Жидкость для глушения скважин


 


Владельцы патента RU 2499019:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") (RU)

Изобретение предназначено для глушения скважин и может быть использовано на нефтегазодобывающих предприятиях. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин с пластовым давлением выше гидростатического. Жидкость для глушения скважин включает, мас.%: глицерин 20,0-35,0; сульфацелл 1,5-2,0; аммоний йодистый 60,0-62,5; вода - остальное. 1 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к составам для глушения скважин, и может быть использовано на нефтегазодобывающих предприятиях при выполнении различных видов ремонтных работ в нефтяных и газовых скважинах, а также при капитальных ремонтах скважин на подземных хранилищах газа.

Наиболее близким аналогом к заявленному изобретению является жидкость для глушения скважин, включающая воду, глицерин, сульфацелл, хлористый калий, дисольван и алюмосиликаты микросферы (АМС) (см. патент РФ №2203304, C09K 7/06, E21B 43/12, опубл. 27.04.2003).

Недостатком упомянутой выше жидкости для глушения скважин является ее низкая плотность, что не позволяет использовать ее для глушения скважин с пластовым давлением выше гидростатического.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является разработка жидкости, предназначенной для глушения скважин с пластовым давлением выше гидростатического.

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение эффективности глушения скважин с пластовым давлением выше гидростатического за счет использования жидкости для глушения без твердой фазы с повышенной плотностью.

Данный технический результат достигается за счет того, что жидкость для глушения скважин без твердой фазы, включает: воду, глицерин, сульфацелл и аммоний йодистый при следующем соотношении компонентов, мас.%:

глицерин - 20,0 - 35,0;

сульфацелл - 1,5 - 2,0;

аммоний йодистый - 60 - 62,5;

вода - остальное.

Плотность жидкости для глушения является главным фактором, который определяет величину давления на забое скважин. Для предотвращения выброса газа из пласта жидкость для глушения должна обеспечивать создание на забое давления, превышающего пластовое. В скважинах, в которых пластовое давление превышает гидростатическое давление, необходимо использование жидкости для глушения с высокой плотностью для создания противодавления на пласт.

Для приготовления жидкости для глушения скважин при капитальном ремонте используют следующие компоненты: глицерин, сульфацелл, аммоний йодистый и воду.

Глицерин - трехатомный спирт, обладает низким поверхностным натяжением, легко растворяется в воде и спирте, смешиваясь с ними в любых соотношениях. Экологически безвреден, не обладает токсичным и раздражающим действием. Химическая формула - C3H8O3, выпускается промышленностью в соответствии с ГОСТ 6824-96. Используется в качестве реагента для повышения морозостойкости заявленного состава жидкости для глушения скважин.

Сульфацелл - водорастворимая гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ), представляет собой простой эфир целлюлозы неионогенного типа, получаемый реакцией этерификации целлюлозы. Продукт белого, желтовато-белого или сероватого цвета, легко растворяется в воде. Сульфацелл производится нескольких марок, которые отличаются вязкостными характеристиками и содержанием основного вещества в готовом продукте. Экологически безвреден, так как подвергается биологическому разложению, не образуя вредных веществ. Выпускается ЗАО «Полицелл», г.Владимир, согласно ТУ-6-5 5-221-1407-95. Применяется в качестве реагента, позволяющего получать растворы различной вязкости, проявляющие псевдопластические свойства.

Аммоний йодистый представляет собой мелкие, слегка желтоватые кристаллы кубической системы, плотностью 2514 кг/м3. Хорошо растворим в воде (62,8% при температуре 20°C) и в этиловом спирте (20% при 20°С). Химическая формула - N4H8I, выпускается промышленностью в соответствии с ГОСТ 3764-75. Применяется в качестве реагента, позволяющего регулировать плотность заявленной жидкости для глушения скважин.

Сущность изобретения поясняется таблицей 1.

В таблице 1 приведены состав и технологические параметры жидкости для глушения скважин являющейся наиболее близким аналогом и заявленной жидкости для глушения скважин.

Жидкость для глушения готовят следующим образом.

Пример 1. Содержание компонентов в жидкости для глушения составляет (масс.%): глицерин - 20,0%, сульфацелл - 1,5%, аммоний йодистый - 60%, вода - остальное.

Эксикатор наполняют пресной водой в количестве 1000 г. При постоянном перемешивании в течение 10 минут вводится расчетное количество (в соответствии с указанным выше массовым процентным содержанием) аммония йодистого и перемешивается на лабораторной мешалке ЛРМ-1 до полного растворения.

При дальнейшем перемешивании в водный раствор вводится расчетное количество (в соответствии с указанным выше массовым процентным содержанием) понизителя фильтрации - сульфацелла.

