Твердотопливная кислотогенерирующая композиция для обработки нефтяных скважин


 


Владельцы патента RU 2534142:

Общество с ограниченной ответственностью "Термохимсервис" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение температуры горения, скорости горения и удельной теплоты сгорания твердотопливной кислотогенерирующей композиции при ее высокой стабильности горения в широком интервале давлений, повышение эффективности воздействия на скелет призабойной зоны пласта, сложенного как из карбонатных, так и терригенных пород, а также на силикатные загрязнения в призабойной зоне, снижение шлакообразования, способность композиции перерабатываться методом экструзии. Твердотопливная кислотогенерирующая композиция содержит, мас.%: нитрат аммония 35-40, сополимер трифторхлорэтилена с винилиденфторидом 5, эластомерный сополимер винилиденфторида и хлортрифторэтилена с размером частиц 0,5-1,5 мм 10-12, поливинилхлорид мол. массы 25-50 тыс. 43-50. 1 табл., 3 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для обработки призабойной зоны пласта, сложенной как из карбонатной, так и из терригенной породы, а также силикатных загрязнений, образованных в призабойной зоне в процессе бурения и цементирования скважин.

Известна твердотопливная кислотогенерирующая композиция для обработки нефтяных скважин, содержащая нитрат аммония, гексохлорэтан и поливинилхлоридную смолу, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

нитрат аммония 32-33
гексохлорэтан 57-58
поливинилхлоридная смола 10,

см. RU Патент №2386026, МПК E21B 43/27 (2006.01), 2010.

Недостатком указанного технического решения является низкая эффективность обработки призабойной зоны пласта, сложенного из терригенных пород. Кроме того, композиция имеет низкую температуру горения и скорость горения, а также низкую удельную теплоту сгорания.

Наиболее близкой к изобретению является твердотопливная кислотогенерирующая композиция для обработки нефтяных скважин, содержащая нитрат аммония, гексохлорэтан и фторопласт марки ФП-4, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

нитрат аммония 32-33
гексохлорэтан 51 -53
политетрафторэтилен - фторопласт ФП-4 15-16

Композиция при термодеструкции выделяет смесь плавиковой и соляной кислот, позволяющих осуществлять кислотное воздействие на призабойную зону пласта, сложенную как из карбонатной, так и из терригенной породы, а также на силикатные загрязнения, образованные в призабойной зоне в процессе бурения и цементирования скважины,

см. RU Патент №2469189, МПК E21B 43/27 (2006.01), C09K 8/72 (2006.01), 2012.

Недостатками указанного технического решения являются недостаточно высокая температура горения, скорость горения композиции, что обусловливает низкую интенсивность кислотного воздействия на скелет породы. Кроме того, стабильное горение наблюдается только при скважинных давлениях не менее 5 МПа. При этом в процессе горения образуется значительное количество твердых продуктов (шлаков), до 20% от исходной массы композиции, которые загрязняют призабойную зону пласта и снижают ее фильтрационные характеристики. Композиция в своем составе содержит гексахлорэтан, являющийся токсичным нестабильным веществом с температурой сублимации около 80°C. Это накладывает высокие требования на организацию систем очистки атмосферы рабочей зоны при переработке композиции и герметизации изделий, изготовленных из нее. Композиция не может быть переработана в изделие высокопроизводительным методом экструзии.

Задачей изобретения является создание твердотопливной кислотогенерирующей композиции, обладающей повышенной температурой горения и скоростью горения, высокой удельной теплотой сгорания, высокой стабильностью горения в широком интервале давлений, с меньшим шлакообразованием и способной перерабатываться методом экструзии.

