кольматирующий буровой раствор и способ удаления кольматационного слоя

Формула изобретения

1. Кольматирующий буровой раствор, содержащий гидроксиэтилцеллюлозу; хлорид калия; хризотил-асбест; сульфат алюминия; смазочную добавку ФК-2000⁺ и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит анионный простой или смешанный эфир целлюлозы - карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу, или гидроксиизопропилкарбоксиметилцеллюлозу, пеногаситель-триксан ПЕНТА-465, гидроксид калия при следующем соотношении компонентов, мас.%:

гидроксиэтилцеллюлоза	1,0-1,2
хлорид калия	5-7
хризотил-асбест	0,5-0,65
сульфат алюминия	0,5-0,65
смазочная добавка ФК-2000 +	1,0-1,2
указанный эфир целлюлозы	0,5-0,7
триксан ПЕНТА-465	0,01-0,03
гидроксид калия	до величины
	рН 8-9
вода	остальное

2. Способ удаления кольматационного слоя, образованного кольматирующим буровым раствором по п.1, характеризующийся обработкой призабойной зоны пласта растворяющей указанный слой кислотно-солевой композицией состава, мас.%: HCl 5-10; NH ₄HF₂ 1,7-3,4; KCl 5-7, вода - остальное, которую размещают в стволе скважины в интервале закольматированного продуктивного пласта и выдерживают в течение 6 ч, после чего скважину разряжают стандартным способом.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к буровым растворам для промывки глубоких скважин и способам обработки призабойной зоны пласта.

Известен буровой раствор [RU Патент №2255104; Кл. С09К 7/02; Опубл. 2005.06.27], содержащий мас.%: гидроксиэтилцеллюлозу 1,0-1,2; хлорид калия 5-7; хризотил-асбест 0,5-0,65; сульфат алюминия 0,5-0,65; смазочную добавку ФК-2000⁺ 1,0-1,2; воду - остальное.

Положительным качеством раствора-прототипа является то, что в его состав входят: полисолестойкий загуститель, ингибитор набухания глин и комплексный реагент «два-в-одном», синтезируемый механохимическим способом в процессе приготовления бурового раствора из хризотил-асбеста, сульфата алюминия и смазочной добавки и придающий буровому раствору противофильтрационные, поверхностно-активные и антифрикционные свойства.

При детальном исследовании свойств раствора-прототипа выявлены следующие недостатки:

- в процессе длительного перемешивания (циркуляции) раствор-прототип вспенивается (аэрируется);

- раствор-прототип имеет относительно высокий показатель фильтрации;

- раствор-прототип имеет нейтральную или слабокислую величину рН, недостаточную для эффективного ингибирования процесса гидратации глинистых минералов, так как экспериментально найдено [Steiger R.P. Fundamentals and use to potassium/polymer drilling fluids to minimize with hydratable clays. - J. Petrol. Technology, 1982, v.34, N8], что полимернокалиевые буровые растворы проявляют максимальное ингибирующее действие при значениях рН 8-10. При такой концентрации гидроксильных групп происходит наиболее быстрое насыщение глин и сланцев катионами калия, вследствие чего глинистые минералы дегидратируются и упрочняются.

Технический результат, достигаемый изобретением, состоит в профилактике вспенивания бурового раствора и усилении его кольматирующих и ингибирующих свойств.

Для реализации поставленной цели кольматирующий буровой раствор, содержащий гидроксиэтилцеллюлозу, хлорид калия, хризотил-асбест, сульфат алюминия, смазочную добавку ФК-2000+ и воду, отличается тем, что он дополнительно содержит анионный простой или смешанный эфир целлюлозы - карбоксиметилцеллюлозу, или карбоксиметилоксиэтилцеллюлозу, или гидроксиизопропилкарбоксиметилцеллюлозу, пеногаситель-триксан ПЕНТА-465, гидроксид калия при следующем соотношении компонентов, мас.%: гидроксиэтилцеллюлоза 1,0-1,2, хлорид калия 5-7, хризотил-асбест 0,5-0,65, сульфат алюминия 0,5-0,65, смазочная добавка ФК-2000 ⁺ 1,0-1,2, указанный эфир целлюлозы 0,5-0,7, триксан ПЕНТА-465 0,01-0,03, гидроксид калия до величины рН 8-9, вода - остальное.

Существенным отличием предлагаемого бурового раствора является то, что введение в его состав пеногасителя (из трех исследованных реагентов: триксан, трикрезилфосфат и КЭ-20-02, нами выбран первый в связи с его более низким расходным показателем) улучшает эксплуатационные свойства бурового раствора, то есть не дает ему вспениваться.

