Утяжеленная буферная жидкость



Утяжеленная буферная жидкость
Утяжеленная буферная жидкость
Утяжеленная буферная жидкость

 


Владельцы патента RU 2561134:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) (RU)

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к утяжеленным буферным жидкостям, применяемым при цементировании обсадных колонн. Техническим результатом является снижение водоотдачи, повышение плотности, повышение седиментационной устойчивости, образование структуры, способной нести утяжелитель, и исключение коагуляции контактных зон между буровыми и тампонажными растворами в зоне аномально высоких пластовых давлений и температур. Утяжеленная буферная жидкость включает, мас.%: глинопорошок 1,92-2,38, стабилизатор - Натросол 250EXR - 0,1-0,15, утяжеляющую добавку - концентрат галенитовый КГ-2-52,54-68,48 и воду - остальное. 3 табл.

 

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к утяжеленным буферным жидкостям, применяемым при цементировании обсадных колонн.

Известна буферная жидкость, состоящая из глинопорошка, полиакриламида, воды и утяжелителя - барита (Давыдов В.К., Тюрин И.П. Приготовление и применение вязкоупругих глинополимерных смесей при бурении скважин. РНТС Бурение, М., ВНИИОНГ, 1979, с. 19-21).

Недостатком ее является невысокая седиментационная устойчивость, высокая фильтрация, из-за невысокой плотности не может применяться для вытеснения утяжеленных буровых растворов в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

Наиболее близкой по предлагаемому составу является утяжеленная буферная жидкость, состоящая из глинопорошка, полиакриламида, карбоксилметилцеллюлозы, воды и утяжелителя - железорудного концентрата (RU 2154083 C1, МПК7 C09K 7/02, E21B 33/138, опубл. 2000).

Недостатком известной утяжеленной буферной жидкости является невысокая седиментационная устойчивость при повышенной плотности от 2,3 до 2,5 г/м3, высокая фильтрация, из-за невысокой плотности не может применяться для вытеснения утяжеленных буровых растворов в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

Задача, на решение которой направлено заявляемое изобретение, - повышение качества подготовки ствола скважины к цементированию обсадных колонн за счет более полного вытеснения бурового раствора из затрубного пространства и удаления рыхлой непрочной части глинистой корки со стенок скважины и пленки бурового раствора с поверхности обсадных колонн.

Техническим результатом заявляемого изобретения является снижение водоотдачи, повышение плотности, повышение седиментационной устойчивости, образование структуры, способной нести утяжелитель, и исключение коагуляции контактных зон между буровыми и тампонажными растворами в зоне аномально высоких пластовых давлений и температур.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известной утяжеленной буферной жидкости, включающей глинопорошок, стабилизатор, утяжеляющую добавку и воду, особенностью является то, что она содержит в качестве стабилизатора - Натросол 250EXR, в качестве утяжеляющей добавки - концентрат галенитовый, при следующем соотношении компонентов, мас.%: глинопорошок - 1,92-2,38, натросол 250 EXR - 0,1-0,15, концентрат галенитовый КГ-2 - 52,54-68,48, вода - остальное.

Концентрат галенитовый КГ-2 из свинцовых руд выпускается в качестве утяжелителя для буровых растворов. Согласно ТУ 1725-011-568 64391-2007 плотность утяжелителя составляет 6,8 г/см3. Концентрат галенитовый ГК-2 обеспечивает утяжеление буровых и тампонажных растворов, благодаря высокой дисперсности обеспечивает седиментационную устойчивость растворов.

Стабилизация утяжеленной буферной жидкости достигается путем добавления полимерного реагента - гидроксиэтилцеллюлозы типа Натросол 250 EXR. Добавка Натросол 250 EXR в сочетании с глинопорошком приводит к образованию растворов с увеличенной вязкостью, способных удерживать утяжелитель. Дозировку подбирают на основе лабораторного анализа.

Утяжеленную буферную жидкость готовят следующим образом.