Техническая задача решается тем, что твердотопливная кислотогенерирующая композиция, содержащая нитрат аммония, фторопласт, в качестве фторопласта она содержит сополимер трифторхлорэтилена с винилиденфторидом, дополнительно содержит эластомерный сополимер винилиденфторида и хлортрифторэтилена с размером частиц 0,5-1,5 мм и поливинилхлорид мол. массы 25-50 тыс., при следующем соотношении компонентов, мас.%:

нитрат аммония 35-40
сополимер трифторхлорэтилена с винилиденфторидом 5
эластомерный сополимер винилиденфторида и
хлортрифторэтилена с размером частиц 0,5-1,5 мм 10-12
поливинилхлорид мол. массы 25-50 тыс. 43-50

Решение технической задачи позволяет повысить температуру горения, скорость горения и удельную теплоту сгорания твердотопливной кислотогенерирующей композиции при ее высокой стабильности горения в широком интервале давлений, что позволяет повысить эффективность воздействия на скелет призабойной зоны пласта, сложенного как из карбонатных, так и терригенных пород, а также на силикатные загрязнения в призабойной зоне, снизить шлакообразование и придать способность композиции перерабатываться методом экструзии.

Характеристика компонентов твердотопливной кислотогенерирующей композиции:

нитрат аммония является окислителем, в качестве которого используют гранулированный нитрат аммония (аммиачная селитра) марки Б по ГОСТ 2-85;

сополимер трифторхлорэтилена с винилиденфторидом, в качестве которого используют порошкообразный фторопласт марки Ф-32Л В по ОСТ 6-05-432-78;

эластомерный сополимер винилиденфторида и хлортрифторэтилена, в качестве которого используют порошкообразный фторкаучук марки СКФ-32 сорт 2-й по ГОСТ 18376-79;

поливинилхлорид, в качестве которого используют порошкообразный поливинилхлорид марки ПВХ-С-4700-Ж по ГОСТ 14332-78.

Твердотопливную кислотогенерирующую композицию получают путем механического смешения компонентов.

Для лучшего понимания изобретения приводим примеры конкретного выполнения.

Пример 1.

Заявляемую композицию готовят в барабанном смесителе путем механического смешения нитрата аммония, сополимера трифторхлорэтилена с винилиденфторидом - порошкообразного фторопласта марки Ф-32Л В, эластомерного сополимера винилиденфторида и хлортрифторэтилена - фторкаучука марки СКФ-32 с размером частиц 0,5 мм, поливинилхлорида - порошкообразного поливинилхлорида марки ПВХ-С-4700-Ж с молекулярной массой 25 тыс. при следующем соотношении компонентов, мас.%:

нитрат аммония 35
сополимер трифторхлорэтилена с винилиденфторидом 5
эластомерный сополимер винилиденфторида
и хлортрифторэтилена 10
поливинилхлорид с мол. массой 25 тыс. 50

Примеры 2-3 аналогичны примеру 1, данные по составу композиции и ее свойствам приведены в таблице 1.

Доставку твердотопливной кислотогенерирующей композиции к призабойной зоне пласта осуществляют с помощью герметичного устройства на кабель-тросе. Устройство представляет собой сгораемую оболочку со встроенным средством инициирования горения,

см., например, RU Патент №2124630, МПК E21B 43/25, E21B 43/26, 1999.

Из полученной композиции путем экструзии изготавливают образцы топлива диаметром 10 мм. Высоту образцов варьируют в зависимости от характера проводимых исследований. Скорость горения образцов определяют в приборе постоянного давления, имитирующего скважинные условия, при давлении 0,1-10 МПа. Содержание твердых веществ в продуктах сгорания определяют взвешиванием кварцевого отборника, размещенного в приборе постоянного давления до и после сжигания образцов топлива. Массу кислот, выделяемых при сгорании одного килограмма твердотопливной композиции, удельную теплоту сгорания композиции определяют расчетным путем, см. Алемасов В.Е. и др. Учебник«Теория ракетных двигателей», под ред. В.П. Глушко. - М.: Машиностроение, 1980, с.44.

Состав композиции и ее свойства приведены в таблице 1.

