блокирующая жидкость "жг-иэр-т"

Формула изобретения

1. Блокирующая жидкость, включающая (на 1 м³ указанной жидкости)

углеводородную фазу - нефть или дизельное топливо	400-700 л
органофильную глину	10-35 кг
эмульгатор «МР» или нефтенол «НЗб»	20-40 кг
гидрофобизатор «АБР»	5-25 кг
минерализованная водная фаза	300-600 л
регулятор фильтрации - мел	25-60 кг

2. Блокирующая жидкость по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит утяжелитель и гидрофобизатор "АБР" в количестве до 0,7 об.% от массы утяжелителя с обеспечением плотности указанной жидкости 1200-2200 кг/ м³.

3. Блокирующая жидкость по п.2, отличающаяся тем, что в качестве утяжелителя она содержит барит или мел с дополнительной функцией утяжелителя.

4. Блокирующая жидкость по п.1, отличающаяся тем, что в качестве минерализатора указанной водной фазы она содержит кальций хлорид или натрий хлорид, или калий хлорид.

5. Блокирующая жидкость по п.1, отличающаяся тем, что она содержит (на 1 м³ указанной жидкости) указанную углеводородную фазу - 700 л, а минерализованную водную фазу - 300 л.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области бурения, эксплуатации и ремонта скважин.

Известна блокирующая жидкость, включающая углеводородную жидкость, эмульгатор - конденсированную сульфит-спиртовую барду, хлорид кальция, углекислый натрий карбамид, мел и воду (см., например, пат. РФ № 2168003, 2001).

Недостатком известной жидкости является ее низкая устойчивость даже при пластовых температурах 60-80°С. Примененный в составе жидкости эмульгатор не обладает высокими эмульгирующими свойствами. Жидкость может быть применена только в качестве жидкости глушения на стадии эксплуатации скважины. Кроме того, после глушения скважины необходимо проведение дополнительной операции - кислотной обработки прискважинной зоны пласта для удаления мела.

Техническим результатом изобретения является повышение диапазона устойчивости жидкости до 100-150°С в условиях сероводородной агрессии, а также возможность использования при бурении и глушении скважин, характеризующихся наличием неустойчивых подверженных гидратации горных пород, а также в солевых отложениях.

Необходимый технический результат достигается тем, что блокирующая жидкость включает, на 1 м³ готовой жидкости, следующие компоненты:

углеводородную фазу	- 400÷700 л
органофильную глину	- 10÷35 кг
эмульгатор	- 20÷40 кг
гидрофобизатор «АБР»	- 5÷25 кг
минерализованную воду	- 300÷600 л
регулятор фильтрации - мел	- 25-60 кг

Кроме того:

блокирующая жидкость содержит утяжелитель в количестве, обеспечивающем ее плотность 1200-2200 кг/м ³;

в качестве утяжелителя блокирующая жидкость содержит барит и, дополнительно, мел с дополнительной функцией утяжелителя;

в качестве углеводородной фазы блокирующая жидкость содержит нефть или дизельное топливо;

в качестве органофильной глины блокирующая жидкость содержит органобентонит «Орбент-91»;

в качестве эмульгатора блокирующая жидкость содержит эмульгатор «МР» или «Нефтенол НЗб»;

в качестве минерализатора водной фазы использован кальций хлорид или натрий хлорид, или калий хлорид;

объем углеводородной фазы на 1 м ³ блокирующей жидкости составляет 700 л, а объем минерализованной водной фазы - 300 л.

В соответствии с изобретением блокирующая жидкость (с аббревиатурой «ЖГ-ИЭР-Т») представляет собой термостойкую эмульсионную систему, в которой дисперсионной средой является углеводородная фаза - углеводородная жидкость, а дисперсной фазой - водная фаза с заданной минерализацией, стабилизированная эмульгатором. В состав водной фазы введен также структурообразователь, гидрофобизатор и, при необходимости, утяжелитель.

Дисперсная фаза (минерализованная водная фаза) обратной (инвертной) эмульсии - ЖГ-РУО-ИЭР, может быть представлена водными растворами солей: хлоридов натрия, калия, кальция, или их смесей. Служит для регулирования плотности эмульсии и активности водной фазы при работе в неустойчивых отложениях, а также для уменьшения температуры застывания. В двух последних случаях плотность рассолов должна быть максимальна.

