные в таблице 3, показывают, что использование предлагаемого гидрофобного кислотно-мицеллярного состава позволяет практически полностью восстанавливать исходную проницаемость пористой среды, закольматированной буровым раствором на неводной основе, при этом исключается набухание, и, как следствие, вторичная кольматация терригенных коллекторов.

Заявленный гидрофобный кислотно-мицеллярный состав является универсальной многоцелевой жидкостью и может быть использован в качестве жидкости глушения, освоения и вторичного вскрытия терригенных водочувствительных коллекторов, а также в качестве состава, раскольматирующего фильтрационную корку буровых растворов на неводной основе.

Гидрофобный кислотно-мицеллярный состав рекомендуется к использованию в следующих случаях:

- установка состава в интервал продуктивного пласта после бурения с использованием буровых растворов на неводной основе при заканчивании скважин методом открытого забоя (перед спуском хвостовика-фильтра) с целью очистки ПЗП в терригенных водочувствительных коллекторах, а также в карбонатных коллекторах, где не предусмотрена кислотная обработка (с целью предотвращения возникновения водной блокады нефтенасыщенной части пласта);

- консервация и глушение скважин, коллекторы которых представлены терригенными пластами, с целью сохранения проницаемости ПЗП (сохранение гидрофобного характера смачиваемости пор коллектора);

- консервация и глушение скважин, пробуренных на депрессии;

- использование в качестве жидкости вторичного вскрытия в терригенных коллекторах с целью предотвращения набухания пород и, как следствие, снижения их проницаемости.

Технология освоения скважины с использованием предлагаемого гидрофобного мицеллярного состава заключается в следующем:

- подготовка ствола скважины к освоению: спуск бурового инструмента, промывка ствола скважины циркуляцией бурового раствора с целью очистки ствола от выбуренного шлама;

- этап освоения скважины: спуск насосно-компрессорных труб, закачка гидрофобного кислотно-мицеллярного состава в интервал продуктивного пласта, выдержка состава для прохождения реакции раскольматации в течение не менее 3 часов, вызов притока снижением уровня жидкости в стволе скважины (свабированием или компрессированием).

Плотность закачиваемого в скважину гидрофобного кислотно-мицеллярного состава и требуемое количество утяжелителя рассчитываются исходя из реальных пластовых давлений в интервале продуктивного пласта с целью предупреждения нефтегазоводопроявлений.

Использование гидрофобного кислотно-мицеллярного состава для глушения, освоения и вторичного вскрытия продуктивных пластов, пробуренных с использованием буровых растворов на неводной основе, полученного согласно предлагаемому изобретению, обеспечивает по сравнению с составом, приготовленным согласно известному изобретению:

- повышение эффективности разрушения фильтрационного экрана, сформированного на этапе первичного вскрытия продуктивного пласта с использованием растворов на неводной основе, тем самым повышение эффективности восстановления проницаемости ПЗП на этапах освоения, глушения, вторичного вскрытия пластов, пробуренных с использованием буровых растворов на неводной основе;

- возможность регулирования плотности состава с целью его использования для глушения и вторичного вскрытия скважин в условиях АВПД;

- исключение процесса вторичного осадкообразования и формирования эмульсионных пробок в ПЗП при смешивании с пластовой водой и нефтью;

- возможность растворения кислоторастворимых кольматантов, используемых в рецептурах буровых растворов на неводной основе;

- повышение растворяющего действия в отношении органических коллоидов (высокомолекулярных органических соединений, в т.ч. АСПО);

- минимально короткое время разрушения фильтрационной корки растворов на неводной основе в статическом режиме в пластовых условиях.

