Состав бурового раствора



Состав бурового раствора
Состав бурового раствора
Состав бурового раствора
Состав бурового раствора

 


Владельцы патента RU 2582147:

Петролео Брасилейро С.А.-Петробрас (BR)

Изобретение относится к бурению скважин. Технический результат - повышение скорости проходки долота в карбонатных породах, сокращение времени бурения скважин, уменьшение коррозии бурильной колонны и поверхности оборудования. Буровой раствор на водной основе содержит катионную соль полиаминокарбоновой кислоты в щелочном pH выше 9,0. 12 з.п. ф-лы, 1 табл., 6 ил.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ

Настоящее изобретение относится к составам растворов используемых в бурении нефте- и газодобывающих скважин, а также водо- и газонагнетательных скважин. В частности, состав бурового раствора на водной основе предназначен для увеличения скорости проходки и, тем самым, сокращения времени бурения нефте- и газодобывающих, а также водо- и газонагнетательных скважин, особенно в тех скважинах, в которых нефтеносный слой образован из карбонатных пород подсолевых слоев.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Коллекторские породы, из которых состоят подсолевые образования, являются, по сути, карбонатными породами высокой твердости. Во время бурения пород с такими свойствами наблюдается низкая скорость проходки, меньше чем 4 часа, с участками, в которых скорость проходки ниже, чем 1 м/ч, что приводит к постоянному обмену долот, из-за их преждевременного износа, что приводит к частым остановкам, к увеличению времени бурения и возрастанию расходов.

Карбонатные породы подсолевых слоев преимущественно состоят из карбоната кальция и магния, поэтому желательно, чтобы буровой раствор взаимодействовал с минералами породы, для того чтобы сделать их более хрупкими, что должно облегчить бурение.

Альтернативой для увеличения скорости проходки и сокращения времени бурения было бы использование хелатообразующих агентов, способных реагировать с карбонатом кальция и/или магния, точнее с ионом кальция и магния, образуя комплексное соединение, удаляя их из породы, ослабляя ее и в результате сокращая время бурения упомянутых скважин, особенно в тех скважинах, в которых нефтеносные слои образованы из карбонатных пород подсолевых слоев.

Использование хелатообразующих агентов в составе растворов по стимуляции, пополнению и цементированию, применяемых в нефтяных скважинах, в особенности для удаления налета и для подкисления цементирующей среды коллекторской породы, в настоящее время широко распространено в специализированной технической литературе и в различных патентных документах.

Документ GB 2,338,254 предлагает водяной состав для промывания, пригодный для очистки осадков на фильтре в процессе бурения и сдачи в эксплуатацию [скважины], содержащий воду и эффективное количество катионных солей полиаминокарбоновой кислоты (ЭДТА, ЭГТА, ЦДТА или ДТПА), где предпочтительным катионом является калий, в нейтральной или слегка кислой pH в интервале от 3,5 до 8,0.

К числу неудобств, возникающих при использовании катионных солей полиаминокарбоновой кислоты в качестве хелатообразующего агента в виде его кислотного раствора, относится: коррозия металлических поверхностей, контактирующих с этим раствором, выделение СО2, который в дополнение к коррозии может отрицательно повлиять на плотность состава бурового раствора, что может привести к эффекту "blow out" (потеря контроля над скважиной, что поставит под угрозу зонд и персонал).

Документ US 4,756,836 посвящен использованию хелата железа, в том числе хелатов ЭДТА, ГЭДТА, НТА или ДТПА в составе бурового раствора. В этом случае хелат железа действует, преобразовывая в добывающих скважинах сероводород, присутствующий в элементарной сере, устраняя проблемы коррозии оборудования, а также угрозу для окружающей среды и людей токсичностью данного газа.

Документ US 7,343,978 посвящен составам флюида для удаления налета в нефтедобывающих скважинах. Такие составы содержат поверхностно-активное вещество для регулирования вязкости флюида, а также хелатирующий агент, предпочтительно соль ЭДТА.

Документ US 6,911,418 описывает способ обработки подземного пласта с целью увеличения ее проницаемости под действием водного раствора, содержащего анионное аминополикарбоновое соединение из ЭДТА и ДТПА и катионное соединение из ионов калия, лития, аммония или их смеси.