Таблица 1
Состав композиции Примеры конкретного выполнения
по прототипу Состав композиции по заявляемому объекту, мас.%
№1 №2 №3
1 2 3 4 5
Нитрат аммония 33 35 37 40
Фторопласт марки Ф-32Л В 5 5 5
Фторкаучук марки СКФ-32 с размером частиц 0,5 мм - 10 - 12
Фторкаучук марки СКФ-32 с размером частиц 1,5 мм - - 11 -
Поливинилхлорид марки ПВХ-С-4700-Ж, с молекулярной массой 25 тыс. - 50 - 43
Поливинилхлорид марки ПВХ-С-4700-Ж, с молекулярной массой 50 тыс. - 47 -
Фторопласт марки ФП-4 16 - - -
Гексахлорэтан 51 - - -
Свойства композиции
Масса кислот в числителе - концентрированная соляная / в знаменателе - плавиковая, выделяемых при сгорании с одного кг образца топлива, кг/кг 0,48/0,11 0,48/0,11 0,48/0,115 0,49/0,12
Продолжение таблицы
1 2 3 4 5
Шлакообразование
образцов топлива относительно
массы устройства, %
15-20 3-5 2-4 1-3
Температура горения образцов топлива, К 989 1278 1315 1356
Удельная теплота сгорания образцов топлива, кДж/кг 1600 1850 1960 2110
Скорость горения образцов топлива, мм/с, при давлении 0,1-5 МПа Не горит 1-2 1-3 2-4
Скорость горения образцов топлива при давлении 5-10 МПа 1-2 3-5 4-6 5-7

Как видно из примеров конкретного выполнения, решение технической задачи позволяет повысить температуру горения, скорость горения и удельную теплоту сгорания твердотопливной кислотогенерирующей композиции при ее высокой стабильности горения в широком интервале давлений, что позволяет повысить эффективность воздействия на скелет призабойной зоны пласта, сложенного как из карбонатных, так и терригенных пород, а также на силикатные загрязнения в призабойной зоне, при этом снизить шлакообразование при ее сгорании и придать способность композиции перерабатываться методом экструзии.

Твердотопливная кислотогенерирующая композиция для обработки нефтяных скважин, содержащая нитрат аммония, фторопласт, отличающаяся тем, что она в качестве фторопласта содержит сополимер трифторхлорэтилена с винилиденфторидом, дополнительно содержит эластомерный сополимер винилиденфторида и хлортрифторэтилена с размером частиц 0,5-1,5 мм и поливинилхлорид мол. массы 25-50 тыс. при следующем соотношении компонентов, мас.%:

нитрат аммония 35-40
сополимер трифторхлорэтилена с винилиденфторидом 5
эластомерный сополимер винилиденфторида и
хлортрифторэтилена с размером частиц 0,5-1,5 мм 10-12
поливинилхлорид мол. массы 25-50 тыс. 43-50



 

Похожие патенты:
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области цементирования зон водопритока в скважинах. Способ цементирования зон водопритока скважин включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), установку открытого конца НКТ выше зоны водопритока.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта при добыче нефти и газа. Способ крепления призабойной зоны пласта включает введение в скважину водного раствора карбоксиметилцеллюлозы с опилками алюминия и измельченной сырой резиной при следующем соотношении компонентов: 1,5 мас.% карбоксиметилцеллюлозы, 14,5 мас.% опилок алюминия, 11,6 мас.% измельченной сырой резины, 69,2 мас.% воды.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение проникновения кислотного состава в трещины и поры пласта при снижении его обводняемости за счет гидрофобизации и предотвращения разрушения призабойной зоны пласта.

Изобретение относится к неорганическим мелкодисперсным материалам, а именно к полым остеклованным микросферам на основе перлита, и может быть использовано при изготовлении микросфер из других кислых гидроалюмосиликатов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено в скважине, вскрывшей пласт с переслаиваемыми и неоднородными коллекторами. Способ включает тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к пенообразующим составам, и может быть использовано при освоении нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, вводимых в эксплуатацию как после бурения, так и после работ по капитальному ремонту, а также для выравнивания фронта вытеснения нефти при вторичных методах добычи нефти, в частности при нагнетании воды в нефтяной пласт. Задачей изобретения является разработка пеноообразующего состава, позволяющего увеличить устойчивость во времени и повысить механическую прочность пенной системы.

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Состав для предотвращения отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании включает, вес.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным вяжущим веществам для крепления паронагнетательных скважин.

