Содержащая частицы промывочная среда для очистки скважины

Авторы патента:


Содержащая частицы промывочная среда для очистки скважины
Содержащая частицы промывочная среда для очистки скважины
Содержащая частицы промывочная среда для очистки скважины
Содержащая частицы промывочная среда для очистки скважины
Содержащая частицы промывочная среда для очистки скважины

 


Владельцы патента RU 2537436:

ШЛЮМБЕРГЕР ТЕКНОЛОДЖИ Б.В. (NL)

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - улучшение очистки затрубного пространства перед размещением цементных растворов или во время фазы заканчивания, абразивная очистка всего мягкого материала, присутствующего в затрубном пространстве, в частности, гелеобразной глинистой массы и глинистой корки, без применения дополнительного оборудования и без повреждения металлических деталей. Промывочная текучая среда для удаления отложений со стенки подземной буровой скважины включает жидкий носитель, имеющий вязкость, близкую к вязкости воды, и способный к перекачиванию по стенке буровой скважины в режиме турбулентного течения, и дисперсный компонент, диспергированный в жидком носителе и включающий сферические частицы, имеющие размер по меньшей мере 100 микрон и плотность, варьирующую от 0,8 до 1,3 г/см3, причем дисперсный компонент составляет 1-10% по объему от текучей среды. Способ удаления отложений со стенки подземной буровой скважины включает стадию, в которой нагнетают указанную выше текучую среду над стенкой буровой скважины так, чтобы создавать турбулентное течение, по меньшей мере, в области отложений. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 5 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к промывочным текучим средам, удаляющим отложения со стенки подземной буровой скважины. В частности, изобретение относится к таким промывочным текучим средам, какие используют для очистки скважин перед операциями цементирования или заканчивания скважины, такими как проводимые в нефте- и газодобывающей промышленности.

Уровень техники

Во время строительства скважин, таких как нефтяные или газовые скважины, обычной практикой является облицовка всей скважины или ее части обсадной трубой (типично стальной), которая удерживается на своем месте с помощью цемента. Хорошее сцепление между затвердевшим цементом и обсадной трубой и между затвердевшим цементом и пластом является важным для эффективной изоляции горизонтов. Плохое сцепление может ограничивать добычу и снижать эффективность работ по стимуляции скважины.

В операции цементирования в скважину опускают обсадную трубу, и цементный раствор нагнетают вниз по скважине и обеспечивают возможность возвращаться по кольцевому затрубному пространству между обсадной трубой и стенкой буровой скважины, где его оставляют затвердевать. В идеальной ситуации поверхность обсадной трубы и стенки буровой скважины являются совершенно чистыми и обеспечивают хорошее сцепление с цементом. Однако во время процесса бурения является обычным зарастание стенки буровой скважины осаждениями из бурильного раствора, либо в форме глинистой корки или фильтрационного осадка, которые образуются, когда твердые частицы в буровом растворе накапливаются по мере протекания флюида в пласт, либо в виде гелеобразных отложений, где течение бурового раствора недостаточно для поддержания бурового средства в прокачиваемой форме. Если позволить им оставаться, они могут препятствовать формированию хорошего цементного уплотнения на стенке буровой скважины и в конечном итоге образовывать протоки с сообщением по текучей среде, что нарушает эффективность изоляции горизонтов.

Для удаления таких отложений был предложен ряд способов.

Один путь избавления от мягких глинистых корок состоит во введении химических добавок в промывочные жидкости, которые нагнетают перед цементом для преобразования мягкой глинистой корки в твердую глинистую корку до размещения цемента. При таком способе глинистые отложения остаются на своем месте (патентный документ US6390197).

Альтернативно мягкую глинистую корку можно удалить (вычистить) из кольцевого затрубного пространства нефтяной скважины перед цементированием. Иногда используют химические средства, которые основываются на окислении или растворении компонентов глинистой корки и которые применяются во время операций заканчивания, а также механические инструменты, которые включают проволоки или щетки, закрепленные на обсадной трубе. В частности, механические инструменты удаляют любой мягкий материал, такой как огеленный буровой раствор и глинистая корка, присутствующий на стенке буровой скважины, например, путем соскабливания (патентные документы US6148918, US5564500).

Еще один путь удаления мягкой глинистой корки включает применение комбинации механических инструментов и текучих сред. Например, бурильная труба или свернутый в бухту трубопровод могут быть оснащены наконечником с соплами, которые направляют струю текучей среды на стенки буровой скважины. Это является эффективным для удаления отложений (то есть органических или неорганических твердых осадков) с поверхности обсадной трубы или гравийных фильтров.