Таким образом, современный уровень развития техники не знает бурового раствора на водной основе, который бы имел в своем составе хелатирующий агент, в своей щелочной форме, в состоянии способствовать увеличению скорости проходки буровых долот в нефтяных скважинах, расположенных в пластах карбонатных пород.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

В широком смысле, настоящее изобретение касается буровых флюидов, способных увеличить скорость проходки в пластах карбонатных пород при бурении нефтяных скважин, растворением карбоната кальция в щелочном растворе pH, не агрессивного по отношению к буровому оборудованию.

Такие составы содержат буровой раствор на водной основе, состоящий в основном из загустителей, регуляторов фильтрации, ингибиторов набухания глин, щелочных, смазочных, утяжеляющих веществ и воды, в который добавляют катионную полиаминокарбоновую кислоту, в частности соль диэтилентриаминпентауксусной кислоты (соль ДТПА), выступающую в качестве химической добавки хелатирующего свойства.

Применение хелатирующей добавки, такой как ДТПА, в своей щелочной форме не только способствует уменьшению коррозии бурильной колонны и поверхности оборудования, но и также способствует повышению скорости проходки долота и, следовательно, сокращает время, необходимое для бурения скважин в карбонатных коллекторах.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

Свойства состава бурового раствора, объект настоящего изобретения, будут лучше восприняты из последующего подробного описания со ссылками на чертежи, которые являются неотъемлемой частью настоящего описания.

Фигура 1 и 1А являются схематическими представлениями распределения отверстий в мраморных плитах В и С относительно флюидов, использованных в испытаниях на проникновение.

Фигура 2 является графическим представлением средних скоростей проходки блока В с использованием одинаковых параметров бурения, то есть одинаковое вращение бурильной колонны, тот же вес на долото и течение жидкости, при применении разных флюидов, использованных в испытаниях на проникновение (вода (А) или хелатирующий раствор (В=ДТПА и ЭДТА=С)).

Фигура 2А является графическим представлением эффективности хелатирующих агентов в водном растворе при разных скоростях проходки.

Фигура 3 является графическим представлением средних скоростей проходки блока С с использованием одинаковых параметров бурения, то есть одинаковое вращение бурильной колонны, та же нагрузка на долото и течение жидкости, при применении разных флюидов, использованных в испытаниях на проникновение (буровой раствор (D) с и без хелатирующего агента (Е=ДТПА и F=ЭДТА)).

Фигура 3А является графическим представлением эффективности хелатирующих агентов в буровом растворе при разных скоростях проходки.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение описывает состав бурового раствора на водной основе, способного увеличить скорость проходки и, как следствие, сократить время бурения нефтяных или газовых скважин, используя хелатирующие агенты, предпочтительно катионную соль, будучи катионом, калий полиаминокарбоновой кислоты, а именно соль диэтилентриаминпентауксусной кислоты (соль ДТПА).

Используемые соли, в особенности соль диэтилентриаминпентауксусной кислоты, используемой в настоящем изобретении, находятся в щелочном растворе при pH, как правило, выше 9,0.

Использование хелатирующих агентов в щелочном pH предотвращает переход в газообразное состояние диоксида углерода (СО2) через разложение карбоната иона (СО3-2), которое происходит при использовании хелатирующих агентов в кислотном растворе.

Наличие CO2 в газообразном состоянии при бурении нефтяных скважин ускоряет процесс коррозии металлической поверхности оборудования и аксессуаров для бурения и способствует сокращению гидростатического давления, что, в конечном итоге, может вызвать "удар" или "потерю контроля" над добывающей скважиной.

Судя по всему, во время бурения пласта карбонатных пород тепло, выделяемое в результате трения долота о пласт, повышает температуру пласта и бурового флюида, в результате чего хелатобразование кальция происходит очень быстро, ослабляя осадочную породу и способствуя распространению трещин и, как следствие, увеличению скорости проходки.

Как отмечено на 1 примере, использование состава бурового раствора на водной основе при использовании ДТПА как хелатирующего агента привело к увеличению скорости проходки в массивах карбонатных пород на 27% по сравнению со скоростью, достигнутой с помощью бурового раствора на водной основе без ДТПА.

Кроме того, состав включает в себя: загуститель, регулятор фильтрации, ингибитор набухания глин, щелочное, смазочное и утяжеляющее вещество, которые должны быть совместимы с используемым хелатирующим агентом.

