технологическая жидкость для перфорации и глушения нефтяных скважин

Формула изобретения

Технологическая жидкость для перфорации и глушения нефтяных скважин, включающая хлорид калия, водорастворимое поверхностно-активное вещество - ПАВ и воду, отличающаяся тем, что содержит в качестве указанного ПАВ - СНПХ-ПКД-515, в качестве воды - техническую или морскую воду и дополнительно ингибитор коррозии - СОНКОР-9510 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

хлорид калия	9,0-24,0
СНПХ-ПКД-515	1,0
СОНКОР-9510	0,01-0,04
вода	остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым в качестве технологической жидкости при вторичном вскрытии продуктивных пластов перфорацией и при глушении скважин при проведении ремонтно-восстановительных работ.

Известна жидкость для глушения и перфорации скважин, содержащая поверхностно-активное вещество (ПАВ) - гидрофобизатор ИВВ-1, ГИПХ-6Б, СНПХ-ПКД-515 или Синол-Кам-1-2 в количестве 1 об.%, флотореагент Оксаль - остальное (Пат. № 2333233, опубл. 10.09.2008). Жидкость обеспечивает высокое качество перфорации и обработки при глушении продуктивных пластов за счет ингибирования гидратации глин, высоких деэмульгирующих свойств, уменьшения поверхностного натяжения и гидрофобизации отрицательно заряженных поверхностей кварцевого песка и глинистых материалов, кроме того, жидкость обладает высокой морозостойкостью.

Известна технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин, содержащая следующие компоненты в количестве, мас.%: хлорид кальция - 1,0-40, органический растворитель 10,0-50,0, ингибирующую соль - 1,0-10,0, вода - остальное (Пат. № 2115686, опубл. 20.07.1998). Данная жидкость обладает улучшенными осушающими и ингибирующими свойствами, повышает эффективность вскрытия продуктивных пластов перфорацией, облегчает вызов притока флюида после окончания ремонтных работ. Однако содержание хлорида кальция в технологической жидкости обусловливает довольно высокую набухаемость глинистых пород продуктивного пласта, что отрицательно сказывается на использовании данной жидкости.

Известна технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин, включающая в количестве, мас.%: хлорид щелочного или щелочноземельного металла - 0-50, ингибирующую соль (хлорид калия или аммония) - 0,1-10,0, органический растворитель 0,1-10,0, водорастворимое ПАВ 0,1-3,0, вода - остальное (Пат. № 2188843, опубл. 10.09.2009). В качестве водорастворимого ПАВ используют преимущественно неонол АФ_9-12, ОП-10, нефтенол ВВД или сульфонол, в качестве органического растворителя используют преимущественно спирты или гликоли, эфиры на их основе, ацетон на их основе или углеводороды. Данная технологическая жидкость (ТЖ) обладает повышенным антикольматирующим действием на пласт, что способствует ускорению выхода скважины на режим после проведения перфорационных работ по ремонту скважины. Однако ТЖ не обеспечивает антикоррозионную защиту, что является очень актуальной проблемой. Указанная ТЖ является наиболее близкой к предлагаемой и принята за прототип.

Технический результат, на достижение которого направлено предлагаемое в качестве изобретения техническое решение, состоит в повышении эффективности ТЖ за счет придания ей антикоррозионных свойств и дополнительного снижения межфазного натяжения на границе сред вода - нефть. Для достижения указанного технического результата технологическая жидкость для перфорации и глушения нефтяных скважин, включающая хлорид калия, водорастворимое поверхностно-активное вещество - ПАВ и воду, содержит в качестве указанного ПАВ - СНПХ-ПКД-515, в качестве воды - техническую или морскую и дополнительно ингибитор коррозии - СОНКОР-9510 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

хлорид калия	9,0-24,0
СНПХ-ПКД-515	1,0
СОНКОР-9510	0,01-0,04
вода	остальное.

Активной основой СНПХ-ПКД-515 является неонол АФ_9-12. В состав СОНКОР-9510 входят смоляные кислоты легкого талового масла и соли четвертичных аммониевых оснований.