Патентный документ US7143827 представляет текучие среды для удаления глинистых корок с использованием вспененного или невспененного заполнителя, содержащего волокна. Базовая текучая среда включает полимерные загустители и разнообразные прочие добавки, в частности абразивные частицы, предпочтительно частицы оксида кремния. Не приведено никаких упоминаний о предпочтительных размерах частиц, и не упоминается эффективность применения частиц с меньшей плотностью. Параметры производительности очистки, приписываемые этим текучим средам, очень плохие: 0% и 4% удаления, соответственно.

В отраслях промышленности, не имеющих отношения к цементированию скважин, в течение многих десятилетий использовали абразивную очистку в качестве стандартного способа очистки трубчатых устройств, например, теплообменников. Абразивная очистка основана на циркуляции содержащих частицы текучих сред в очищаемых деталях или вокруг них. Например, патентные документы US6663919 и US6585569 раскрывают системы, используемые для удаления затвердевших или полутвердых отложений с внутренних частей, например, машин, включающие фазу текучей среды (воздух) и фазу из дисперсных твердых частиц. Патентный документ US5743790 сообщает, что такая очистка может быть улучшена дополнительным воздействием вибрации или ультразвука.

Патентный документ US5904208 представляет применение содержащей частицы химической промывочной системы, которое включает использование трех отдельных партий жидкости для прочистки кольцевых пространств в нефтяных скважинах перед цементированием. Каждая жидкость дополнительно включает растворитель на основе углеводорода или на водной основе, либо по отдельности, либо с твердыми частицами. В теории роль этих твердых частиц ограничивается регулированием плотности жидкости.

Патентный документ GB2382363 А раскрывает еще одну систему, используемую в нефтяных скважинах, которая также включает жидкость; эта жидкость дополнительно включает твердые частицы в жидкости. Для предотвращения седиментации применяют частицы с малыми размерами (менее 5 микрон (5 мкм)). Как в патентных документах US5904208 или US2006/0254770, частицы также используют для регулирования плотности жидкости. В отличие от жидкостей в патентном документе US5904208, жидкость в патентном документе GB2382363 также включает полимерный гель.

Цель изобретения состоит в представлении промывочной системы, которая устраняет некоторые или все из проблем, связанных с предшествующими системами. В настоящем изобретении отложения удаляют без необходимости в полимерных загустителях, утяжелителях и диспергаторах и т.д. и основываются на понимании того, что содержащие частицы текучие среды могут удовлетворять всем требованиям, предъявляемым к промывочной текучей среде.

Сущность изобретения

Первый аспект изобретения представляет промывочную текучую среду для удаления отложений со стенки подземной буровой скважины, включающую:

- жидкий носитель, имеющий вязкость, близкую к вязкости воды, и способный к перекачиванию по стенке буровой скважины в режиме турбулентного течения; и

- дисперсный компонент, диспергированный в жидком носителе и включающий частицы, имеющие размер по меньшей мере 100 микрон (100 мкм).

Дисперсный компонент имеет гранулометрический состав частиц в диапазоне 100-1000 микрон (100-1000 мкм) и плотность, варьирующую между 0,1 и 2 г/см3, предпочтительно от 0,1 до 1,3 г/см3, более предпочтительно от 0,6 до 1,3 г/см3 и наиболее предпочтительно от 0,8 до 1,3 г/см3. Частицы предпочтительно включают пустотелые неорганические сферы, такие как полые керамические микросферы (ценосферы) или синтетические полые стеклянные сферы, и обычные органические полимеры, такие как полипропилен, полиэтилен, полиамиды, сложные полиэфиры, каучук.

Текучая среда также может включать мелкие волокна, чтобы способствовать предотвращению возможного отстаивания или осаждения частиц, (примеры таких волокон можно найти в патентных документах US7275596, US6599863). Такие волокна оказывают малозаметное влияние на реологические характеристики текучей среды, так что режим течения остается турбулентным.

Также могут быть использованы диспергаторы, которые оказывают химическое действие. Они ослабляют твердые отложения и способствуют удержанию их во взвешенном состоянии.

Другие типы добавок включают антикоагулянты глин (например, 1%-ный KCl или органические добавки) или соль.

Концентрация дисперсного компонента типично составляет 1-10% по объему от текучей среды.

Жидкий носитель включает пресную воду, морскую воду или рассолы. Рассолы, которые могут быть использованы, типично представляют собой рассолы, применяемые в нефтедобывающей промышленности и имеющие плотность менее 2 г/см3, предпочтительно от 1,3 до 2 г/см3. В предпочтительном варианте исполнения жидкий носитель выбирают из группы, состоящей из пресной воды или морской воды, и их смесей.