Настоящее изобретение предлагает составы буровых растворов на водной основе с использованием, в качестве хелатирующего агента, по меньшей мере, одной соли полиаминокарбоновой кислоты, а именно соли диэтилентриаминпентауксусной кислоты (соль ДТПА), причем указанный состав содержит:

- загуститель в концентрации до 42,8 кг/м3;

- регулятор фильтрации в концентрации до 42,8 кг/м3;

- ингибитор набухания глин в концентрации до 28,5 кг/м3;

- щелочное вещество, которое должно быть добавлено, пока pH не окажется в пределах 9-14;

- смазочное вещество в количестве 2% и 3% по отношению к объему воды;

- утяжеляющее вещество в количестве, достаточном для достижения требуемой массы;

- промышленная вода в количестве, необходимом для набора требуемого объема; и

- соль полиаминокарбоновой кислоты в водном растворе с щелочным pH в пределах 9-14 при концентрации в пределах 1 кг/м3 и 400,0 кг/м3.

Одной из наиболее важных функций бурового раствора является транспортировка на поверхность щебня, произведенного воздействием долота на скальную породу, что может быть достигнуто с добавлением загустителей во флюиды на водной основе.

Среди пригодных для настоящего изобретения загустителей можем отметить, в частности: карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), ксантановую камедь, бентонит и активированную глину.

Помимо загустителей, в состав описанного здесь бурового раствора можно включить агенты контроля набухания глин, такие как NaCl и KCl, полиакриламид и катионные полимеры.

В основном, агент регулирующий набухание глин применяется в бурении гидратируемых и сжатых сланцев, где увлажнение глины может способствовать обвалу и расширению стенок скважины, что может привести, например, к стопорению бурильной колонны.

Сочетание, например, соли (NaCl или KCl) с полиакриламидом также возможно, чем достигается двойной эффект, поскольку полиакриламид действует, инкапсулируя буровой щебень, физическое ингибирование, и соль, методом химического ингибирования.

Составы буровых растворов настоящего изобретения имеют pH в пределах 9 и 14, с тем, чтобы предотвратить коррозию бурильной колонны и, возможно, наземного оборудования, используя в качестве основных подщелочных оснований KOH и каустическую соду (NaOH).

Контроль pH имеет первостепенное значение, так как гидроксильные ионы (OH-) в избытке могут быть адсорбированы на поверхности частиц перфорированных глинистых образований, рассеивая их, затрудняя их удаление чрез экстракторы шлама и уменьшая скорость проходки.

В целях контроля и повышения скорости проходки также необходимо контролировать концентрацию смазочных веществ в составе бурового раствора, которое, как правило, должно быть в количестве от 2% до 3% по отношению к объему воды.

Среди смазочных материалов, пригодных для настоящего изобретения, можно отметить, в частности: олеат полигликоля и сложные эфиры жирных кислот.

В дополнение к смазочным материалам, утяжеляющие вещества также крайне важны в составе буровых растворов, так как они отвечают за балансировку разности уровней давления флюида и пласта, тем самым обеспечивая миграцию нежелательных флюидов к поверхности, предотвращая возникновение "ударов" и "выбросов". Наиболее подходящими утяжеляющими веществами для состава настоящего изобретения, среди прочих, являются барит и гематит.

Также в составе буровых растворов большое значение имеют регуляторы фильтрации, используемые для предотвращения попадания флюида в пласт и снижения качества нефтеносного слоя. Среди регуляторов фильтрации, пригодных для настоящего изобретения, можем отметить, в частности: предварительно желатинированный крахмал и карбоксиметилцеллюлозу (низкая вязкость).

Были проведены сравнительные полевые испытания с целью оценки эффективности состава, объекта настоящего изобретения. В зависимости от способа проведения, [испытания] были собраны в один единственный пример, Пример 1.

ПРИМЕР 1

Для проведения испытаний были использованы 3 блока мрамора кубического формата размером около 80 см от края до края. Эти блоки обозначены буквами А, В и С.

В блоке А были сделаны водою 6 отверстий для настройки параметров бурения - нагрузки на долото (НБ), вращения и оттока потока флюида.

Параметры были настроены на достижение скорости проходки, аналогичной скорости, достигнутой во время бурения в подсолевых скважинах (почти 0,8 м/ч).