Сначала готовят водный раствор глинопорошка: берут расчетное количество воды, в которую вводят необходимое количество глинопорошка, и перемешивают на лабораторной мешалке (глиномешалке) до получения однородной суспензии. Затем добавляют расчетное количество Натросола 250 EXR и вновь тщательно перемешивают на мешалке до однородного состояния и через 15-20 мин буферная жидкость приобретает вязкоупругие свойства, затем добавляют концентрат галенитовый КГ-2 в количестве, необходимом для получения раствора нужной плотности.

В представленных экспериментальных данных использовали глинопорошок по ТУ 39-01-08-658-81, Натросол 250 EXR по ТУ 2231-001-21095737-05, концентрат галенитовый КГ-2 по ТУ 1725-011-56864391-2007 и воду водопроводную по ГОСТ 2874-82.

Определение основных свойств - плотность, растекаемость, водоотдачу, - производят при температуре (20±2)°C и атмосферном давлении, для условий аномально-высоких пластовых давлений - при режимной температуре (120±5)°C и давлении 85 МПа. Растекаемость определяют по конусу АзНИИ, плотность - ареометром АГ-ЗПП, водоотдачу - прибором ВМ-6, стабильность (седиментационную устойчивость) - цилиндром ЦС-2, время загустевания - консистометром КЦ-2, время загустевания - консистометром модели 7025 А10 фирмы «Chandler Engeneering».

Пример. Для приготовления 1 кг утяжеленной буферной жидкости (состав 4, табл. 1) необходимо взять 23,0 г (2,3 мас.%) глинопорошка, 383 г (38,3 мас.%) воды и приготовить суспензию, затем добавить 1,2 г (0,12 мас.%) Натросола 250 EXR, тщательно перемешать до однородного состояния, после этого добавить 592,8 г (59,28 мас.%) концентрата галенитового КГ-2. Состав перемешивают, после определяют основные свойства.

Результаты испытаний приведены в табл. 1, 2, 3. Приготовленный состав имеет плотность 2,08 г/см3, водоотдачу - 4,2 см3/30 мин, толщина корки 1,0 мм, состав седиментационно устойчив через 10 часов Ар=0. Примеры приготовления и испытания остальных составов, приведенных в таблице 1, аналогичны вышеописанному.

Для выявления существенных признаков и причинно-следственной связи с заявляемым техническим результатом изменяли массовые соотношения компонентов в широком интервале значений. Как видно из табл. 1, заявляемая утяжеленная буферная жидкость обладает по сравнению с прототипом низкими значениями водоотдачи, все составы седиментационно устойчивы при высокой плотности, незначительной глинистой корки.

Проведены испытания по определению времени загустевания смесей утяжеленной буферной жидкости (БЖ) с плотностями 1,86; 2,2; 2,47 г/см3 с тампонажным раствором (TP) (табл. 2). Исследования проводились в консистометре модели 7025 А10 при температуре 120°С и давлении 85 МПа, где в автоклавных условиях длительное время перемешивалась буферная жидкость заявляемого состава с тампонажным раствором. Эксперименты показали, что испытанная таким образом буферная жидкость при смешении с тампонажным раствором не вызывает его преждевременного загустевания.

Проявление коагуляции контактных зон утяжеленной буферной жидкости и тампонажного раствора оценивалось на конусе АзНИИ. Данные свидетельствуют (табл. 3) о том, что при смешении буферной жидкости (БЖ) с тампонажным раствором (TP) растекаемость смесей не уменьшается.

Использование предлагаемой утяжеленной буферной жидкости обеспечивает по сравнению с существующими следующие преимущества: при смешении с тампонажным и буровым растворами не вызывает их загущение; обладает агрегативной устойчивостью и малой водоотдачей. Все эти преимущества позволяют значительно повысить качество цементирования обсадных колонн и уменьшить количество осложнений (газопроявления после цементирования, оставление тампонажного раствора в обсадной колонне), на устранение которых затрачиваются значительные материальные средства.