В качестве структурообразующей добавки и твердого эмульгатора применена органофильная глина (бентон). Одним из вариантов получения такой глины является, например, известный способ термической обработки глины при температуре 120-200°С с нефтепродуктами (мазут, битум и пр.). Такие глины очень устойчивы, не меняют своих свойств при действии сильных кислот, щелочей и температуры. Адсорбированная между слоями глины органика, обуславливающая органофильные свойства, не экстрагируется даже сильными растворителями. В качестве органофильной глины может быть использована также глина, описанная в пат. США № 6117932. Может быть применена известная глина, модифицированная органическим веществом, содержащим 6 атомов углерода или более.

В качестве утяжелителя применен тонкодисперсный мел, в том числе модифицированный поверхностно-активным веществом (ПАВ) или солями поливалентных металлов. В качестве утяжелителя может быть использован также барит.

При расчете количества добавляемых материалов при утяжелении раствора предварительно подсчитывают плотность смеси добавляемых материалов (утяжелитель, гидрофобизатор), определяют количество смеси, требуемое для получения раствора заданной плотности, а затем подсчитывают количество каждого компонента смеси.

Гидрофобизатор «АБР» - это аминоамид, который представляет собой углеводородный раствор продуктов взаимодействия таллового масла и олеиновой кислоты с полиэтиленполиамином и используется в виде 40% растворов в керосине, дизельном топливе, полиалкилбензолах, олефинах и полиолефинах и их смесях.

Гидрофобизатор АБР, адсорбируясь на поверхности частиц утяжелителя и выбуренной породы, гидрофобизирует их, уменьшает отрицательное влияние на реологические свойства ЖГ-РУО-ИЭР.

Пределы возможного изменения показателей свойств блокирующей жидкости и приборы для их контроля приведены в табл.1.

Таблица 1
Показатели свойств жидкости глушения	Пределы изменения	Приборы
Основные показатели свойств
Плотность исходной жидкости, кг/м3	900-1100
Плотность утяжеленной жидкости	1100-2200	ВРП-1
Вязкость условная при истечении 100 мл из 200 мл, с	10-300	ВБР-1
Электростабильность, В, не ниже	300	ПЭС-512, ИГЭР-1, ФАН-23
250
Дополнительные показатели свойств
Вязкость пластическая при 50°С, мПа·с	20-90	ВСН-3, ФАН-35, Chan 3500 LS
Динамическое сопротивление сдвига при 50°С, дПа		ВСН-3
25-230	ФАН-35
Статическое напряжение сдвига, дПа,		ВСН-3
	- через 1 мин.	3-90	СНС-2
	- через 10 мин.	6-180	ФАН-35
Показатель фильтрации, 20°С см3/ 30 мин	0,5-5,0	ВМ-6

Контроль параметров жидкости предусмотрен в соответствии с методикой, изложенной в РД 39-00147001-733-2004.

Для приготовления блокирующей жидкости используют выпускаемые промышленностью следующие материалы (см. табл.2):

Табл.2
1	Дисперсионная среда жидкости глушения:
дизельное топливо	ГОСТ 305-82
нефть	ГОСТ Р 51858-2002
2	Эмульгаторы:	ТУ 2458-097-17197708-2005
эмульгатор «МР»
«Нефтенол НЗб»	ТУ 2458-057 -17197708-01
3	Гидрофобизатор:
гидрофобизатор «АБР»	ТУ 2483-081-17197708-03
4	Структурообразователь:
органофильная глина - органобентонит «Орбент-91»	ТУ 2458-079-17197708-2003
5	Минерализаторы водной фазы:
кальций хлорид	ГОСТ 450-77
натрий хлорид	ГОСТ 4233-77, изм. № 1, 2
калий хлорид	ГОСТ 4568-95
6	Регулятор фильтрации:
мел	ТУ 2458-061-17197708-01
Утяжелители:
мел	ТУ 2458-061-17197708-01
барит	ГОСТ 4682-74

Приготавливают блокирующую жидкость следующим образом.