Второй аспект изобретения представляет способ удаления отложений со стенки подземной буровой скважины, включающий стадию, в которой нагнетают текучую среду согласно первому аспекту изобретения поверх стенки буровой скважины так, чтобы создавать турбулентное течение, по меньшей мере в области отложений.

Этот способ может быть исполнен перед размещением в скважине цемента или раствора для заканчивания скважины.

Дополнительные аспекты изобретения будут очевидными из нижеследующего описания.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 показывает секцию цементируемой скважины;

фиг.2 представляет схематический вид экспериментальной проточной кюветы;

фиг.3 представляет фотографию глинистой корки, которая была подвергнута воздействию текущей воды;

фиг.4 представляет фотографию глинистой корки, подвергнутой воздействию потока текучей среды согласно варианту осуществления изобретения; и

фиг.5 показывает график изменения скорости фильтрации относительно величины расхода тангенциального потока для воды и текучих сред согласно изобретению.

Вариант(-ы) исполнения изобретения

Фиг.1 показывает схематический вид скважины, такой как нефтяная или газовая скважина, перед проведением операции цементирования. Стальную обсадную трубу 10 опустили в скважину 12, которая проходит через проницаемый слой 14. Во время процесса бурения на стенках скважины в проницаемом слое 14 образовалась глинистая корка 16 вследствие фильтрации дисперсных материалов из бурового раствора по мере его прохождения в проницаемый пласт. Кроме того, на нижней секции скважины образовалось гелеобразное глинистое отложение 18, где форма и размер буровой скважины создали предпосылки для того, чтобы условия течения являлись ненадлежащими для обеспечения сдвигового усилия, достаточного для разрушения геля. Важно удалить глинистую корку 16 и гелеобразное отложение 18 настолько эффективно, насколько возможно, если нужно получить хорошее сцепление цемента. Промывочные текучие среды типично закачивают через скважины перед цементом для удаления таких отложений.

Промывочные среды согласно изобретению включают жидкости, содержащие частицы. Такие промывочные текучие среды могут эффективно разрушать глинистые корки. Добавление к маловязкой текучей среде частиц с конкретным размером оказывает резко выраженное действие на гелеобразный глинистый осадок и глинистую корку, осажденные на пористую поверхность. Низкая вязкость позволяет текучей среде протекать в условиях турбулентного потока, когда ее прокачивают по скважине.

Фиг.2 показывает экспериментальную проточную кювету. Пористый пустотелый цилиндр 20 используют для формирования глинистой корки 22 созданием разности давлений между кольцевым пространством 24 и внутренней полостью 26. Через кольцевое пространство 24 могут циркулировать разнообразные текучие среды, такие как буровые растворы или промывочные жидкости. Состояние глинистой корки 22 отслеживают измерением скорости 28 фильтрации текучих сред, проходящих через цилиндр и в полость 26. Прозрачная стенка 30 кюветы позволяет визуально следить за глинистой коркой 22.

Глинистую корку создают в проточной кювете из фиг.2 пропусканием суспензии бентонита с концентрацией 60 г/л через пористую породу при разности давлений 6 бар (0,6 МПа). Скорость динамической фильтрации типично составляет 0,5 мл/мин для площади поверхности фильтрации 100 см2. Суспензию бентонита заменяют водой, поддерживая такую же разность давлений; скорость фильтрации отслеживают как функцию величины расхода потока воды. Для равномерного течения воды не наблюдали ни значительной вариации скорости фильтрации (линия Х в фиг.5), ни изменения внешнего вида глинистой корки (фиг.3).

Эксперимент повторяют, но смешивают с водой твердые частицы (с широким гранулометрическим составом, 0,1-1 мм, плотность около 0,9 г/см3), при концентрации 5% по объему. Суспензию частиц в воде доводят до однородности надлежащим перемешиванием. Из практических соображений предпочтительно применение частиц с плотностью, близкой к плотности воды (или жидкого носителя), чтобы ограничить седиментацию или расслоение. Когда эта суспензия частиц в воде протекает над глинистой коркой, через прозрачную стенку кюветы наблюдается быстрое разрушение глинистой корки (фиг.4). Параллельно повышается скорость фильтрации (линия Y в фиг.5). Другие жидкости, которые могут быть использованы, включают маловязкие углеводороды или смеси воды и других компонентов. Вязкость текучих сред предпочтительно является низкой, чтобы поддерживать высокое значение числа Рейнольдса в нормальных условиях течения, ведущее к турбулентному потоку.