Изобретение относится к обработке приствольной зоны, применяемой для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины. Флюид для обработки приствольной зоны, применяемый для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, содержащий: водную среду; диутановый гетерополисахарид с повторяющимся тетрасахаридным звеном в основной полимерной цепи, пероксидный разжижитель геля, реагирующий с диутаном; ускоритель разжижения геля или катализатор, по меньшей мере, один, выбранный из сульфата железа (II) и его гидратов, хлорида железа (II), порошка железа с реагентом для регулирования pH и комбинаций упомянутых материалов; и реагент для регулирования загрязнения пласта железом.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам восстановления ухудшенных при строительстве скважины естественных фильтрационных свойств коллектора. Способ заключается в закачивании в цементированную эксплуатационную колонну по колонне НКТ комплексного поверхностно-активного вещества - КомПАВ в смеси с растворителем в интервал продуктивного пласта после промывки колонны с последующей продавкой водного раствора КомПАВ до статически равновесного состояния и технологической выдержки. При этом в качестве КомПАВ в смеси с растворителем используют водный раствор КомПАВ «RaiR» 1,5-2,5%-ной концентрации. Вторичное вскрытие продуктивного пласта осуществляют в среде водного раствора того же «RaiR» при той же 1,5-2,5%-ной концентрации. После окончания работ по вторичному вскрытию пласта в коллектор продавливают 2/3 объема водного раствора упомянутого КомПАВ и оставляют скважину в покое до ее освоения свабированием. Техническим результатом является повышение эффективности воздействия на пласт, увеличение добывающих возможостей скважины, а также сокращение срока ввода скважины в эксплуатацию.
Изобретение относится к буровым и технологическим жидкостям на водной основе и может найти применение при бурении, заканчивании, освоении и капитальном ремонте скважин в продуктивных отложениях с терригенными коллекторами. Технический результат - повышение коэффициента восстановления проницаемости до 60-80%. Буровой раствор включает, мас.%: полидадмах 5-15; многоатомный спирт 3-30; хлористый калий 3-10; воду остальное. 4 з.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к реагентам эмульгаторам буровых растворов на углеводородной основе. Технический результат - обеспечение длительной электростабильности эмульгатора. Комплексный эмульгатор для инвертного эмульсионного раствора содержит, мас.%: таловое масло 30-40, этиленгликоль 10-20, эмульгатор ЭКС-ЭМ 20-40, негашеная известь 10-20. 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - повышенная ингибирующая способность к глинам, низкий показатель фильтрации, высокие солеустойчивость и термоустойчивость бурового раствора. Катионноингибирующий буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 6-8; полимер хлорида диаллилдиметиламмония (Полидадмах) 3-6; катионный сополимер акриламида 0,2-0,4; катионный сополимер акриламида 0,2-0,4; воду остальное. 6 табл.