Предлагаемая ТЖ иллюстрируется чертежами, представленными на фиг.1-5.

На фиг.1 представлен график зависимости межфазного натяжения на границе с гептаном смешанных растворов ингибитора и ПАВ от концентрации ПАВ при постоянной концентрации ингибитора: 0,01% (кривая 1), 0,04% (кривая 2) при температуре 24°С, на фиг.2 - то же, только от концентрации ингибитора при постоянной концентрации ПАВ, равной 0,1%, при температуре 24°С, на фиг.3 представлено межфазное натяжение на границе с гептаном растворов ПАВ в присутствии хлорида калия (концентрация 11,0-16%) от концентрации ПАВ до и после адсорбции ПАВ из раствора на керне при температуре 21°С, на фиг.4 - межфазное натяжение на границе с гептаном раствора ПАВ в присутствии хлорида калия (KCl) и хлорида кальция (CaCl₂) при различных концентрациях ПАВ, KCl и CaCl₂ при температуре 22°С, на фиг.5 представлены в табличном виде физические свойства растворов хлорида калия при температуре 20°С.

Отличительными признаками предлагаемой ТЖ от указанной выше известной, наиболее близкой к ней, являются наличие ингибитора коррозии и одновременное использование хлорида калия и в качестве компонента, обеспечивающего необходимую плотность жидкости, и в качестве ингибирующей соли. Хлорид калия не только обеспечивает необходимую плотность ТЖ, но и одновременно препятствует набуханию глинистых материалов и способствует их стабилизации. Кроме того, замена хлорида кальция на хлорид калия дополнительно способствует снижению межфазного натяжения (фиг.4). Помимо этого, хлорид калия значительно упрощает процесс приготовления ТЖ, что обусловлено использованием одной и той же соли хлорида калия одновременно и в качестве компонента, обеспечивающего необходимую плотность ТЖ, и в качестве ингибирующей соли.

Ингибитор коррозии придает жидкости антикоррозионные свойства, а также способствует дополнительному снижению межфазного натяжения на границе вода - нефть, что обусловлено явлением синергизма. Добавление очень незначительного количества ингибитора коррозии к ПАВ дополнительно снижает, причем очень значительно, межфазное натяжение, о чем свидетельствуют графики зависимости межфазного натяжения от концентрации ПАВ и ингибитора коррозии (фиг.1, 2). Как видно из графика (фиг.1), межфазное натяжение смеси при постоянной концентрации добавки «СОН-КОР-9510» и изменении концентрации ПАВ от 0.05 до 0.4% меняется незначительно. Межфазное натяжение уменьшалось от 4.2 до 1.0 мН/м. Эти значения соответствуют раствора ПАВ без добавки «СОНКОР-9510», что свидетельствует о преимущественной адсорбции ПАВ на границе с углеводородом. Однако при добавлении очень незначительного количества ингибитора коррозии (от 0,01 до 0,04%) резко уменьшается межфазное натяжение на границе сред, о чем свидетельствует график зависимости межфазного натяжения смешанного раствора ПАВ и ингибитора коррозии «Сонкор-9510» (фиг.2).

Рецептура технологической жидкости разработана на основе водных растворов поверхностно-активного вещества (ПАВ) комплексного действия в присутствии низкомолекулярных электролитов (солей). Использовались результаты проведенных научно-исследовательских работ по изучению:

- адсорбции ПАВ комплексного действия (реагентов ПКД-515 и «Сонбур-1101») на керновом материале Песчаноозерского месторождения;

- межфазного и поверхностного натяжения растворов ПАВ (ПКД-515 и «Сонбур-1101») в присутствии минеральных солей (KCl и CaCl₂) на границе с воздухом, углеводородом и нефтью;

- ингибирующей способности растворов минеральных солей (KCl и CaCl₂ );

- эмульгирующей (деэмульгирующей) способности ПКД-515 по отношению к водонефтяным системам;

- совместимости жидкости перфорации на основе водных растворов ПКД-515 в присутствии KCl с пластовыми водами и фильтратом бурового раствора Песчаноозерского месторождения.