Таблица 1
Компонентное содержание гидрофобного кислотно-мицеллярного состава
№ п/п Содержание компонентов, об%
P-p сульфаминовой к-ты в этилен-гликоле P-p муравьиной к-ты в этилен-гликоле Смесь растворов кислот НПАВ Флотореагент-оксаль Утяжелитель ZnCl2
1 50 - - 5 45 -
2 50 - - 3 43,6 3,4
3 - 55 - 5 40 -
4 - 40 - 4 45 11
5 40 - - 2 58 -
6 - 55 - 2 43 -
7 - - 40 3 57 -
8 - - 50 4 41 5
9 97 - - 3 - -
10 45 3 (НПАВ с ГЛБ <12) 52
11 - - - 2 98 -
Примечание:
1. В опытах: 1, 5, 9 - конц. р-ров кислот 5 мас.%; в опытах 2-10 мас.%; в опыте 6-15 мас.%; в опытах 3,4-20 мас.%.
2. В опытах: 7 - конц. р-ра сульфаминовой к-ты 5%, муравьиной - 15% при их массовом соотношении 1:1, соответственно; в опыте 8 - при их массовом соотношении 1:2, соответственно.
3. В опытах: 5, 6 - в качестве НПАВ используют Неонол АФ9-10; в опытах 2, 4 - Неонол АФ9-12; в опытах 1, 3, 8 - Реверсмол марки В; в опыте 5 - Lumorol 4357, в опыте 7 - Синтанол АЛМ-10.
4. В опытах 1-3 используют флотореагент-оксаль марки Т-80; в опытах 4-7 - марки Т-92; в опыте 8 - марки Т-94.
5. В опыте 10 в качестве НПАВ с ГЛБ менее 12 используют Неонол АФ9-4.
6. В опыте 11 в качестве ПАВ используют комплексный ПАВ СНПХ-ПКД-515.
Таблица 2
Растворяющая способность гидрофобного кислотно-мицеллярного состава
№ состава плотность состава, г/см3 Растворимость гидрофоб. CaCO3, % Потеря веса фильтрац. корки ИЭР, % Показатель фильтрации состава через фильтрац. корку ИЭР, см3
ИЭР №1 ИЭР №2 ИЭР №1 ИЭР №2
1 1,10 55,0 97,0 95,3 20,2 21,4
2 1,19 56,0 83,5 84,7 16,5 17,2
3 1,11 59,0 89,1 90,8 20,8 18,3
4 1,38 52,0 80,5 82,1 15,5 16,0
5 1,10 54,5 85,2 83,9 14,0 15,8
6 1,11 62,0 90,9 88,4 14,5 15,0
7 1,10 53,5 82,3 83,2 17,0 18,2
8 1,22 61,4 85,8 81,4 19,0 18,8
9 1,10 98,0 62,7 63,3 2,5 2,3
10 1,10 52,2 72,5 71,2 2,0 2,7
11 1,09 0 60,4 61,1 60 56
Таблица 3
Коэффициент восстановления проницаемости модели терригенного коллектора после использования гидрофобного кислотно-мицеллярного состава
№ образца модели Vпор, см3 L, см D, см Kпр1 10-3 мкм2 Кпр2 10-3 мкм2 Кпр2пр1
ИЭР №2
1 3,70 2,39 2,62 160,6 51,45 0,32
2 2,99 2,42 2,60 136,2 133,2 0,98
3 3,05 3,20 2,55 128,9 128,9 1,00
4 2,95 2,98 2,62 120,5 120,5 1,00
ИЭР №2, последующая выдержка в составе №1 (табл.1)
1 3,72 2,90 2,63 188,38 162,75 0,86
2 2,88 3,00 2,58 182,51 178,11 0,98
3 3,17 3,19 2,55 178,80 176,83 0,99
4 2,93 2,96 2,54 167,20 167,20 1,00
ИЭР №2, последующая выдержка в составе №11 (табл.1)
1 3,98 3,31 2,63 245,26 137,69 0,56
2 4,24 3,37 2,62 223,66 216,6 0,97
3 3,43 2,96 2,58 197,11 193,17 0,98
4 3,12 2,74 2,62 163,15 163,15 0,97

1. Гидрофобный кислотно-мицеллярный состав для глушения, освоения и вторичного вскрытия продуктивных пластов, пробуренных с использованием буровых растворов на неводной основе, включающий поверхностно-активное вещество, флотореагент-оксаль, отличающийся тем, что он дополнительно содержит 5-20 мас.%-ный раствор сульфаминовой кислоты в этиленгликоле или 5-20 мас.%-ный раствор муравьиной кислоты в этиленгликоле, или их смесь, в качестве поверхностно-активного вещества - водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ с гидрофильно-липофильным балансом ГЛБ не менее 12 при следующем соотношении ингредиентов, об.%:

указанный раствор сульфаминовой кислоты в этиленгликоле
или указанный раствор муравьиной кислоты в этиленгликоле,
или их смесь в объемном соотношении 1:1-1:2 соответственно 40-55
НПАВ с ГЛБ не менее 12 2-5
флотореагент-оксаль остальное

2. Гидрофобный кислотно-мицеллярный состав по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит утяжелитель в количестве до 13,8 об.%.

3. Гидрофобный кислотно-мицеллярный состав по п.2, отличающийся тем, что в качестве утяжелителя он содержит цинк хлористый технический.