Повышение щелочности бурового раствора до рН 8-9 за счет введения в него гидроксида калия создает оптимальные условия для ингибирования процессов гидратации глинистых минералов, присутствующих в породах пласта.

Введение жесткоцепного полимера (анионные эфиры целлюлозы) усиливает противофильтрационные свойства предлагаемого бурового раствора.

Совокупность всех компонентов, входящих в предлагаемый буровой раствор, позволяет вскрывать продуктивные пласты с минимальным загрязнением их перового и трещинно-порового пространства благодаря формированию пристенного кольматационного слоя, состоящего из микроволокон хризотил-асбеста, гидрофобизированных карбоксилсодержащими компонентами смазочной добавки ФК-2000 ⁺, и макромолекул пленкообразующих эфиров целлюлозы. В табл.1 приведены сведения о составе и свойствах раствора-прототипа и варианты предлагаемого кольматирующего бурового раствора. Видно, что по сравнению с прототипом предлагаемый буровой раствор обладает улучшенными свойствами.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта [RU Патент №2198290; Кл. Е21В 43/27; опубл. 2003.02.10], предусматривающий использование разъедающих веществ с целью интенсификации нефтегазодобывающих скважин.

Недостатком способа-прототипа является то, что предлагаемые в нем разъедающие вещества не обладают селективным растворяющим действием по отношению к микроволокнам хризотил-асбеста.

Технический результат, достигаемый изобретением, заключается в разработке способа восстановления проницаемости пород призабойной зоны пласта, закупоренных пристенным кольматационным слоем, содержащим микроволокна хризотил-асбеста.

Для реализации поставленной цели в способе удаления кольматационного слоя, включающем в себя обработку призабойной зоны пласта агентами, растворяющими кольматанты, в качестве растворителя кольматационного слоя, содержащего микроволокна хризотил-асбеста, используют кислотно-солевую композицию следующего состава, мас.%: HCl 5-10; NH₄ HF₂ 1,7-3,4; KCl 5-7, вода - остальное, которую размещают в стволе скважины в интервале закольматированного продуктивного пласта и выдерживают в течение 6 часов, после чего скважину разряжают стандартным способом.

Существенным отличием предлагаемого способа удаления кольмататционного слоя является его селективная направленность на полное растворение микроволокон хризотил-асбеста - основы пристенного кольматационного слоя. В табл.2 даны результаты исследования растворяющей способности солянокислого, аммонийбифторидфторидного и кислотно-солевых составов по отношению к микроволокнам хризотил-асбеста. Видно, что только составы №3-5 обладают селективным сродством с минералом хризотил-асбест и практически количественно переводят его в растворимое состояние.

Ниже приводятся примеры практического осуществления предлагаемого изобретения.

Пример 1. Технология приготовления кольматирующего бурового раствора №2

В стандартную гидромешалку заливают 3467,6 л воды, включают перемешиватель и последовательно вводят компоненты раствора: хлорид калия 200 кг, гидроксид калия 4 кг, триксан ПЕНТА-465 0,4 кг, перемешивают не менее 10 минут. Затем в этот раствор засыпают при перемешивании 48 кг гидроксиэтилцеллюлозы (ТУ 2231-013-329577-39-01) и 10 кг карбоксиметилцеллюлозы (ТУ 2231-057-07508003-2002). Раствор перемешивают до растворения полимеров, но не менее 4 часов.

В емкость, обвязанную с цементировочным агрегатом и диспергатором в единую замкнутую систему, заливают 176 л воды, вводят 22 кг сульфата алюминия, загружают туда 22 кг хризотил-асбеста. Оставляют суспензию №1 в покое на 8-12 часов и прокачивают ее сквозь диспергатор (1-3 цикла). Добавляют к суспензии №1 40 кг смазочной добавки ФК-2000 ⁺. Прокачивают эту смесь в течение одного-двух циклов сквозь диспергатор. Получают суспензию №2, состоящую из механохимически диспергированного и активированного хризотил-асбеста, микроволокна которого покрыты молекулами длинноцепочных жирных кислот - компонентов смазочной добавки ФК-2000⁺.

В емкость с раствором, содержащим хлорид и гидроксид калия, триксан ПЕНТА-465, гидроксиэтилцеллюлозу и карбоксиметилцеллюлозу вводят суспензию №2. Перемешивают 1-1,5 часа и вводят в раствор еще 10 кг карбоксиметилцеллюлозы (ТУ 2231-057-07508003-2002) при интенсивном перемешивании до выравнивания всех технологических параметров бурового раствора. Получают 4 т кольматирующего бурового раствора №2 (табл.1).

Кольматирующие буровые растворы №3 и №4 готовят аналогичным образом.