ТЖ для перфорации и глушения нефтяных скважин представляет собой водный раствор хлорида калия с регулируемой плотностью, содержащий водорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ) комплексного действия и ингибитор коррозии. В качестве ПАВ комплексного действия используют реагент СНПХ ПКД-515. В качестве ингибитора коррозии используют реагент "СОНКОР-9510".

Состав ТЖ

1. Содержание хлорида калия определяется необходимой плотностью ТЖ в соответствии с пластовым давлением продуктивных пластов.

2. Содержание ПАВ комплексного действия (СНПХ-ПКД-515) строго регламентировано и не должно быть ниже 1,0%.

3. Рецептурный состав жидкости перфорации представлен в нижеприведенной таблице:

Соотношение компонентов в составе технологической жидкости (ТЖ)

Наименование компонента	Вещество	Содержание, %	Примечание
1	2	3	4
ПАВ комплексного действия	СНПХ-ПКД-515	1,0
Ингибитор коррозии	СОНКОР-9510	0,01-0,04	Плотность ТЖ 1,05-1,16 г/см3
Минеральная соль	хлорид калия	9,0-24,0
Вода	техническая или морская	остальное
ИТОГО:		100

Такое соотношение компонентов в составе ТЖ является наиболее оптимальным для достижения технического результата. Так, содержание хлорида калия в количестве 9,0-24,0% обеспечивает не только необходимую плотность ТЖ с минимальным и максимальным значением этого показателя, но и препятствует набуханию глинистых материалов как самой породы, так и глинистых частиц ТЖ. Содержание ПАВ в количестве 1,0% обусловлено тем, что адсорбция ПАВ на керне при длительном (в течение 24 час) контакте водного раствора ПАВ с керном приводит к понижению содержания ПАВ в растворе. Это, в свою очередь, приводит к повышению поверхностного натяжения. При низких концентрациях исходного (до адсорбции) раствора ПАВ С_ПАВ=0.4% разница между значениями поверхностного натяжения до и после адсорбции составляет ~4 мН/м (фиг.3). При высоких концентрациях ПАВ С_ПАВ=1.0% эта разница уменьшается в два раза и составляет ~2 мН/м. При высоких концентрациях ПАВ, например, С_ПАВ=1.0% разница между межфазным натяжением на границе вода/углеводород до и после адсорбции практически отсутствует и =0.5 мН/м. Однако, несмотря на то что максимальное снижение межфазного натяжения раствора ПАВ в присутствии KCl достигается уже при С_ПАВ=0.4% (фиг.4), концентрация ПАВ в ТЖ должна быть выше и составлять не менее 1.0%, что продиктовано необходимостью учета адсорбции ПАВ на керновом материале. Содержание ингибитора коррозии в ТЖ в количестве 0,01-0,04% обусловлено тем, что дальнейшее увеличение количества ингибитора в ТЖ не приводит к существенному понижению межфазного натяжения и экономически нецелесообразно, что следует из графика (фиг.2.).

Пример. Примерный рецептурный состав 1 м³ ТЖ плотностью 1,13 г/см ³ (на морской воде):

СНПХ-ПКД-515	10 л (мас.%, 1,0)
хлорид калия	190 кг (мас.%, 17,0)
вода морская	910 л (мас.%, 81,99)
ингибитор коррозии	0,1 л (мас.%, 0,01)

Для приготовления ТЖ используют следующие компоненты (товарные реагенты и технические продукты):

1. Хлорид калия технический I сорта (ГОСТ 4568-95).

2. СНПХ-ПКД-515 (ТУ 39-05765670-0П-211-95), поставляется в жидком виде. Представляет собой композицию многофункциональных ПАВ (нефрас, этилбензол, изопропанол, неонол АФ_9-12, лапрол 5003-2-15), разработан ОАО НПО «Бурение». Активной основой водорастворимого ПАВ СНПХ-ПКД-515 является неонол АФ_9-12 (ТУ 38.507-63-300-93). Неонол АФ_9-12 - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена, является высокоэффективным неионогенным поверхностно-активным веществом.

3. Ингибитор коррозии «СОНКОР-9510» (ТУ 2458-022-00151816-2002 изм.1), в его состав входят смоляные кислоты легкого талового масла и соли четвертичных аммониевых оснований.