Изобретение относится к процессу для закупоривания подземных формаций в добыче нефти и/или газа. Первый этап включает введение абсорбирующих воду частиц в содержащие жидкость и пористые горные породы. Указанными частицами будут набухающие в воде, сшивающие и растворимые в воде полимеры. Указанные частицы в содержащих воду горных породах в итоге препятствуют потоку жидкости через породные слои посредством абсорбции воды. При этом абсорбирующие частицы содержат суперабсорбирующий полимер с анионными и/или катионными свойствами и действием замедленного набухания. Набухание суперабсорбирующего полимера начинается не ранее чем спустя пять минут. Причем указанный полимер получен посредством по меньшей мере одного из четырех предложенных вариантов процесса. Техническим результатом является повышение эффективности закупоривания подземных формаций. 44 з.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь. Технический результат - повышение эффективности способа при разработке залежей с нефтями нормальной и высокой вязкости за счет создания области необходимой нефтенасыщенности, снижения расхода топлива на поддержание процесса горения, более полного использования окислителя и безопасности проведения процесса разработки залежи с неоднородными и трещиноватыми пластами, увеличение охвата зоны пласта процессом горения и вытеснения. В способе разработки нефтяной залежи, содержащей трудноизвлекаемые запасы нефти путем закачки в нагнетательные скважины оторочек окислителя и воды и отбор нефти посредством добывающих скважин, перед закачкой окислителя в пласт закачивают водный раствор средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотный раствор. Кроме того, закачку в пласт средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотного раствора производят попеременно циклами для получения необходимого объема оторочки. В случае прорыва газа в добывающие скважины производят изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта. Способ изготовления ультралегковесного кремнеземистого магнийсодержащего проппанта, включающий помол исходной шихты, состоящей из кварц-полевошпатного песка и серпентинита, формирование гранул, их обжиг при температуре, не превышающей 1200°С, и рассев, где в исходную шихту, измельченную до фракции 20 мкм и менее с содержанием фракции менее 5 мкм - 20-30 масс.%, фракции 5-20 мкм - 70-80 масс.%, вводят каолиновую вату с длиной волокон до 15 мкм при следующем соотношении компонентов, масс.%: серпентинит 1-5, каолиновая вата 0,05-2, кварц-полевошпатный песок остальное. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - повышение устойчивости к динамическим нагрузкам при насыпной плотности проппанта менее 1,3 г/см3. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - обеспечение высоких флоккулирующих и ингибирующих свойств раствора для удаления шлама при очистке, высокой термостойкости бурового раствора при низкой химической агрессии к окружающей среде при вскрытии пластов с аномально высоким пластовым давлением и практически нулевой фильтрацией водной фазы. Инвертный эмульсионный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов содержит, мас.%: в качестве растворителя масло гидравлическое минеральное ВМГЗ 32,0-63,0; органофильный бентонит для создания структуры раствора 0,8-3,2; микрокальцит 3,9-8,0; ксантановая смола для регулирования реологических и фильтрационных свойств 0,2-0,8; эмульгатор ЭКС-ЭМ 2,3; водный раствор хлорида кальция 10%-ный в качестве стабилизатора эмульсии и ингибитора гидратации глинистых сланцев 15,3-16,0; негашеная известь 1,7, пеногаситель МАСС-200 0,5-0,8, барит 7,5-40,0. 1 табл.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным растворам для ограничения водопритока. Расширяющийся тампонажный раствор содержит жидкость затворения - воду, и основу, состоящую из портландцемента тампонажного, гидроксиэтилцеллюлозы, пластификатора FOX-8H, силиконового пеногасителя Sik, хлорида кальция и расширяющей добавки - продукта совместного помола гипса, негашеной извести, порошка магнезитового каустического и глиноземистого цемента среднего химического состава, мас.%: СаО - 42-47; MgO - 11…13; СаSО4 - 23-28; mСаО·nАl2О3 - 14-17; Fе2О3 - 0-0,5; прочие примеси - 0-4,5 при следующем соотношении используемых ингредиентов, мас.%: портландцемент тампонажный - 91,6-94,2; гидроксиэтилцеллюлоза - 0,1-0,25; пластификатор FOX-8H - 0,05-0,1; силиконовый пеногаситель Sik - 0,1-0,23; хлорид кальция - 2,3-3,1; расширяющая добавка - 3,0-5,0. Содержание воды в растворе обеспечивает водосмесевое соотношение с основой 0,46-0,64. Техническим результатом является повышение изоляционной способности цементного камня, получаемого из предлагаемого тампонажного раствора за счет улучшенных показателей основных технологических свойств цементного раствора-камня - высокой растекаемости, низкой фильтрации, повышенной расширяющей способности, высокой ранней прочности при широком диапазоне плотностей тампонажного раствора. 2 табл.
Изобретение относится к технологиям подземной газификации угольных пластов посредством преобразования угля на месте его залегания в горючий газ, который в качестве топлива может использоваться в энергоустановках разного типа. Способ включает бурение дутьевой и газоотводящей скважин, установку колонн труб, соединение скважин по угольному пласту гидроразрывом, заполнение образованного канала катализатором, осуществление розжига угольного пласта с нагревом его до температур 300-500 °С, подачу в канал перегретого водяного пара той же температуры, отвод через газоотводящую скважину горючего газа. При этом операции гидроразрыва и заполнения канала катализатором совмещают посредством использования в качестве материала проппанта катализатора на базе оксидов железа. Технический результат заключается в ускоренном процессе газификации угля в недрах земли при одновременном снижении стоимости получаемого горючего газа. 2 з.п. ф-лы.
Наверх