Пример 2. Технология приготовления растворяющей кислотно-солевой композиции №4 (табл.2) в расчете на 1 т композиции

В емкость с антикоррозионным покрытием (гуммированное или эмалированное) заливают 784 л горячей (45...55°С) воды, туда же засыпают 60 кг хлорида калия и 17 кг бифторидфторида аммония (NH₄HF₂) по ГОСТ 9546-75 с изм. 1-4, перемешивают до полного растворения солей, добавляют 139 кг 36%-ной соляной кислоты, содержащей 50 кг безводного хлористого водорода, перемешивают и используют по назначению.

Пример 3. Технология удаления кольматационного слоя с помощью кислотно-солевой композиции

Кислотно-солевую композицию по примеру 2 закачивают в обрабатываемый интервал скважины. Выдерживают кислотно-солевую ванну на реагирование с пристенным кольматационным слоем, образованным компонентами кольматирующего бурового раствора, в течение 6 часов. Затем вытесняют отработанную кислотно-солевую композицию из скважины и осуществляют освоение скважины стандартным способом.

Пример 4. Фильтрационные исследования

В работе использованы четыре образца песчаника парфеновского горизонта Ковыктинского месторождения, подготовленных стандартным методом, и установка высокого давления УИПК.

После создания остаточного водонасыщения пластовой водой, имеющей плотность 1,244 г/см³ и величину рН 3,6, к торцу образца подают кольматирующий буровой раствор (№2 табл.1) и прокачивают его сквозь образец до стабилизации процесса проникновения раствора, но не менее 5 часов. После этого у двух образцов сразу определяют коэффициент восстановления проницаемости, подавая углеводородную жидкость в образец с противоположного торца, а два других образца подвергают обработке кислотно-солевой ванной. Для этого входные торцы закольматированных буровым раствором образцов вводят в контакт с кислотно-солевой композицией состава, мас.%: HCl 5; NH₄HF₂ 1,7; KCl 6, вода - остальное. Время выдержки - 6 часов. После обработки торца песчаника кислотно-солевой ванной у него определяют коэффициент восстановления проницаемости, подавая углеводородную жидкость в образец с противоположного торца.

Результаты оценки действия кольматирующего бурового раствора №2 (табл.1) и кислотно-солевой композиции №4 (табл.2) на образцы песчаника парфеновского горизонта Ковыктинского месторождения приведены в табл.3. Видно, что предлагаемое техническое решение позволяет получить буровой раствор, обладающий ингибирующими и пристенно-кольматирующими свойствами, а способ удаления кольматационного слоя эффективно воздействует на породы призабойной зоны пласта, практически полностью восстанавливая их исходную проницаемость благодаря растворению микроволокон хризотил-асбеста, являющихся основой кольматационного слоя.

Таблица 2
Условия и результативность растворения хризотил-асбеста
№ раствори теля	Условия проведения растворения хризотил-асбеста				Массовое содержание компонентов в растворителе, %				Убыль массы хризотил-асбеста, %
	Масса хризотил-асбеста, г	Объем растворителя, мл	Температура растворения, °С	Время растворения, час	HCl	NH4HF 2	KCl	Вода
1	1	50	45	6	10,0	нет	Нет	90,0	51,3
2	То же	То же	То же	То же	нет	5,0	Нет	95,0	4,6
3	То же	То же	То же	То же	10,0	3,4	5,0	81,6	99,8
4	То же	То же	То же	То же	5,0	1,7	6,0	87,3	98,2
5	То же	То же	То же	То же	4,0	1,5	7,0	87,5	97,2
6	То же	То же	То же	То же	3,0	1,1	5,0	90,9	77,9
7	То же	То же	То же	То же	2,5	0,9	5,0	91,6	64,1

Таблица 3
Результаты фильтрационных исследований
№ образца (№ скважины)	Глубина отбора керна, м	Время воздействия на образец, час (при давлении, МПа)		Фильтрационные свойства образца
		Кольматирующего бурового раствора №2	Кислотно-солевой композиции №4	Исходная проницаемость при остаточной водонасыщенности, мД	Коэффициент восстановления проницаемости, %
					После воздействия раствора №2	После воздействия раствора №2 и кислотно-солевой композиции №4
2512 (15)	3314,0	6 (8,2)	Нет	124,0	81,0	Не опред.
1739 (15)	3306,6	6 (6,8)	Нет	0,32	58,4	Не опред.
1724 (15)	3293,5	6 (8,1)	6 (0,1)	45,70	Не опред.	103,0
1283 (3)	2947,9	6 (7,0)	6 (0,1)	0,30	Не опред.	98,2