Использование буферной жидкости обеспечивает улучшение подготовки стенок ствола скважины к цементированию, к более полному замещению бурового раствора из затрубного пространства тампонажным, а следовательно, к повышению качества крепления обсадных колонн в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

Утяжеленная буферная жидкость, включающая глинопорошок, стабилизатор, утяжеляющую добавку и воду, отличающаяся тем, что в качестве стабилизатора содержит Натросол 250EXR, а в качестве утяжеляющей добавки - концентрат галенитовый КГ-2, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

глинопорошок 1,92-2,38
стабилизатор Натросол 250EXR 0,1-0,15
утяжеляющая добавка - концентрат галенитовый КГ-2 52,54-68,48
вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ограничений водогазопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах от 56 до 120°C.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для изоляции водопритоков в нефтяные и газодобывающие скважины, а также может быть использовано для регулирования профилей приемистости в нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для снижения выноса песка в скважину. Технический результат - увеличение межремонтного пробега работы скважины и повышение добычи углеводородов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при ликвидации скважины. Обеспечивает цементирование кондуктора ликвидируемой скважины с сохранением целостности эксплуатационной колонны.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину. Способ изоляции зон водопритока в скважину включает последовательную закачку коагулянта - 25% раствора хлористого кальция, буферного слоя пресной воды и гивпана.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - интенсификация добычи нефти из горизонтальной скважины, увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза, снижение обводненности добываемой продукции на 30-50%.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта, а также к способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, к способам для обработки пласта, к способам для регулирования разработки нефтяных месторождений, и может использоваться для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и создания заколонного фильтра, для ликвидации заколонных газопроявлений, межколонных давлений и межпластовых перетоков в заколонном пространстве скважины.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, а также может быть использована для ликвидации зон поглощений при ремонте добывающих и нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение скорости растворения и удаления солевых отложений, предотвращение образования труднорастворимых эмульсий в пласте, уменьшение коррозии подземного оборудования.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к растеплению ствола в процессе эксплуатации или ремонта газовых и газоконденсатных скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ограничений водогазопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах от 56 до 120°C.

Изобретение относится к повышению нефтеотдачи пласта. Способ микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта по четырем его вариантам включает обработку воды, предназначенной для закачки в нефтеносный пласт, для реализации микробиологической активности и добавление кислорода, способствующего микробиологического активности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение раскрывает гидрофобный проппант и способ его получения. Гидрофобный проппант, характеризующийся тем, что включает агрегированные частицы и смолу покрытия, отвержденную на поверхности агрегированных частиц, смола покрытия содержит гидрофобную смолу и наночастицы, которые равномерно распределены в гидрофобной смоле, наночастицы составляют 5-60% относительно массы смолы покрытия, а отношение агрегированных частиц к смоле покрытия по массе составляет 60-95:3-30 и проппант имеет угол смачивания θ в диапазоне 120°≤θ≤180°.

Изобретение относится к композициям для повышения вязкости водных сред. Композиция содержит смесь по меньшей мере одного катионного или поддающегося катионизации полимера и по меньшей мере одного анионного или поддающегося анионизации полимера.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности очистки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к производству проппантов для гидроразрыва пласта. В способе получения проппанта, используемого при добыче нефти и газа, из измельченного алюмосиликатного сырья и связующего, включающем предварительный обжиг алюмосиликатного сырья, его помол и гранулирование при введении связующего в смеситель-гранулятор, сушку полученных гранул, их рассев и обжиг, охлаждение обожженных гранул и рассев их на товарные фракции, алюмосиликатное сырье измельчают до среднего размера 3-5 мкм, подвергают его сепарации с выделением фракции менее 1,0 мкм, при этом используют фракцию более 1,0 мкм для грануляции, а фракцию менее 1,0 мкм - для получения связующего смешением с 3%-ным водным раствором органического связующего карбоксиметилцеллюлозы, или метилцеллюлозы, или лигносульфонатов технических.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования, призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений содержит углеводородные растворители и дополнительно включает диметилформамид и газоконденсат, а в качестве углеводородных растворителей содержит толуол и нефрас C2 80-120 при следующем соотношении компонентов, объемных %: нефрас C2 80-120 - 5-15; толуол - 25-35; диметилформамид - 3-7; газоконденсат - остальное. Соотношение компонентов обеспечивает высокую эффективность растворения присутствующих в АСПО составляющих, а именно - асфальтенов, смол и парафинов до 84%. 3 табл.
Наверх