Только после выполнения этих 6 отверстий удалось настроить параметры. В блоке В были сделаны 8 отверстий с помощью растворов и одно контрольное отверстие для подтверждения, как описано ниже: 4 отверстия с помощью воды, 3 отверстия с помощью водного раствора, содержащего 200 кг/м3 тринатрийцитрата, подкисленного до pH 5, и 1 отверстие с помощью водного раствора ДТПА, содержащего 200 с кг/м3 с pH 12,5.

В блоке С были сделаны 9 отверстий с помощью бурового раствора, из которых 3 [отверстия] без применения соли/хелатов, 3 [отверстия] с применением 200 кг/м3 ДТПА с pH 12,5 и 3 [отверстия] с применением 200 кг/м3 тринатрийцитрата, подкисленного соляной кислотой с pH 5.

На Рисунке 1 и 1А видны расположения отверстий в блоках В и C с указанием использованных добавок.

Результаты, изложенные в краткой форме, представлены в двух диаграммах относительно блоков В (рис. 2 и рис. 2А) и С (рис. 3 и рис. 3А), соответственно.

Формулы использованных в полевых испытаниях растворов в блоке С приведены в ТАБЛИЦЕ 1, где:

- РАСТВОР (1) - буровой раствор без применения соли/хелатов (Вода + Ксантановая камедь);

- РАСТВОР (2) - 200 кг/м3 тринатрийцитрата, подкисленного соляной кислотой с pH 5 (Раствор цитрата + Ксантановая камедь);

- РАСТВОР (3) - 200 кг/м3 ДТПА (Раствор ДТПА + Ксантановая камедь).

В рассмотренных ниже диаграммах следует понимать, что:

(C) - представляет собой компонент цитрата натрия;

(A) - является водным компонентом;

(B) - является компонентом ДТПА;

(F) - представляет собой компонент цитрата натрия + ксантановая камедь;

(D) - представляет собой водный компонент + ксантановая камедь;

(E) - представляет собой ДТПА компонент + ксантановая камедь.

Диаграмма Фигуры 2, иллюстрирующая среднюю скорость проходки по глубине, и диаграмма Фигуры 2А, которая иллюстрирует эффективность хелатирующих агентов в водном растворе по скорости проходки, показывают, что использование ДТПА увеличило скорость проходки на 22% по сравнению с водой.

В блоке В пробурили всего один раз с раствором ДТПА (0,77 м/ч), тем не менее, этот результат был лучше, чем лучший результат, достигнутый водой (0,68 м/ч), пробурившей 4 раза.

Различия, наблюдаемые при бурении только водой, обусловлены многообразием скальной породы, поскольку параметры бурения были одинаковыми.

Диаграмма Фигуры 3, иллюстрирующая среднюю скорость проходки по глубине, и диаграмма Фигуры 3А, которая иллюстрирует эффективность хелатирующих агентов, добавленных в буровой раствор, показывают, что использование ДТПА в буровом растворе увеличило скорость проходки на 27%, в то время как цитрат натрия - всего на 6%. Сравнение результатов флюидов с и без ДТПА приводит к выводу, что:

- худший результат бурового раствора с ДТПА - это средний [результат] бурового раствора без ДТПА (Вода + Ксантановая камедь);

- два лучших результата бурового раствора с ДТПА лучше, нежели лучший результат бурового раствора без ДТПА.

Несмотря на то, что настоящее изобретение описано в своем предпочтительном варианте, инновационность данного изобретения касательно состава бурового раствора, способного увеличить скорость проходки долота в карбонатных породах, сохраняется. Технические специалисты могут бегло ознакомиться и применить варианты, модификации, изменения, адаптации и подходящие и совместимые эквиваленты к производственной среде, о которой идет речь, не отходя, однако, от сущности и сферы применения настоящего изобретения, которые представлены следующей формулой изобретения.

1. Состав бурового раствора, состоящий из бурового раствора на водной основе с добавлением катионной соли полиаминокарбоновой кислоты в щелочном pH выше 9,0.

