ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ЗАКРЕПЛЕНИЯ НЕУСТОЙЧИВЫХ ГЛИНИСТО-АРГИЛЛИТОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
TECHNOLOGICAL LIQUID FOR FIXING UNSTABLE CLAY-ARGILLITE DEPOSITS IN OIL AND GAS WELLS

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к технологическим жидкостям на водной основе, применяемым для укрепления интервалов скважин, представленных неустойчивыми отложениями.
Известен закрепляющий агент, предназначенный для стабилизации призабойной зоны песчано-глинистых пластов, который по составу представляет собой 5% водный раствор полиэтиленполиамина (патент: SU 1303698).
Заявляемый результат достигается за счет ингибирования процесса гидратации глин. Основным недостатком изобретения является низкое крепящее воздействие полиэтиленполиамина на призабойную зону пластов.
Известны способы упрочнения глинистых пород на стадии бурения за счет специально добавляемых в буровой раствор реагентов, обеспечивающих химическую и физическую кольматацию пор и микротрещин в приствольной зоне скважины (патент: SU 977470).
Однако, указанные известные способы недостаточно эффективны, так как не предотвращают гидратацию глин в процессе бурения, а лишь снижают скорость ее увлажнения.
Известны способы закрепления (упрочнения) пород приствольной зоны специально приготовленными крепящими составами на основе осаждаемых реагентов (в основном, на основе силикатов или солей алюминия), которые закачивают в скважину после вскрытия части интервала или всего интервала неустойчивых пород (патенты: SU 1752750, USA 4120369).
Указанные способы недостаточно эффективны и технологичны, так как применяемые в них специально приготовленные крепящие составы характеризуются несовместимостью с буровым раствором, высоким коагулирующим действием, низкими изолирующими свойствами в отношении кавернозной части ствола скважины.
Известна блокирующая жидкость «ЖГ-ИЭР-Т», предназначенная, в том числе, для бурения и глушения скважин, характеризующихся наличием неустойчивых, подверженных гидратации горных пород. Указанная блокирующая жидкость представляет собой термостойкую эмульсионную систему, в которой дисперсионной средой является углеводородная фаза - нефть или дизельное топливо, а дисперсной фазой - водная фаза с заданной минерализацией, стабилизированная эмульгатором. В состав водной фазы введен также структурообразователь, гидрофобизатор и, при необходимости, утяжелитель (патент: RU 2357997).
Состав блокирующей жидкости по патенту RU 2357997, мас. %:
Углеводородная фаза - нефть или
дизельное топливо
38,0-60,0
Органофильная глина
1,0-3,0
Эмульгатор «МР» или
нефтенол «НЗб»
1,9-3,5
Гидрофобизатор «АБР»
0,5-2,2
Минерализованная водная фаза
28,0-52,0
Регулятор фильтрации - мел
2,4-5,2
К недостаткам данной известной блокирующей жидкости относится использование в качестве углеводородной фазы нефти или дизельного топлива, являющихся по своим физико-химическим и токсикологическим характеристикам пожаро- и экологически опасными веществами, запрещенными к использованию в районах со статусом особо охраняемых территорий.
Известен тампонажный состав для изоляции и предупреждения обвалообразований в кавернозной части ствола скважин путем смешивания портландцемента, глинопорошка, воды и добавок на основе силикатов щелочных металлов и производных высших жирных кислот (патент: RU 2489468).
Тампонажный состав по патенту RU 2489468, мас. %:
Портландцемент
10,0-35,0
Глинопорошок
5,0-12,5
Силикаты щелочных металлов
5,0-10,0
Производные высших жирных
кислот
1,0-2,5
Вода
остальное
Недостатками данного способа являются несовместимость с буровым раствором и высокое коагулирующие действие.
Известен способ укрепления неустойчивых пород в процессе бурения скважин, основанный на закачке гидрофобизирующего состава, содержащего углеводородный продукт, талловое масло или продукт его переработки, аминосодержащий эмульгатор обратных эмульсий, указанный ингибированный полимерный буровой раствор - остальное (патент: RU 2436826).
Состав гидрофобизирующего состава по патенту RU 2436826, мас. %:
Углеводородный продукт
10,0-60,0
Талловое масло или продукт
его переработки
1,0-3,0
Аминосодержащий эмульгатор
обратных эмульсий
1,0-3,0
Ингибированный полимерный
буровой раствор
остальное
Основным недостатком данного способа является отсутствие в составе гидрофобизирующей ванны компонентов крепящего действия.