4. Гидрофобный кислотно-мицеллярный состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве флотореагента-оксаля состав содержит реагенты марок Т-80 или Т-92, или Т-94.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с высокопроницаемым коллектором. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфорированного патрубка.
Изобретение относится к расклинивающему наполнителю и его использованию при гидроразрыве для добычи нефти и газа. Сверхлегкий расклинивающий наполнитель приготовлен из смеси сырьевых материалов, содержащей фарфоровую глину, гончарную глину и каолин и/или кремнистую глину, где содержание, вес.%: фарфоровой глины 5-85, каолина и/или кремнистой глины 5-85, гончарной глины 5-30.

Настоящее изобретение направлено на создание композиции для прочистки пласта при нефтедобыче. Композиция для прочистки пласта при нефтедобыче содержит расширяющиеся полимерные частицы, имеющие анионные участки, и сшитые лабильными сшивающими агентами и стабильными сшивающими агентами, где указанные частицы объединены с жидкостью и катионным сшивающим агентом, способным дополнительно сшивать частицы при деградации лабильного сшивающего агента с образованием геля, в которой указанный анионный участок выбран из группы, состоящей из полимеризующихся карбоновых кислот и их натриевых, калиевых и аммонийных солей, а указанным катионным сшивающим агентом является, по крайней мере, один агент, выбранный из группы, состоящей из Cr3+ Fe3+ Al3+, Ti4+ Sn4+, Zr4+ или их солей, их комплексов или наночастиц, содержащих их, хелатированных катионов указанных металлов или полиэтиленимина (ПЭИ).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Технический результат - повышение коэффициента вытеснения и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.
Изобретение относится к области добычи нефти и газа, а именно к составам для ограничения водопритоков и выравнивания профилей приемистости и глушения нефтегазодобывающей скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов с вязкой нефтью.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - получение бурового раствора, обладающего низкими показателями величины статического напряжения сдвига и водоотдачи, высокими значениями вязкости и солестойкости, высокой термо- и ферментативной устойчивостью при одновременной доступной и экономически рентабельной технологией приготовления.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разрушения глинистых частиц, находящихся в поровом пространстве низкопроницаемого заглинизированного терригенного пласта.

Изобретение относится к способу сохранения разобщения пластов в подземной скважине, в которой ствол скважины пересекает один или большее число пластов, содержащих углеводороды, включающему: (i) накачивание цементного раствора, содержащего термопластичные блок-сополимерные частицы, в скважину, причем блок-сополимер имеет структуру (A-b-B-b-A), где A представляет собой стеклообразный или полукристаллический блок, а B является эластомерным блоком; и (ii) предоставление цементному раствору возможность затвердеть, чтобы сформировать цементное кольцо.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат - повышение эффективности и технологичности удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования технологической жидкости, содержащей высокомолекулярные соединения и кольматанты. В способе производят закачку в скважину кислотного технологического состава, выдержку его на реакции с последующим удалением из пласта продуктов реакции. До закачки в скважину кислотного технологического состава после последнего спуска бурового инструмента для промывки ствола скважины перед освоением в буровой раствор, содержащий высокомолекулярные соединения и кольматант, используемый для вскрытия и промывки продуктивного пласта, по циркуляции вводят смесь неионогенного поверхностно-активного вещества с сульфаминовой кислотой при массовом соотношении 0,003-0,005:1 в количестве 1-3 мас.%. Затем после последнего подъема бурового инструмента из скважины и спуска насосно-компрессорных труб осуществляют замещение указанного бурового раствора на кислотный технологический состав и выдерживают последний на реакции не менее четырех часов. В качестве кислотного технологического состава используют состав, содержащий, мас.%: перекисное соединение 0,5-3,0; сульфаминовую кислоту 5,0-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество 0,005-0,02; минерализованную воду остальное. Плотность указанного технологического состава равна плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличается от него не более чем на 10%. 6 з.п. ф-лы, 4 табл., 2 пр.