Фиг.3, 4 и 5 иллюстрируют то, что присутствие частиц в кольцевом потоке текучей среды ведет как к резкому повышению скорости фильтрации (более чем десятикратному увеличению), так и к полному удалению наружной глинистой корки всего после нескольких минут течения.

Различные изменения могут быть сделаны, в то же время оставаясь в пределах области изобретения. Например, количество, материал и размер дисперсного компонента могут варьировать для соответствия конкретным условиям. Кроме того, варианты практического применения промывочных текучих сред могут содержать другие добавки, обычные для этой области, такие как диспергаторы, которые могут ослаблять и затем удерживать во взвешенном состоянии любое твердое отложение, или антикоагулянты глин, такие как органические добавки или соль.

Еще одну вариацию представляет применение мелких волокон, чтобы способствовать предотвращению возможного отстаивания или осаждения частиц в текучей среде. Патентные документы US7275596, US6599863 описывают подходящие фигуры. Такие волокна оказывают малозаметное влияние на реологические характеристики текучей среды, так что режим течения остается турбулентным.

В то время как вышеприведенный пример представлен в отношении операций цементирования, такие промывочные среды могут быть использованы для очистки скважин перед нагнетанием другой текучей среды для заканчивания.

1. Промывочная текучая среда для удаления отложений со стенки подземной буровой скважины, включающая:
- жидкий носитель, имеющий вязкость, близкую к вязкости воды, и способный к перекачиванию по стенке буровой скважины в режиме турбулентного течения; и
- дисперсный компонент, диспергированный в жидком носителе и включающий сферические частицы, имеющие размер по меньшей мере 100 микрон (100 мкм) и плотность, варьирующую от 0,8 до 1,3 г/см3, в которой дисперсный компонент составляет 1-10% по объему от текучей среды.

2. Промывочная текучая среда по п.1, в которой дисперсный компонент имеет гранулометрический состав частиц в диапазоне 100-1000 микрон (100-1000 мкм).

3. Промывочная текучая среда по п.1, в которой частицы включают пустотелые неорганические сферы и органические полимеры.

4. Промывочная текучая среда по п.3, в которой частицы включают синтетические полые стеклянные сферы, полипропилен, полиэтилен, полиамиды, сложные полиэфиры или каучук.

5. Промывочная текучая среда по п.1, в которой жидкий носитель включает пресную воду, морскую воду или рассолы.

6. Промывочная текучая среда по п.1, дополнительно включающая волокнистый компонент в качестве добавки против осаждения или для стабилизации суспензий.

7. Промывочная текучая среда по п.1, дополнительно включающая диспергаторы, антикоагулянты глин, соли и другие добавки, которые не обусловливают значительного изменения реологических характеристик текучей среды.

8. Способ удаления отложений со стенки подземной буровой скважины, включающий стадию, в которой нагнетают текучую среду по любому из пп.1-7 над стенкой буровой скважины так, чтобы создавать турбулентное течение, по меньшей мере, в области отложений.

9. Способ по п.8, который исполняют перед размещением цемента в буровой скважине.

10. Способ по п.8, который исполняют перед размещением текучей среды для заканчивания в буровой скважине.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть применено для разработки трудноизвлекаемых залежей газа. Способ включает бурение основного ствола, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для очистки скважин. На устье монтируют нагнетательную линию, проходящую через теплообменное устройство, которое обвязывают с паропередвижной установкой и автоцистернами с растворителем и технологической жидкостью, обвязанными с насосным агрегатом.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для борьбы с солеотложением. Устройство содержит колонну лифтовых труб с глубинным насосом, станцию управления на устье скважины, устьевую арматуру, оснащенную выкидной линией с трубной задвижкой, установленную на верхнем конце лифтовой колонны труб.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может применяться для очистки скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений. Колонну труб спускают в скважину на глубину от 1 до 10 м от забоя, к первой затрубной задвижке монтируют нагнетательную линию и обвязывают ее с насосным агрегатом и автоцистернами с реагентом и технологической жидкостью.Насосным агрегатом по нагнетательной линии закачивают в затрубное пространство растворитель, одновременно вытесняя скважинную жидкость через колонну труб в нефтепровод и не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения коррозии и отложений на оборудовании. Устройство содержит установку дозировочную электронасосную, линию нагнетания в виде жесткого шланга, соединенную с помощью устройства ввода, выполненного в устьевой арматуре с капиллярным трубопроводом, проходящим по наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб и насосного агрегата, на нижнем конце которого размещены подвесное устройство, распылитель и центратор.

В настоящем изобретении предложены способы обработки углеводородных текучих сред с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи углеводородов и обеспечение бесперебойной работы скважин без остановок добычи на время ремонтов.

