Тампонажный состав для проведения ремонтно-изоляционных работ нефтяных и газовых скважин

Авторы патента:

Виноградов Евгений Владимирович (RU)

E21B33/138 - глинизация стенок скважины, закачивание цемента в поры и трещины породы

C09K8/467 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2573651:

Общество с ограниченной ответственностью "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (RU)

Изобретение относится к составам для обработки буровых скважин во время восстановительных работ и предназначено для использования в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах при температуре до 160°C. Тампонажный состав для проведения ремонтно-изоляционных работ нефтяных и газовых скважин включает водный раствор хлористого магния MgCl₂ и каустического магнезита MgO. Дополнительно состав содержит фосфогипс при следующем соотношении компонентов, мас.%: хлористый магний - 18-36; каустический магнезит - 30-45; фосфогипс - 0,4 - 2; вода - остальное. Техническим результатом является увеличение сроков схватывания. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Известен тампонажный состав для изоляции водоносных пород в скважинах, а также для укрепления горных и грунтовых выработок (патент РФ на изобретение №2065923, МПК E21B 33/138). Тампонажный раствор содержит (масс. ч.): каустический магнезит (100); хлористый магний (18,9-26,5); щелочной сток производства капролактама (1,0-7,0); воду (44,1-61,7).

Недостатками раствора являются короткие сроки схватывания при температурах более 20°C и высокий процент водоотдачи.

Известен тампонажный раствор для цементирования скважин в отложениях калийно-магниевых солей (авторское свидетельство СССР №840293, МПК E21B 33/138). Раствор содержит растворенные в воде (масс.%): каустический магнезит (40-42); суперфосфат (1,0-1,5); хлористый магний (17,0-17,5); палыгорскитовый глинопорошок (3,0-3,5).

Недостатком раствора является малый срок загустевания и схватывания при температуре выше 30°C.

Наиболее близким к заявляемому изобретению является тампонажный материал для цементирования обсадных колонн (патент РФ на изобретение №2460755, МПК C09K 8/467). Известный материал, принятый за прототип, содержит растворенные в воде (масс.%): каустический магнезит (30,0-40,0) в качестве связующей основы; хлористый магний (15,0-36,0); бентонитовую глину (0,1-8,0); тетраборат натрия дигидрат-бура (0,1-0,5) в качестве регулятора сроков схватывания и загустевания.

Недостатком прототипа является малый срок схватывания при температуре выше 60°C.

Задача заявляемого изобретения состоит в разработке тампонажного состава, предназначенного для проведения ремонтно-изоляционных работ при температурах от 30 до 160°С.

Технический результат заключается в увеличении сроков схватывания.

Указанный технический результат достигается тем, что тампонажный состав для проведения ремонтно-изоляционных работ нефтяных и газовых скважин, включающий водный раствор хлористого магния MgCl₂ и каустического магнезита MgO, согласно заявляемому решению дополнительно содержит фосфогипс при следующем соотношении компонентов, масс.%: хлористый магний - 18-36; каустический магнезит - 30-45; фосфогипс - 0,4-2; вода - остальное.

Для еще большего увеличения сроков схватывания состав дополнительно содержит нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в количестве 0.1-0.3 мас.%.

В качестве примеров реализации заявляемого изобретения были изготовлены следующие тампонажные составы:

Состав №1: MgCl₂ - 36 масс. %; MgO -36 масс. %; фосфогипс - 0,4 масс. %; вода - остальное.

Состав №2: MgCl₂ - 36 масс. %; MgO -36 масс. %; фосфогипс - 0,7 масс. %; вода - остальное.

Состав №3: MgCl₂ - 36 масс. %; MgO -36 масс. %; фосфогипс - 2 масс. %; вода - остальное

Состав №4: MgCl₂ - 36 масс. %; MgO - 36 масс. %; фосфогипс - 2 масс. %; НТФ - 0,1 масс.%; вода - остальное.

Состав №5: MgCl₂ - 36 масс. %; MgO - 36 масс. %; фосфогипс - 2 масс. %; НТФ - 0,3 масс.%; вода - остальное.

Состав №6: MgCl₂ - 18 масс. %; MgO -36 масс. %; фосфогипс - 2 масс. %; вода - остальное.

Состав №7: MgCl₂ - 30 масс. %; MgO - 45 масс. %; фосфогипс -2 масс. %; вода - остальное.

Состав №8: MgCl₂ - 18 масс. %; MgO - 30 масс. %; фосфогипс - 2 масс. %; вода - остальное.

Для оценки влияния фосфогипса на параметры полученных составов и достижение заявляемого технического результата был изготовлен следующий состав:

Состав №0: MgCl₂ - 36 масс. %; MgO - 36 масс. %; вода - остальное.

Результаты испытаний тампонажных составов представлены в таблице.

Таблица
Состав	Эксплуатационные характеристики
Начало схватывания, мин.	Растекаемость, см	Прочность на сжатие через сутки, МПа
0	15	25	30
1	55	25	33
2	60	25	30
3	86	25	28
4	300	25	29
5	330	25	34
6	250	25	28
7	200	25	31
8	260	25	25

1 . Тампонажный состав для проведения ремонтно-изоляционных работ нефтяных и газовых скважин, включающий водный раствор хлористого магния MgCl₂ и каустического магнезита MgO, отличающийся тем, что дополнительно содержит фосфогипс при следующем соотношении компонентов, мас.%:
хлористый магний - 18-36;
каустический магнезит - 30-45;
фосфогипс - 0,4 - 2;
вода - остальное.

2 . Тампонажный состав по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в количестве 0,1-0,3 мас.%.

Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, а также для регулирования разработки нефтяных месторождений.

Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах // 2571474

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС) и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы.

Состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способ его приготовления // 2571458

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способам их приготовления, и может быть использовано для изоляции водопритоков в газовых скважинах с терригенным коллектором.

Способ поинтервальной обработки продуктивного пласта с открытым горизонтальным стволом скважины // 2570179

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации.

Способ снижения водопритока к горизонтальным скважинам // 2569101

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора горизонтальными скважинами.

Способ цементирования колонны труб // 2566836

Настоящее изобретение относится к способу цементирования в подземном пласте, включающему обеспечение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду и добавку, замедляющую схватывание, при этом способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости может сохранять удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; добавление в способную к схватыванию композицию с увеличенным временем сохранения прокачиваемости ускорителя схватывания цемента в количестве 0,1-4 мас.%, причем ускоритель содержит по меньшей мере две добавки из группы: хлористый кальций, формиат цинка, ацетат кальция; введение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в ствол скважины; предоставление способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости возможности схватиться.

Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт // 2566356

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока вод в скважины и зон поглощения. Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт включает спуск в интервал изоляции заливочных труб с пакером и втулкой, состоящей из корпуса со сквозным каналом с боковыми отверстиями, сообщенными с клапанным узлом, пропускающим снаружи внутрь.

Способ обработки призабойной зоны пласта // 2566344

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - полное выравнивание профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах, изоляция водопритока, интенсификация добычи нефти и газа, возможность использования независимо от сезона года.

Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине // 2565618

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки временных мостов в горизонтальных скважинах. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине включает спуск в горизонтальную скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - до интервала установки моста, закачку по колонне НКТ в интервал установки моста цементного раствора и мела, а также буферной жидкости, разрушение моста после проведения ремонтных работ раствором соляной кислоты.

Герметизирующие композиции, включающие биутан, и способы их применения // 2564708

Группа изобретений относится к герметизирующим композициям, включающим биутан, и к способам применения таких композиций в подземных операциях. Способ герметизирования подземной формации включает получение герметизирующей композиции, содержащей водную текучую среду, диутановый состав по меньшей мере одну гелевую систему.

Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) // 2572439

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов с карбонатным коллектором. Состав для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащий ПАВ, тетраборат натрия (буру) и воду, дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАВ 1,0-4,0, тетраборат натрия (бура) 2,0-30,0, глицерин 10,0-90,0, вода остальное.

Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта // 2572401

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - совместимость состава обработки пласта с пластовыми жидкостями, ингибирование кислотной коррозии, образования эмульсий и смолообразования.

Многофункциональный состав для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину // 2572254

Способ гидравлического разрыва пласта в скважине // 2571964

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для повышения производительности добывающих и нагнетательных скважин. Способ включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта закачкой в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - линейного геля - до образования трещины разрыва в пласте, закачку в трещину разрыва крепителя трещины, стравливание давления в колонне труб, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Способ очистки отработанных проппантов от нефти // 2571786

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть применено при регенерации нефтезагрязненного проппанта после гидравлического разрыва пласта и последующем его использовании в качестве расклинивающего агента.

Ингибирующие образование твердых отложений частицы и способы их применения // 2571476

Изобретение относится к применению частиц с фосфонатным ингибитором отложений в подземных работах. Способ ингибирования образования твердых отложений в подземном месторождении включает формирование ингибирующих образование твердых отложений частиц из смеси золы-уноса и средства для отверждения в среде фосфоновой кислоты, где золу-унос отверждают в твердый материал путем контакта со средством для отверждения в среде фосфоновой кислоты, суспендируя твердые частицы в жидкости для обработки, и помещение их в часть подземного месторождения или в желаемое место внутри указанной части, в которой твердые частицы высвобождают ингибитор образования твердых отложений во времени при воздействии водных жидкостей, смесь содержит, по меньшей мере, один многовалентный ион и указанные ингибирующие частицы, по меньшей мере, частично покрыты покрывающим материалом.

Способ изоляции водопритоков в трещиноватых карбонатных коллекторах // 2571474

Состав для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способ его приготовления // 2571458

Способ изоляции подошвенной воды // 2569941

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Способ улучшения волоконного тампонирования // 2569386

Изобретение относится к способу улучшения волоконного тампонирования и таким образом управления поглощением бурового раствора во время бурения скважины. Способ тампонирования геологической формации включает введение в скважину состава, который содержит текучую среду, имеющую исходную вязкость по меньшей мере 100 сП; и волокна.

Тампонажный материал для изоляции и ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины // 2574433

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам для изоляции и ограничения водопритока в скважины путем восстановления нарушений герметичности в конструкции скважин, ликвидации заколонных и межколонных перетоков, изоляции обводнившихся пластов и пропластков, и может быть использовано в ремонтно-изоляционных работах в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Тампонажный материал, содержащий связующую основу - каустический магнезит, хлористый магний, воду, бентонитовую глину и регулятор сроков схватывания и загустевания - тетраборат натрия дигидрат - буру, отличающийся тем, что дополнительно содержит гипсовое вяжущее марки не ниже Г-7 при следующем соотношении компонентов, мас. %: каустический магнезит 20,0-35,0, бентонитовая глина 0,1-10,0, тетраборат натрия дигидрат - бура 0,01-0,55, хлористый магний 12,0-35,0, гипсовое вяжущее марки не ниже Г-7 1,5-9,5 , вода остальное. Технический результат - получение тампонажного материала на основе магнезиального вяжущего, раствор которого характеризуется пониженной плотностью, седиментационной устойчивостью и приемлемыми сроками схватывания при низких положительных температурах до 5°С. 1 табл.