Настоящее изобретение относится к фенолоальдегидной смоле, поперечно-сшитой по мета-положениям, в которой поперечные связи в мета-положениях являются органическими поперечными связями, образованными переходным металлом и органическими фрагментами, присоединенными к переходному металлу через по меньшей мере четыре промежуточных атома кислорода, или поперечные связи в мета-положениях являются неорганическими связями, включающими концевые участки, содержащие редкоземельный элемент, и ядро, содержащее по меньшей мере один переходный металл, причем каждый концевой участок, содержащий редкоземельный элемент, связан с ядром, содержащим переходный металл, посредством одного или более атомов О, N или S. Также описан способ получения указанной выше фенолоальдегидной смолы, поперечно-сшитой по мета-положениям, включающий комбинирование сшивающего по мета-положениям агента, содержащего переходный металл, или одного или более соединений-источников, способных реагировать с образованием такого сшивающего агента, содержащего переходный металл, с фенолоальдегидной смолой, активированной по мета-положениям путем комбинирования фенолоальдегидной смолы с активатором мета-положений, содержащим по меньшей мере один редкоземельный элемент в комбинации с по меньшей мере одним элементом из О, N и S, или с активатором мета-положений, способным заменять метиленовые связи в фенолоальдегидной смоле на аминовые связи, и имеющей степень неполного сшивания в орто- и пара-положениях, равную по меньшей мере 2%, причем сшивающий агент, содержащий переходный металл, представляет собой органическое соединение, образованное переходным металлом и органическими фрагментами, присоединенными к переходному металлу через по меньшей мере четыре промежуточных атома кислорода, или представляет собой неорганическое соединение, включающее концевые участки, содержащие редкоземельный элемент, и ядро, содержащее по меньшей мере один переходный металл, причем каждый концевой участок, содержащий редкоземельный элемент, связан с ядром, содержащим переходный металл, посредством одного или более атомов О, N или S. Описан расклинивающий наполнитель с покрытием из смолы, включающий частицы субстрата расклинивающего наполнителя, покрытые указанной выше фенолоальдегидной смолой, сшитой по мета-положениям. Описан материал для получения расклинивающего наполнителя, содержащий остаток, полученный нагреванием при температуре от 400°C до 600°C указанной выше фенолоальдегидной смолы, сшитой по мета-положениям, полученной путем формирования в мета-положениях неорганических поперечных связей, включающих концевые участки, содержащие редкоземельный элемент, и ядро, содержащее по меньшей мере один переходный металл, причем каждый концевой участок, содержащий редкоземельный элемент, связан с ядром, содержащим переходный металл, посредством одного или более атомов О, N или S. Описан металлоорганический расклинивающий наполнитель, включающий частицы субстрата расклинивающего наполнителя, включающие поверхностное покрытие, включающее остаток разложения указанной выше фенолоальдегидной смолы, сшитой по мета-положениям, при этом указанный остаток разложения получают нагреванием при температуре от 400°C до 600°C для разложения фенолоальдегидной смолы, сшитой по мета-положениям, полученной с помощью неорганических поперечных связей в мета-положениях, включающих концевые участки, содержащие редкоземельный элемент, и ядро, содержащее по меньшей мере один переходный металл, причем каждый концевой участок, содержащий редкоземельный элемент, связан с ядром, содержащим переходный металл, посредством одного или более атомов О, N или S. Технический результат - получение бензильных полимеров, сшитых в мета-положениях, получение на их основе расклинивающих наполнителей, обладающих улучшенной прочностью на раздавливание, пористостью и проницаемостью. 5 н. и 30 з.п. ф-лы, 8 ил., 6 пр.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышение ингибирующих свойств раствора при одновременном снижении расхода полиэлектролита ВПК-402. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок ПБМВ 2-3; полиэлектролит ВПК-402 2-4; ингибитор набухания глин ингибирующую композицию «Биосол» 20-50; структурообразователь и понизитель фильтрации биополимер «Биоксан» 0,05-0,15; вода остальное. 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин в неустойчивых отложениях, в особенности при бурении интервалов неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышение стабилизирующих свойств раствора. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 4-8; стабилизатор сланцев, обеспечивающий устойчивость стенок скважин, - талловое масло 5-15; понизитель фильтрации 0,2-1; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к использованию термотропных гелеобразующих составов, способных образовывать гель за счет пластовой температуры после введения в нефтяной или газовый пласт. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи пластов с высокой пластовой температурой за счет перераспределения фильтрационных потоков, увеличения охвата пласта заводнением. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, включающий алюминия хлорид, карбамид, добавку и воду, содержит алюминия хлорид марки А-5, карбамид марки А, а в качестве добавки - кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н при следующем соотношении компонентов, мас.%: алюминия хлорид технический марки А-5 20-45, карбамид марки А 25-40, ГКЖ-11Н 1,0-5,0, вода - остальное. 2 пр., 1 табл.