Наиболее близким по составу к заявленному технологическому решению является буровой раствор для строительства скважин в осложненных горно-геологических условиях, содержащий глинопорошок, реагент-стабилизатор (смесь из продукта модификации жирных кислот калиевой щелочью и неионогенного поверхностно-активного вещества), углеводородную гидрофобизирующую фазу (смесь диоксановых спиртов с массовой долей гидроксильных групп в пределах 15-36%), хлорид калия, силикат калия и воду - остальное (патент: RU 2386656).
Состав технологической жидкости по патенту R.U 2386656, мас. %:
Глинопорошок
1,0-4,0
Реагент-стабилизатор
0,5-0,85
Углеводородная фаза
2,0-5,0
Хлорид калия
1,0-15,0
Силикат калия
0,5-2,0
Вода
остальное
Известная технологическая жидкость, по данным патентообладателя, характеризуется: псевдопластичными свойствами течения - для обеспечения необходимой выносной и удерживающей способности бурового раствора и снижения гидравлических сопротивлений; высокими ингибирующими свойствами - для сохранения устойчивости глинистых пород, слагающих стенки скважины; высокими смазочными и гидрофобизирующими свойствами - для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, облегчения прохождения бурильной колонны и предотвращения прихватов в сильно искривленном и горизонтальном участках ствола скважины; низкой скоростью динамической фильтрации - для предотвращения отрицательных последствий проникновения больших объемов бурового раствора и его фильтрата в приствольную зону скважины; высокой устойчивостью физико-химических и технологических свойств к поступлению химически активных примесей в процессе бурения или при проведении работ по ликвидации осложнений.
Основными недостатками данного бурового раствора являются меньшие по сравнению с заявленной технологической жидкостью ингибирующая и крепящая способности.
Заявленная технологическая жидкость характеризуется способностью ингибировать процесс гидратации глин, гидрофобизировать поверхность стенок скважин, скреплять трещины.
Повышение прочности скрепления пород, слагающих стенки скважин, достигается за счет заполнения порового и трещиноватого пространства стенок скважин силикатов натрия или калия, а также продуктами их взаимодействия с солями поливалентных металлов:
Получаемый кремниевый гель способен повышать стабильность стенок скважин в интервалах залегания неустойчивых отложений.
В таблице 1 приведены концентрации ингредиентов в заявленной и в известной технологической жидкости.
В таблице 2 приведены параметры, измеренные у воспроизведенных составов прототипа и заявленной технологической жидкости. Из данных таблицы 2 видно, что раствор прототипа обладает меньшей ингибирующей способностью по отношению к процессу гидратации глин по сравнению с заявленной технологической жидкостью.
Задачей изобретения является создание технологической жидкости, предназначенной для закрепления неустойчивых пород путем закачки в скважину и выдержки установленное время; характеризующейся минимальными значениями линейного набухания глинистых образцов, диспергирования и способности разупрочнять глинистые породы; обладающей реологическими свойствами, позволяющими производить закачку в скважину; способной обеспечить гидрофобизацию поверхности стенок скважин и скрепление трещин неустойчивых пород.
Технический результат, реализуемый предлагаемым изобретением, заключается в обеспечении стабильности ствола скважины при бурении в интервале залегания неустойчивых глинисто-аргиллитовых отложений, за счет ингибирования процесса гидратации глин, достигаемого при совместном применении хлорида калия, силиката и полиэтиленгликоля, гидрофобизации поверхности стенок скважин и скрепления трещин в результате силикатизации - образования кремниевого геля.
Указанный технический результат достигается тем, что в состав заявленной технологической жидкости для закрепления неустойчивых глинисто-аргилитовых отложений в нефтяных и газовых скважинах входит силикат натрия или калия, хлорид калия, вода и дополнительно в качестве понизителя фильтрации карбоксиметилцеллюлоза, в качестве дополнительного ингибитора процесса гидратации глин полиэтиленгликоль, в качестве гидрофобизатора комплексный реагент Ингидол ГГЛ, включающий сульфированный асфальт и окисленный битум, при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:
Силикат натрия или калия
4,5-7,0
Карбоксиметилцеллюлоза
1,5-3,5
Хлорид калия
9,0-15,0
Полиэтиленгликоль
0,1-0,4
Ингидол ГГЛ
1,0-3,0
Вода
остальное
Состав заявленной технологической жидкости обеспечивает стабилизирующее, ингибирующее и крепящее воздействия на глинисто-аргиллитовых отложения. Стабилизирующее действие достигается за счет возникновения синергетического эффекта при совместном применении сульфированного асфальта, окисленного битума, хлорида калия и карбоксиметилцеллюлозы; ингибирующее действие достигается путем применения хлористого калия и полиэтиленгликоля; крепящее воздействие - силикатом натрия или калия, что в совокупности позволяет существенно увеличить устойчивость стенок скважины в интервале залегания глинисто-аргиллитовых отложений, склонных к осыпям и обвалам.