Сульфацелл вводится в сухом виде при непрерывном перемешивании до полного растворения.

После получения однородной системы на конечной стадии постепенно добавляется расчетное количество (в соответствии с указанным выше массовым процентным содержанием) глицерина, и перемешивание продолжается еще 15 мин.

Замер основных технологических параметров полученной жидкости глушения производится на стандартных приборах.

Для экспериментальной проверки готовились составы с различным содержанием ингредиентов.

Наилучшие технологические параметры для заявленной жидкости для глушения были получены при соотношении компонентов приведенных в таблице 1.

Как видно из таблицы 1, заявленная жидкость для глушения скважин по сравнению с жидкостью для глушения скважин, являющейся наиболее близким аналогом, имеет более высокую плотность и низкий показатель фильтрации.

Использование заявленного изобретения обеспечивает возможность проведения ремонтных работ на скважинах с пластовым давлением выше гидростатического с сохранением фильтрационных свойств коллектора скважины.

Таблица 1
Состав и технологические параметры жидкости для глушения скважин
Состав жидкости для глушения скважин, мас.% Плотность, кг/м3 Условная вязкость, с Фильтрация, см3/30 мин рН
Глицерин Сульфацелл Аммоний йодистый Хлористый калий Дисольван АСМ Вода
Жидкость для глушения скважин, являющаяся наиболее близким аналогом
40 1,0 - 2,0 0,5 3 остальное 1080 30 8 6
60 2,0 - 2,0 0,5 15 остальное 1080 160 2 6,9
Заявленная жидкость для глушения скважин
20 1,5 60 - - - остальное 1310 30 2 4
35 2,0 62,5 - - - остальное 1290 40 2 4

Жидкость для глушения скважин, включающая воду, глицерин и сульфацелл, отличающаяся тем, что она содержит аммоний йодистый при следующем соотношении компонентов, мас.%:

глицерин 20,0-35,0
сульфацелл 1,5-2,0
аммоний йодистый 60-62,5
вода остальное



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа с использованием смешивающегося их вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности изобретений за счет существенной экономии энергии.

Группа изобретений относится к области бурения с использованием в качестве очистного агента газообразных текучих сред. Способ включает циркулирование системы буровой жидкости и эффективного количества пенообразующей композиции, состоящей из пенообразующего агента и стабилизирующего полимера, добавление газообразного агента в жидкость со скоростью, достаточной для образования пенного бурового раствора, и удаление вспененной буровой жидкости из скважины.
Изобретение относится к композиции на основе нитрата карбамида для удаления карбонатных отложений, накипи, продуктов коррозии, высолов различного типа и иных продуктов, растворяющихся при взаимодействии с азотной кислотой.

Изобретение относится к области строительства нефтяных и газовых скважин, в частности к облегченным тампонажным растворам, используемым при цементировании надпродуктивных интервалов газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, преимущественно, с большим газовым фактором, например более 100 м3/т.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при обработке неоднородных нефтяных пластов для увеличения коэффициента охвата их заводнением и увеличения нефтеотдачи.

Изобретение относится к привитым сополимерам на основе полиамида. Предложены привитые сополимеры на основе полиамида, прошедшего реакцию с ангидридом малеиновой кислоты, содержащие по меньшей мере одну винил-ненасыщенную боковую цепь, выбранную из N-винилкапролактама и/или N-винилпирролидона и в качестве полиамидного компонента он содержит по меньшей мере одно соединение из ряда натуральных или синтетических полиамидов.
Группа изобретений относится к способам изоляции притока пластового флюида (воды) или газа в скважинах. Изоляционный раствор содержит массовых %: силиката натрия - 5-50; бентонита - 15-55; полиакриламида - 0,0005 до 0,5; воды - остальное.
Группа изобретений относится к использованию пеногасителей в скважинных операциях. Технический результат - универсальность пеногасителя, эффективность пеногасителя при низких концентрациях с одновременным сохранением способности пенных систем к повторному ценообразованию или к осуществлению ряда циклов пенообразования - пеногашения - повторного пенообразования.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к устройствам для повышения производительности скважин путем обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины.