В промысловых условиях используют емкости буровых циркуляционных систем или централизованных узлов приготовления раствора, оборудованные фрезерно-струйными мельницами (ФСМ), эжекторами для загрузки порошкообразных материалов, гидравлическими и механическими перемешивателями и гидравлическим диспергатором (ДГ-40). Жидкость можно приготовить как на централизованном солерастворном узле, так и непосредственно перед закачкой в скважину на кустовой площадке.

В соответствии с вместимостью емкости, выбранной для приготовления жидкости, рассчитывают количество материалов для приготовления одной порции раствора.

В расчетное количество углеводородной жидкости, в частности дизельного топлива или нефти, вводят через эжектор расчетное количество органофильной глины - органобентонита, и диспергируют ее не менее 30 минут с использованием струйного диспергатора. Затем в полученную углеводород-бентонитовую суспензию при интенсивном перемешивании последовательно вводят эмульгатор и водный компонент, который приготавливают заранее в глиномешалке, растворяя в воде минерализатор водной фазы. Полученную эмульсию для более глубокого эмульгирования водной фазы прокачивают через струйный диспергатор.

Готовность приготовляемого раствора оценивают по стабильности во времени технологических показателей (вязкости, электростабильности, СНС) и их соответствию заданным значениям.

При централизованном приготовлении перед применением блокирующей жидкости компоненты перемешивают с применением цементировочного агрегата в емкости приготовления не менее 30 мин и завозят на скважину автоцистернами. Для приготовления и применения жидкости в полевых условиях используют:

- цементировочные агрегаты ЦА-320 м, эжектор, диспергатор ДГ-2(ДГ-40), емкости для реагентов и жидкостей, установка ППУ-2.

Регулирование технологических свойств жидкости осуществляют следующим образом.

Небольшое снижение плотности достигают разбавлением жидкости нефтью или нефтепродуктами. При этом для компенсации потери вязкости в жидкость глушения может быть введено некоторое количество водной фазы. Для более значительного снижения плотности следует разбавлять неутяжеленной эмульсией.

Повышают плотность (до 1,2 г/см³) вводом минерализованной воды при одновременном добавлении соответствующего количества эмульгатора или сухой порошкообразной соли. Повышение плотности (более 1,2 г/см³) достигают вводом утяжелителя (мел или барит) при одновременном добавлении соответствующего количества гидрофобизатора до 0,7% (об.) к массе утяжелителя.

При всех этих операциях раствор необходимо дополнительно проэмульгировать с использованием диспергатора.

Повышают вязкость и статическое напряжение сдвига (СНС) вводом водной фазы, с соответствующим добавлением эмульгатора, а снижают - вводом нефти. При этом блокирующую жидкость необходимо дополнительно проэмульгировать с использованием диспергатора.

Если рост вязкости и СНС вызван недостаточной стабилизацией твердой фазы, производят обработку раствора гидрофобизатором (АБР). При этом разовые обработки гидрофобизатором не должны превышать 0,25% (об.).

В случае, если высокие значения вязкости и СНС обусловлены недостаточной стабилизацией эмульгированной водной фазы, обработку раствора ведут эмульгатором или совместно эмульгатором и гидрофобизатором.

Показатель фильтрации в диапазоне 0.5-5.0 см³ обеспечивают при соблюдении рецептурного состава и показателей свойств раствора по электростабильности, вязкости и СНС. Содержание свободной неэмульгированной воды в фильтрате не допускается. Снижение показателя фильтрации достигают дополнительным вводом мела (регулятора фильтрации).

Вид выбранного реагента и количество добавки при обработках жидкости глушения уточняют по результатам лабораторной проверки проб.

В таблицах 3 и 4 приведена рецептура достижения необходимой плотности блокирующей жидкости.

Опыт работ с блокирующей жидкостью показал, что, например, при глушении скважины можно применять несколько вариантов:

- с полной заменой скважинной жидкости на настоящую жидкость глушения;

- с заменой скважинной жидкости на жидкость глушения в объеме 200-300 метров выше интервала перфорации, а выше - на обычный глинистый раствор или пластовую, или минерализованную воду;

- закачкой (задавкой) 1,0-3,0 м³ жидкости (плотностью, приближенной к плотности пластового флюида) в пласт для предотвращения попадания воды или солевого раствора, при промывках и других технологических операциях, приводящих к замене технологической жидкости в продуктивной части пласта, за счет создания водонепроницаемого экрана.