В состав заявленной технологической жидкости входят химические реагенты, представленные в таблице 3.
Состав заявленной технологической жидкости представлен в таблице 4.
Применение заявленной технологической жидкости осуществляется после разбуривания интервала глинисто-аргиллитовых отложений, склонных к осыпям и обвалам, и заключается в закачке закрепляющий жидкости в интервал неустойчивых отложений с последующей выдержкой необходимого времени взаимодействия жидкости со стенками скважины под избыточным давлением 20-30 атм.
Целью применения заявленной технологической жидкости является предотвращение гидратации, диспергирования и разупрочнения неустойчивых глинисто-аргиллитовых пород, возникновения осыпей и обвалов.
Плотность заявленной технологической жидкости можно регулировать количеством введенного хлористого калия и, при необходимости достижения более высокой плотности, введением в состав мраморной крошки.
Порядок приготовления заявленной технологической жидкости:
1. В емкость для раствора набирают техническую воду в количестве расчетного объема технологической жидкости с учетом мертвой зоны насосов.
2. Через гидроворонку производят ввод в емкость КМЦ-85/700. Ввод КМЦ производят со скоростью 1 мешок течение 10-15 мин.
3. После ввода КМЦ производят перемешивание полученного раствора гидроворонкой в течение не менее 30 мин.
4. После перемешивания производят ввод силиката, хлорида калия, Ингидол-ГГЛ и полиэлиленгликоля ПЭГ-2000.
5. Полученный раствор перемешивают гидроворонкой в течение не менее 15 мин.
6. После перемешивания, в случае необходимости, в раствор вводят мраморную крошку в количестве, достаточном для его утяжеления до плотности рабочего бурового раствора.
Дополнительной техники для приготовления и закачки технологической жидкости не требуется. В случае отсутствия на буровой установке насосов с регулируемым количеством ходов, закачку технологической жидкости и создание давления в скважине при закрытых трубных плашках осуществляют цементировочным агрегатом.
Порядок применения заявленной технологической жидкости:
1. После разбуривания неустойчивого интервала пород производят промывку с расхаживанием инструмента в течение одного цикла циркуляции.
2. После промывки скважины приступают к закачке технологической жидкости.
3. После закачки технологической жидкости осуществляют ее продавку в интервал установки расчетным объемом рабочего бурового раствора.
4. После установки технологической жидкости на равновесие трубного и затрубного уровней, производят подъем инструмента в башмак кондуктора.
5. После подъема инструмента производят закрытие трубных плашек и создание давления в манифольде 20-30 атм.
6. Поддерживают давление в манифольде в течение 2-3 ч.
7. Производят сброс давления и открытие трубных плашек. Выполнены опытно-промышленные работы по оценке эффективности
заявленного состава технологической жидкости на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».
Источники информации:
1. SU 1303698, 30.12.1984 г., C09K 8/504, опубл. 15.04.1987 Бюл. №14;
2. SU 977470, 09.12.1980 г., C09K 8/05, опубл. 30.11.1982 Бюл. №44;
3. SU 1752750, 25.01.1990 г., C09K 7/02, опубл. 07.05.1992 Бюл. №29;
4. USA 4120369, 03.10.1977 г., C09K 8/5045, опубл. 17.10.1978;
5. RU 2357997, 19.11.2007 г., C09K 8/42, опубл. 10.06.2009 Бюл. №16;
6. RU 2489468, 13.02.2012 г., C09K 8/467, опубл. 10.08.2013 Бюл. №22;
7. RU 2436826, 04.05.2010 г., C09K 8/28, опубл. 20.12.2011 Бюл. №35;
8. RU 2386656, 13.11.2008 г., C09K 8/28, опубл. 20.04.2010 Бюл. №11.