Изобретение относится к устройствам для подачи химических реагентов в скважинную жидкость.Устройство содержит соединенные по торцам с помощью муфт цилиндрические контейнеры с реагентом, камеры смешения и фильтры-дозаторы, расположенные в муфтах, имеющих, по крайней мере, по одному ряду входных и выходных отверстий.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на повышение эффективности эксплуатации скважинных глубинных электроцентробежных насосов, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений на рабочих органах насоса.

Изобретение относится к способам ингибирования образования гидратов углеводородов в прискважинной зоне или в участках трубопровода при добыче и транспорте природных и попутных газов и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти.

Изобретение относится к обработке подземных пластов при добыче углеводородов. Способ обработки подземного пласта, пересеченного скважиной, включающий: обеспечение обрабатывающей жидкости, содержащей вязкоупругое поверхностно-активное вещество, имеющее по меньшей мере одну разлагаемую связь, гидролизуемый материал и материал для регулирования величины рН, при этом материал для регулирования величины рН имеет значение рН, равное или большее, чем примерно 9, и содержит сильнощелочное вещество и окислитель; и введение в подземный пласт обрабатывающей жидкости.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к тампонажным растворам для цементирования обсадных колонн, а также хвостовиков дополнительных стволов нефтяных и газовых скважин.

Настоящее изобретение касается добычи углеводородов из трещиноватого коллектора. Способ добычи нефти из трещиноватого коллектора, матрица которого является смачиваемой нефтью, включающий по меньшей мере одну нагнетательную скважину и продуктивную скважину, которые обе сообщаются с трещинами и матрицей, включающий, по порядку, следующие стадии: a) закачку в первую очередь через нагнетательную скважину раствора поверхностно-активных веществ - ПАВ, повышающих вязкость, способных проникать в сетку трещин, слабо взаимодействующих с матрицей, создающих in situ пробку с целью значительного и селективного уменьшения проницаемости трещин и способствующих прохождению раствора стадии b) в матрицу; b) закачку во вторую очередь через нагнетательную скважину раствора ПАВ, способных взаимодействовать с матрицей для придания ей, предпочтительно, смачиваемости водой и извлечения из нее нефти, при этом указанный раствор течет, предпочтительно, через матрицу и после латентного периода времени по меньшей мере 24 часа; c) закачку в третью очередь через нагнетательную скважину воды, приводящую к увеличению поверхностного натяжения, насыщению матрицы, извлечению нефти и после растворения указанной нефтью пробки, образованной на стадии а), вытеснению нефти к продуктивной скважине.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам ограничения водопритока в добывающих и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных нефтяных скважинах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением. В способе разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов, включающем заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор, вначале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида-ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой, указанный водный раствор дополнительно содержит кальцинированную соду при следующей концентрации в нем компонентов, мас.

Изобретение относится к эмульгаторам для буровых растворов. Предложено полиамидное соединение формулы (А), где a является целым числом от 1-5, b и c являются каждый независимо выбранными из целых чисел от 0 до 10, при условии, что b и c не могут оба быть 0 одновременно, d является целым числом от 0 до 10, е является целым числом от 1-5, Y выбирают из H, X, -C(O)R1 или -C(O)R2 и Z выбирают из -C(O)R1 или X, где R1 и R2 являются линейными или разветвленными, насыщенными или ненасыщенными гидрокарбильными группами, имеющими от 7 до 30 атомов углерода, и X является карбонильной группой, полученной из карбоновой кислоты.
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.

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.

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.

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.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек, в том числе в интервале хемогенных отложений, вскрывших пласты с АВПД и наличием агрессивных компонентов H2S и СО2. Тампонажный раствор, образующий доломитизированный камень и включающий Микродур, хлористый кальций, нитрилтриметиленфосфоновую кислоту (НТФ) плотностью 1,8 г/см3, воду, карбонат калия, хлористый барий, рассол хлористого магния - бишофит плотностью 1,32 г/см3, суперпластификатор С-3 при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: хлористый кальций 2,93-4,01, хлористый барий 5,52-7,52, указанный рассол хлористого магния 6,37-8,69, карбонат калия 11,04-15,05, вода 36,42-49,65, Микродур 14,54-37,32, суперпластификатор С-3 0,27-0,36, указанная НТФ 0,13-0,18. Технический результат - расширение технологических возможностей тампонажного раствора и области его применения путем повышения плотности смеси с одновременным повышением флюидоупорности и долговечности тампонажного камня в условиях проявлений сероводорода, а также в условиях проведения возвращаемых работ, связанных с обработками ствола скважины соляной кислотой. 1 табл., 1 пр.
Наверх