Изобретение относится к области нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для тампонирования каналов прорыва воды или газа в цементном камне за колонной, для ликвидации зон поглощений и обводненных зон пласта, в том числе высокопроницаемых и трещиноватых. Состав может быть также применен для ликвидации негерметичности резьбовых соединений и незначительных нарушений эксплуатационной колонны, для борьбы с поглощением при бурении скважин. Состав для изоляции заколонных перетоков и высокопроницаемых зон пласта содержит 100 масс.ч. этилового или метилового эфира ортокремневой кислоты или их смеси, 15-50 масс.ч. полярного растворителя, 1-3 масс.ч. хлорида металла IV-VIII групп, добавку - фиброволокно полипропиленовое в количестве 0,1-0,5 масс.ч. Технический результат - обеспечение регулируемого времени отверждения, получение укороченного времени потери текучести, увеличение эффективности изоляционных работ при ликвидации заколонных перетоков воды и газа и тампонировании высокопроницаемых и трещиноватых зон пласта, обеспечение более продолжительного тампонирующего эффекта за счет увеличения прочности отвержденного полимера и уменьшения его синерезиса. 1 табл.
Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция для изменения водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы, которые включают гидрофобные полимеры, содержащие лабильные боковые группы, где микрочастицы имеют средний диаметр частиц неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм, указанные гидрофобные полимеры включают сложный эфир акриловой кислоты и сомономеры, сополимеризованные со сложным эфиром акриловой кислоты и лабильные боковые группы являются гидролизуемыми. Предложен также способ изменения водопроницаемости подземного пласта, включающий закачивание в подземный пласт предложенной композиции. Технический результат - возможность упрощенного регулирования водопроницаемости подземного пласта за счет улучшенного распространения микрочастиц в структуре месторождения без использования флюида, иного, чем флюид месторождения. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 2 табл., 11 пр.

Изобретение относится к растворам для глушения скважин. Способ обработки подземного пласта включает: закачивание в обсаженный, перфорированный ствол скважины, который рассекает пласт, раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; контакт пласта с раствором для глушения скважины и предоставление возможности разлагаемому материалу, по меньшей мере, частично разложиться. Способ включает: получение раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; закачивание этого раствора в обсаженный, перфорированный ствол скважины; формирование фильтрационной корки; и разрушение фильтрационной корки, позволяя разлагаемому материалу разрушаться. Способ включает: получение раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; помещение раствора для глушения скважины в обсаженный, перфорированный ствол скважины; формирование фильтрационной корки; и разрушение фильтрационной корки, в котором гидролиз разлагаемого материала разрушает фильтрационную корку. Технический результат - снижение эффективности поступления и истечения флюидов между пластом и стволом скважины и минимизация повреждения пласта. 3 н. и 22 з.п. ф-лы, 2 табл., 5 ил.
Изобретения относятся к улучшенному способу вторичной добычи нефти. Технический результат - усовершенствование введения ингибитора отложений на стенках оборудования, повышение эффективности извлечения нефти, увеличение срока службы конструкций. Способ вторичного извлечения нефти включает стадию введения в систему резервуара от 0,1 до 100000 ч./млн аминоалкиленфосфоновой кислоты, выбранной из специально заданной группы соединений в сочетании с аминным нейтрализующим агентом, выбранным из специально заданной группы соединений при условии, что аминный нейтрализующий агент представлен сочетанием, по меньшей мере, двух структурно различных аминных типов, причем первый является более гидрофобным, имеющим величину гидрофильно-липофильного баланса, которая, по меньшей мере на 2 единицы меньше, чем величина гидрофильно-липофильного баланса второго, указанный первый и указанный второй аминные типы применяют в эквивалентных пропорциях первый (более гидрофобный):второй (более гидрофильный) в интервале от 10:1 до 2:5. 2 н. и 11 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к строительству скважин различного назначения, к ремонтно-изоляционным работам в скважинах, а также используется при ликвидации водопроявлений в процессе бурения скважин. Технический результат - снижение фильтратоотдачи, повышение седиментационной устойчивости. Тампонажный состав, содержащий вяжущее и углеводородную жидкость модифицированную ПАВ, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости модифицированной ПАВ применяется углеводородная жидкость «ДС БТРУО», а в качестве вяжущего содержит портландцементные тампонажные смеси: цементная смесь БТРУО «Стандарт» с удельной поверхностью не менее 300,0 м2/кг; цементная смесь БТРУО «Медиум» с удельной поверхностью не менее 500,0 м2/кг; цементная смесь БТРУО «Микро» с удельной поверхностью не менее 900,0 м2/кг, соответственно, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество «ПАВ БТРУО», маслорастворимый полимер, в качестве которого используют 20% растворы полиизобутилена в углеводородном растворителе: ПИБ 15 или ПИБ 20, или ПИБ 30 и тонко дисперсный кремнесодержащий наполнитель, в качестве которого используются микрокремнезем или опока молотая, или диатомит молотый при следующем соотношении компонентов, масс.%: вяжущее: цементная смесь БТРУО «Стандарт», или БТРУО «Медиум», или БТРУО «Микро» 59,0÷71,0, поверхностно-активное вещество «ПАВ БТРУО» 0,2÷0,5, маслорастворимый полимер - 20% растворы полиизобутилена в углеводородном растворителе: ПИБ 15, или ПИБ 20, или ПИБ 30 1,0÷10,0, тонкодисперсный кремнесодержащий наполнитель: микрокремнезем, или опока молотая, или диатомит молотый 1,0÷7,0, углеводородная жидкость «ДС БТРУО» остальное. 2 табл.

Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция расширяемых полимерных микрочастиц для изменения коэффициента проницаемости воды в подземном пласте, содержащая взаимопроникающую полимерную сетку (ВПС), включающую один или более акриламидных сополимеров. ВПС ограничивает микрочастицу до среднего размера неувеличенного объема от примерно 0,05 до примерно 5000 мкм. Лабильные сшивки в полимерах ВПС подвергают деструкции, что приводит к освобождению расширяемой микрочастицы таким образом, что микрочастица расширяется. Предложен также способ изменения коэффициента проницаемости подземных пластов с использованием указанной композиции. Технический результат - увеличение подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 14 пр.

Изобретение относится к композициям и способам извлечения углеводородных флюидов из подземного месторождения. Предложена композиция инкапсулированных полимерных микрочастиц для изменения коэффициента водопроницаемости подземного пласта, включающая расширяемые полимерные микрочастицы, заключенные в оболочку из по меньшей мере одного слоя сополимера N-изопропилакриламида и акриламида. Инкапсулированные микрочастицы имеют средний диаметр не увеличенного объема от 0,05 до 5000 мкм. Предложен также способ изменения коэффициента водопроницаемости подземных пластов с использованием указанной композиции. Технический результат - увеличение подвижности и/или темпа добычи углеводородных флюидов, присутствующих в пластах. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 1 табл., 11 пр.

Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче газа или нефти методом гидравлического разрыва пласта (ГРП). В способе изготовления высококремнеземистого керамического проппанта для добычи сланцевого газа, включающем помол исходной шихты, формирование гранул и их обжиг, помол осуществляют последовательно - сначала сухой, а затем мокрый с добавлением при мокром помоле водорастворимого полимерного связующего и 0,3-3,0 мас.% водорастворимой соли минеральной кислоты, способной образовывать кристаллогидрат, молекула которой удерживает не менее 6 молекул воды с температурой дегидратации не ниже 100°C, а также в качестве разжижителя и пластификатора - соответственно жидкое стекло в количестве 0,5-3,5 мас.% и низкомолекулярный полиалкиленгликоль в количестве 0,005-0,03 мас.% с получением шликера влажностью 25-30 мас.%, растекаемостью не менее 100 мм и температурой 40-60°C, формирование гранул осуществляют путем диспергирования полученного шликера через по крайней мере одно калибровочное отверстие в водный раствор закрепляющего вещества, образующего с указанным связующим водонерастворимое соединение, с использованием при диспергировании бокового или осевого вибрационного воздействия на ламинарный поток шликера с последующей сушкой и обжигом гранул. Технический результат - снижение насыпного веса проппанта при увеличении проницаемости проппантной пачки и сохранении высокой прочности проппанта. 1 з.п. ф-лы, 4 пр., 2 табл., 3 ил.
Изобретение относится к способам приготовления жидкости для обработки подземных формаций при гидроразрыве пласта и может быть использовано при получении жидкости-носителя для проппанта, в частности, в системах с низкой загрузкой гелянта и для увеличения общей термической стабильности системы, снижения седиментационых свойств проппанта. В способе приготовления жидкости для обработки подземных формаций и скважин при гидроразрыве пласта, включающем получение загущенной жидкости-носителя, содержащей проппант и антиседиментационную добавку, в качестве антиседиментационной добавки используют смесь из, по меньшей мере, одного амина и полисилоксана, органосилана, органополисилана, при следующем соотношении компонентов, мас.%: полисилоксан, органосилан, органополисилан 30-50, по меньшей мере, один амин остальное, а добавку вводят в количестве 0,1-4,0 л/м3 жидкости-носителя. Технический результат - повышение несущей способности проппантной пачки в широком диапазоне температур при снижении загрузки загустителя. 10 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 ингибирующей способности к глинам. Спиртовой буровой раствор включает, масс.%: глинопорошок ПБМВ 1,2, биополимер Сараксан 0,2, хлористый калий 0,5-1,1, ацетат натрия 2,5-3,1, анионную эмульсию Росфлок ПВ 2,1, триэтиленгликоль 9,8, талловое масло 11,3, бактерицид «Remacid» 0,1, воду остальное. 1 табл.
Наверх