Изобретение относится к ингибитору асфальтосмолопарафиновых отложений. Ингибитор асфальтосмолопарафиновых отложений, полученный с использованием алкилакрилатного сополимера и ароматического растворителя, получен взаимодействием в толуоле сополимера, имеющего мол. массу 6000-8000, смеси алкилакрилатов, содержащих, мас. %: алкилакрилат С16 - 65, алкилакрилат C18 - 25, алкилакрилат С20 - 10, с акрилатом додециламина, и сульфата додециламина при нагреве с перемешиванием до 80°С, введении 8,8-16,6% раствора инициатора азобисизобутиронитрила в толуоле, выдержке в течение 5 час при 90-100°С при следующем соотношении компонентов, мас. %: сополимер указанной смеси алкилакрилатов с акрилатом додециламина 45-47, сульфат додециламина 2-3, толуол остальное. Технический результат - повышение эффективности предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых отложений в парафинистых, высокопарафинистых нефтях и газоконденсатах. 4 пр., 1 табл.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт водного раствора полиакриламида - ПАА, ацетата хрома и оксида магния, раствор дополнительно содержит стеклянное или базальтовое микроармирующее волокно, предварительно обработанное 1-5%-ным водным раствором АФ9-6 или АФ9-12, или волокно строительное микроармирующее - ВСМ при следующей концентрации компонентов в растворе, масс. %: ПАА 0,3-1,0, ацетат хрома 0,03-0,1, оксид магния 0,015-0,07, указанное волокно 0,1-0,5. Технический результат - повышение эффективности способа. 1 ил., 2 табл., 1 пр.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, пенетрирующую добавку, понизитель водоотдачи, пластификатор, пеногаситель и воду, отличается тем, что в качестве пенетрирующей добавки он содержит «ПенетронАдмикс», в качестве понизителя водоотдачи - любой из водорастворимых эфиров целлюлозы, в качестве пластификатора - лигносульфонат, в качестве пеногасителя - трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, мас.%: портландцемент - 100, указанная пенетрирующая добавка 3,0 сверх 100, указанный понизитель водоотдачи - 0,03-0,1 сверх 100, указанный пластификатор - 0,3-0,7 сверх 100, трибутилфосфат - 0,01-0,1 сверх 100, вода до водоцементного отношения - 0,38-0,42. Технический результат - восстановление целостности цементного кольца в затрубном пространстве скважин при образовании в нем микротрещин и микрозазоров. 1 табл.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным цементам для крепления скважин, вскрывших соленосные отложения, представленные в основном солями магния. Технический результат заключается в повышении скорости твердения раствора и прочности получаемого цементного камня. Магнезиальный тампонажный материал содержит магнийсодержащее вяжущее, хлорид магния и добавки, причем в качестве магнезиального вяжущего содержит магнезит кальцинированный строительный, в качестве добавок содержит гидрофобизатор - кремнийорганическую жидкость и замедлитель твердения - нитрилотриметилфосфоновую кислоту, при следующем соотношении компонентов, мас.%: магнезит кальцинированный строительный - 70-80, хлорид магния - 20-30, кремнийорганическая жидкость - 0,1-0,5% сверх 100%, нитрилотриметилфосфоновая кислота - 0,02-0,1 сверх 100%. 1 з.п. ф-лы, 3 табл.
Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к тампонажным изоляционным составам. Технический результат заключается в повышении степени изолирующих свойств предлагаемого состава при изоляции интервалов поглощения скважинных жидкостей в пористых, кавернозных, трещиноватых породах, с раскрытием проводящих каналов от 1 мм до 10 мм, за счет пониженной плотности и высокой тиксотропии состава, а также за счет образования неразмываемого и непроницаемого цементного камня с высокими адгезионными свойствами к породе и повышенными прочностными характеристиками. Тампонажный состав для изоляции зон интенсивного поглощения, включающий портландцемент, полуводный гипс, глину, пенообразователь и воду, при этом он дополнительно содержит хлорид кальция, гидроксиэтилцеллюлозу и инертную добавку, при этом в качестве глины состав содержит палыгорскитовый, или монтмориллонитовый, или каолиновый термомеханически активированный глинопорошок, а в качестве пенообразователя - анионактивное или амфотерное поверхностно-активное вещество ПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас.ч: портландцемент 76,0-91,9; полуводный гипс 4,0-16,0; указанный глинопорошок 4,0-20,0; инертная добавка 0,1-4,0; указанный пенообразователь 0,1-0,5; хлорид кальция 4,0-12,0; гидроксиэтилцеллюлозу 0,1-0,2; и при водотвердом соотношении 0,6-1,0, при этом смесь портландцемента, полуводного гипса, указанного глинопорошока и инертной добавки составляет 100 мас.ч. 3 з.п. ф-лы, 2 табл.
Наверх