4. Вода техническая или морская.

Технология приготовления технологической жидкости

1. Общий объем ТЖ рассчитывают исходя из условия полного заполнения скважины.

2. До начала приготовления технологической жидкости (ТЖ) в соответствии с вместимостью емкости, выбранной для приготовления жидкости, рассчитывают количество материалов для приготовления одной порции ТЖ.

3. Для приготовления ТЖ необходимо использовать техническую или морскую воду, не содержащую взвешенных механических примесей.

4. Емкости, используемые для приготовления и хранения ТЖ, должны быть чистыми.

5. Приготовительную емкость заполняют технической или морской водой, в которой растворяют расчетное количество хлорида калия. Соотношение содержания хлорида калия и плотности растворов приведены в таблице (фиг.5). После полного растворения хлорида калия вводят СНПХ-ПКД-515 из расчета 1,0% (10 л/м³) и ингибитор коррозии в количестве 0,1-0,4 л/м³ (0,01%-0,04%).

Затем производят заполнение скважины технологической жидкостью, при этом перед закачкой ТЖ в скважину предварительно готовят буферную разделительную пачку.

В качестве разделительной пачки используют водный раствор AQUA РАС R вязкостью 75-100 с. Приблизительный расход AQUA РАС R - 5 кг/м³. Объем разделительной пачки - 1 м³.

Техника безопасности

1. Хлорид калия не токсичен, при растворении образует нейтральные растворы, процесс растворения сопровождается поглощением тепла. Пожаро- и взрывобезопасен.

2. СНПХ-ПКД-515 и "СОНКОР-9510" являются умеренно опасными веществами 3-го класса опасности по ГОСТ 12.1.007-76, оказывают раздражающее действие на кожу и слизистые оболочки. Работающие с СНПХ-ПКД-515 и "СОНКОР-9510" должны быть обеспечены средствами индивидуальной зашиты: очки защитные, резиновые перчатки или рукавицы.

По пожароопасным свойствам СНПХ-ПКД-515 и "СОНКОР-9510" относятся к группе легковоспламеняющихся жидкостей. Запрещается хранить и проводить работы с СНПХ-ПКД-515 и "СОНКОР-9510" вблизи источников нагревания, искрения, открытого огня.

При возникновении загорания в качестве средств пожаротушения применять песок, пену.

Технологическая жидкость может использоваться многократно при условии отсутствия в ней мехпримесей. Крупные мехпримеси удаляют отстаиванием, для очистки мехпримесей размером до 2 мкм необходимо использовать специальное оборудование - фильтр-пресс. Например, мобильный блок тонкой очистки, выпускаемый ОАО НПО «Бурение» согласно ТУ 3616-236-00147-001-2001.

Перед повторным использованием каждый раз необходимо восполнять потери СНПХ-ПКД-515 и "СОНКОР-9510", связанные с адсорбцией, разбавлениями и другими возможными потерями. Для этого в ТЖ, очищенную от мехпримесей, необходимо ввести СНПХ-ПКД-515 из расчета мехпримесей, необходимо ввести СНПХ-ПКД-515 из расчета 5 л/м³ и "СОНКОР-9510" в количестве 0,1-0,4 л/м³.

Предложенная технологическая жидкость успешно апробирована на месторождениях Печорского моря. Результаты испытаний свидетельствуют о высокой эффективности разработанной технологической жидкости: наблюдалось повышение дебита, сокращение сроков освоения скважины и снижение величины скин-эффекта. Кроме того, жидкость не взаимодействует с породой пласта, с пластовыми водами и фильтратом бурового раствора, обладает высокими ингибирующей и гидрофобизирующей способностями, имеет низкие значения межфазного натяжения на границе с нефтью. Технологическая жидкость была высоко оценена: получила Диплом 1-ой степени с вручением золотой медали в конкурсе «Лучший инновационный проект и лучшая научно-техническая разработка года» в рамках Петербургской технической ярмарки 10-13 марта 2009 года и 15-ой международной выставки-конгресса «Высокие технологии. Инновации. Инвестиции».