При полной замене жидкости в скважине на «ЖГ-ИЭР-Т» технология глушения аналогична технологии с использованием водных систем и отличается тем, что не возникает поглощений продуктивным пластом. Поэтому расход блокирующей жидкости не превышает объема ствола скважины.

При комбинированной замене скважинной жидкости расход жидкости в 3-4 раза меньше, чем при полной замене. Объем блокирующей жидкости определяют расчетным путем с учетом объема зумпфа и оставлением стакана, перекрывающего интервал перфорации на 100-200 м.

Технология глушения скважины зависит от приемистости продуктивного пласта. Если пласт принимает, то порцию блокирующей жидкости в объеме 3-10 м³ закачивают в межтрубье, а следом закачивают водный раствор в объеме, необходимом для заполнения скважины до устья. Необходимое условие данной технологии - плотность блокирующей жидкости должна превышать на 0,02-0,03 г/см³ плотность основной жидкости глушения (например, солевого раствора).

Возможен вариант глушения скважин закачкой блокирующей жидкости по насосно-компрессорным трубам (НКТ) или их затрубному пространству с циркуляцией, без продавки ее в пласт. Время оседания блокирующей жидкости оставляет 0,8 часа на 100 м.

Настоящая блокирующая жидкость может быть применена не только в законченной скважине, например, на стадии ремонтных работ в этой скважине, но и на предшествующей стадии - непосредственно при бурении скважины, характеризующейся, например, наличием поглощений, неустойчивыми породами.

Конкретный пример

В 638,0 мл Величаевской нефти (выветренной) р=823 кг/м³ вводят 20,0 г органобентонита Орбент-91, диспергируется на миксере «Воронеж-4» (7000-9000 об/мин) 15-20 мин, далее вводится 25,0 г Эмульгатора МР, перемешивается 5 минут, затем вводят 305,0 мл минерализованную хлоридом кальция воду р=1060,0 кг/м³ в течение 20 мин при перемешивании. Далее вводят 25 г мела (карбоната кальция) и 5,1 г гидрофобизатора АБР.

Полученный ЖГ-ИЭР-Т имел следующие параметры:

Технологические параметры
t		Т	пласт,	о,	G/CHC 1	G/CHC 10	Э ст	Ф
град.	г/см3	с	мПа*с	дПа	дПа	дПа	Вольт	мл
25	0,923	12,7	37,5	185,7	12,0	15,0	1269,0	0,5
25							фанн 23D
				Отстой		Электростабильность на Фанн23D
Прогрев 150-200°С		6-8 час		расслоения нет	верхняя часть		1700,0 В
					нижняя часть		2004,0 В
Горячая фильтрация Фанн НРТР

		110	град.	P=100 psi	30 мин			6,9 мл
	мин	V, мл	(7 атм)
Исходные				1 л	1 м3
Компоненты БР	, кг/м3	% объем	мас.%	мл	г	м3	кг
Нефть	823,0	63,8	56,91	638,26	525,29	0,638	0,525
Эмульгатор МР	925,0	2,7	2,70	26,98	24,96	0,027	0,025
Орг. Бентонит	1380,0	1,4	2,16	14,42	19,90	0,014	0,020
Гидрофоб-р АБР	825,0	0,6	0,54	6,09	5,03	0,006	0,005
Мел	2600,0	1,0	2,71	9,62	25,01	0,010	0,025
Рассол	1060,0	30,5	34,98	304,62	322,90	0,305	0,323
Итого	0,923	100,0	100,00	1000,00	923,09	1,000	0,923