2. Состав бурового раствора по п. 1, состоящий из:
- загустителя в концентрации до 42,8 кг/м3;
- регулятора фильтрации в концентрации до 42,8 кг/м3;
- ингибитора набухания глин в концентрации до 28,5 кг/м3;
- щелочного вещества, которое должно быть добавлено, пока pH не достигнет пределов между 9 и 14;
- смазочного вещества в количестве от 2% до 3% по отношению к объему воды, необходимой для создания флюида;
- утяжеляющего вещества в количестве, достаточном для достижения желаемого веса;
- промышленной воды в количестве, необходимом для набора желаемого объема; и
- соли полиаминокарбоновой кислоты в водном растворе с щелочным pH в пределах 9 и 14 при концентрации в пределах 1 кг/м3 и 400,0 кг/м3.

3. Состав бурового раствора по п. 2, отличающийся тем, что загуститель выбран из карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), ксантановой камеди, бентонита и активированной глины.

4. Состав бурового раствора по п. 2, отличающийся тем, что регулятором фильтрации является предварительно желатинизированный крахмал.

5. Состав бурового раствора по п. 2, отличающийся тем, что регулятором фильтрации является карбоксиметилцеллюлоза (низкая вязкость).

6. Состав бурового раствора по п. 2, отличающийся тем, что ингибитор набухания глин выбран из NaCl, KCl, полиакриламида и катионных полимеров или их смесей.

7. Состав бурового раствора по п. 1 или 2, отличающийся тем, что щелочным веществом является KOH.

8. Состав бурового раствора по п. 1 или 2, отличающийся тем, что щелочным веществом является NaOH.

9. Состав бурового раствора по п. 2, отличающийся тем, что смазывающим веществом является олеат полигликоля.

10. Состав бурового раствора по п. 2, отличающийся тем, что смазывающее вещество принадлежит к классу сложных эфиров жирных кислот.

11. Состав бурового раствора по п. 2, отличающийся тем, что утяжеляющим веществом является барит.

12. Состав бурового раствора по п. 2, отличающийся тем, что утяжеляющим веществом является гематит.

13. Состав бурового раствора по п. 1 или 2, отличающийся тем, что катионной солью полиаминокарбоновой кислоты является калиевая соль диэтилентриаминпентауксусной кислоты (соль ДТПА).



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу герметизации нарушения целостности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонного перетока в скважине. Технический результат - повышение эффективности РИР за счет расширения сроков отверждения состава на основе микроцемента и улучшения прочностных характеристик образующегося тампонажного камня.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает спуск в призабойную зоны скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону закрепляющего состава и водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне скважины, с созданием экрана в призабойной зоне.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для обработки - очистки призабойной зоны пласта - ПЗП. Наибольшее применение может найти на месторождениях, где бурение и вскрытие продуктивных пластов осуществляется на глинистых и безглинистых утяжеленных буровых растворах, в том числе содержащих соединения бария, например сульфат бария, или других тяжелых металлов, а также на месторождениях и залежах с аномально высоким пластовым давлением - АВПД и сверхглубоких скважинах.

Изобретение относится к извлечению нефти из нефтяного пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой жидкости и извлечении нефти из пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи или при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и конкретно к заканчиванию скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа. Технический результат - повышение эффективности заканчивания скважины за счет обеспечения герметичности кольцевого пространства и сохранения естественной проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации негерметичности цементного кольца в малопроницаемых пластах и ограничения водопритока в скважине.

Изобретение относится к способу регенерации кинетического ингибитора гидратообразования, используемого как единственный тип ингибитора гидратообразования в системе регенерации ингибитора гидратообразования.

Изобретение по существу относится к композициям меченого ингибитора отложений и способам ингибирования отложений. В частности, настоящее изобретение относится к имидазолсодержащим меченым полимерным ингибиторам отложений, предназначенным для использования при обработке воды и/или нефтяных месторождений.

Группа изобретений относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - высокие технологические характеристики реагента для бурения, высокая эффективность и экономичность его получения.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при глушении скважин. Сухая смесь для глушения нефтегазовых скважин и обработки пластов призабойной зоны, содержащая хлорид кальция, хлорид магния и ингибитор коррозии, содержит в качестве ингибитора коррозии хромат натрия, дополнительно - ингибитор солеотложения - аминотриметиленфосфоновую кислоту при содержании кристаллизационной влаги, при следующем соотношении компонентов, мас. %: хлорид кальция 50,0-80,0, хлорид магния 19,7-33,0, хромат натрия 0,1-3,0, ингибитор солеотложения 0,1-1,0, кристаллизационная влага 0,1-13,0. Технический результат - повышение универсальности смеси и возможности использования в условиях низких температур. 1 табл.