Таблица 3
Составы ЖГ-ИЭР-Т утяжеленные солями
Образцы № №	1	2	3	4	5	6	7
Компоненты БР	л	кг	л	кг	л	кг	л	кг	л	кг	л	кг	л	кг
ДТ	659,6	547,5	659,6	547,5	659,6	547,5	659,6	547,5	659,6	547,5	659,6	547,5	659,6	547,5
Эмульгатор МР	28,3	26,2	28,3	26,2	28,3	26,2	28,3	26,2	28,3	26,2	28,3	26,2	28,3	26,2
Орг. Бентонит	13,7	18,8	13,7	18,8	13,7	18,8	13,7	18,8	13,7	18,8	13,7	18,8	13,7	18,8
Гидрофоб-р АБР	6,1	5,1	6,1	5,1	6,1	5,1	6,1	5,1	6,1	5,1	6,1	5,1	6,1	5,1
Барит	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Мел	9,6	25,0	9,6	25,0	9,6	25,0	9,6	25,0	9,6	25,0	9,6	25,0	9,6	25,0
Рассол	282,7	282,7	282,7	302,5	282,7	336,4	282,7	353,4	282,7	359,0	282,7	367,5	282,7	395,8
Плотность кг/м3		905,2		925,0		958,9		975,9		981,6		990,0		1018,3
Вода		282,7		272,2		248,9		258,0		254,9		249,9		237,5
Соль	нет	-	NaCl	1070	NaCl	1190	CaCl2	1250	CaCl2	1270	CaCl2	1300	CaCl2	1400
Рассол (сумма)	282,7	282,7	282,7	382,0	282,7	368,5	282,7	362,1	282,7	360,0	282,7	356,9	282,7	347,0
Образцы № №	8	9	10	11	12	13	14
Компоненты БР	л	кг	л	кг	л	кг	л	кг	л	кг	л	кг	л	кг
ДТ	659,6	547,5	659,6	547,5	659,6	547,5	659,6	547,5	560,3	465,0	465,4	386,3	400,9	344,8
Эмульгатор МР	28,3	26,2	28,3	26,2	28,3	26,2	28,3	26,2	23,3	21,6	31,0	28,7	24,0	22,2
Орг. Бентонит	13,7	18,8	13,7	18,8	13,7	18,8	13,7	18,8	13,5	18,7	9,4	12,9	7,2	10,0
Гидрофоб-р АБР	6,1	5,1	6,1	5,1	6,1	5,1	6,1	5,1	6,2	5,1	7,8	6,4	6,0	4,9
Барит	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
Мел	9,6	25,0	9,6	25,0	9,6	25,0	9,6	25,0	23,1	60,0	21,1	56,9	22,2	60,0
Рассол	282,7	288,4	282,7	291,2	282,7	299,7	282,7	330,8	373,5	466,9	465,4	651,5	539,6	755,5
Плотность кг/м3		910,9		913,7		922,2		953,3		1037,4		1142,7		1197,4
Вода		279,7		276,6		272,7		248,1
Соль	KCl	1020,0	KCl	1030,0	KCl	1060,0	KCl	1170,0	CaCl 2	1250	CaCl2	1400	CaCl2	1400
Рассол (сумма)	282,7	388,0	282,7	386,8	282,7	383,2	282,7	370,7	373,5	450,1	465,4	651,5	539,6	755,5

Таблица 4
Составы ЖГ-ИЭР-Т с утяжелителем
Образцы № №	15	16	17	18	19	20
Компоненты БР	л	кг	л	кг	л	кг	л	кг	л	кг	л	кг
ДТ	475,20	394,41	401,10	332,91	500,13	415,11	400,04	332,03	400,39	332,32	400,23	332,19
Эмульгатор МР	19,80	18,31	16,71	15,46	21,43	19,83	17,08	15,80	16,68	15,43	17,09	15,81
Орг. Бентонит	11,48	15,84	8,88	12,26	10,35	14,29	8,25	11,39	8,87	12,23	8,26	11,39
Гидрофоб-р АБР	13,20	10,89	33,43	27,58	19,65	16,21	15,66	12,92	33,37	27,53	15,67	12,93
Барит	153,37	644,16	262,63	1103,03	224,12	941,32	378,28	1588,76	0,00	0,00	0,00	0,00
Мел	10,15	26,40	9,86	25,63	9,96	25,90	9,86	25,63	273,77	711,80	387,84	1008,40
Рассол	316,80	396,00	267,40	334,25	214,34	267,93	170,83	213,54	266,93	333,66	170,91	213,64
Плотность кг/м 3		1506,0		1851,1		1700,6		2200,1		1433,0		1594,4
Соль	CaCl2	1250	CaCl2	1250	CaCl2	1250	CaCl2	1250	CaCl2	1250	CaCl2	1250