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин. Технический результат - улучшение структурно-реологических, ингибирующих, смазывающих, крепящих, антиприхватных и природоохранных свойств бурового раствора для бурения в осложненных условиях. Буровой раствор для бурения содержит, мас. %: мраморную крошку 5-10; полианионную целлюлозу 5-10; сульфанол 2-5; хлористый калий 2-5; метилсиликонат калия 1-4; ацетат калия 1,5-4; бишофит 2-5; феррохромлигносульфонат 1-5; ГКЖ-11 2-5; барит 0,5-5; пеногаситель 0,5-1; жидкую фазу остальное, причем жидкая фаза включает отходы растительного масла и воду в соотношении мас. %: 55/45-80/20. 1 табл.

Настоящее изобретение относится к способу обработки иллитсодержащего пласта, предпочтительно пласта песчаника. Способ обработки иллитсодержащего пласта включает введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль. Жидкость для обработки иллитсодержащего пласта содержит глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль (GLDA), ингибитор коррозии и поверхностно-активное вещество. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки иллитсодержащего пласта. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 пр., 1 табл., 6 ил.

Изобретение относится к гелю для обработки скважин, способу получения геля для обработки скважин, способу получения восстановленного геля и способу обработки скважины. Гель для обработки скважин содержит более 1 мас.% полиакриламида, сшитого неметаллическим сшивающим агентом. Неметаллический сшивающий агент содержит полилактам. Технический результат - получение геля, обладающего хорошим контролированием гелеобразования в скважине. 4 н. и 9 з.п. ф-лы, 4 табл., 7 ил.
Изобретение относится к области нефтяной промышленности. В способе удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды. Технический результат - увеличение межочистного периода скважины. 2 пр.
Изобретение относится к способу ускорения роста прочности цементирующей композиции, включающему: обеспечение отверждаемой композиции, включающей перлит, гидравлический цемент и воду, в которой перлит и гидравлический цемент совместно перемалывают перед соединением с водой с образованием отверждаемой композиции, причем совместно перемолотые перлит и гидравлический цемент имеют бимодальное распределение размеров частиц с первым пиком примерно от 1 микрона до 7 микрон и со вторым пиком примерно от 7 микрон до 15 микрон, альтернативно, с первым пиком примерно от 3 микрон до 5 микрон и со вторым пиком примерно от 9 микрон до 11 микрон и, альтернативно, с первым пиком примерно 4 микрона и вторым пиком примерно 10 микрон; и предоставление отверждаемой композиции возможности схватиться; где перлит присутствует в количестве от примерно 50 мас. % до примерно 70 мас. % в расчете на массу перлита и гидравлического цемента и где гидравлический цемент присутствует в количестве от примерно 30 мас. % до примерно 50 мас. % в расчете на массу перлита и гидравлического цемента. Изобретение также относится к композиции для ускорения роста прочности цементирующей композиции. 3 п. и 22 з.п. ф-лы, 9 табл., 9 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам на водной основе, применяемым в процессе бурения скважин на нефть и газ в потенциально неустойчивых глинистых породах. Безглинистый ингибирующий буровой раствор содержит понизитель фильтрации - высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу, ингибирующую и утяжеляющую добавку - углекислый калий, ингибирующую добавку - Гликойл, структурообразователь - ксантановый биополимер, смазочную добавку, воду и адгезионно кольматирующую добавку, в качестве которой используется углеродный продукт - гранулированная сажа, мелкодисперсный сферический графит, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: высоковязкая карбоксиметилцеллюлоза - 0,4-1,0, углекислый калий - 5,0-20,0, Гликойл - 1,0-2,0, ксантановый биополимер - 0,3-0,4, углеродный продукт - 0,5-1,5, смазочная добавка - 0,5-1,0, вода - остальное. Результатом является получение высокоингибирующего состава для сохранения стабильности литифицированных глинистых пород, обладающего кольматирующей, ингибирующей и смазочной способностью. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в том числе к разработке нефтяных пластов с неоднородными, низкопроницаемыми, глинизированными коллекторами, при наличии искусственных трещин и кольматацин порового пространства глинистым материалом, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями. Состав для повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, содержащий водные растворы поверхностно-активного вещества-ПАВ и полиакриламида - ПАА, содержит в качестве раствора ПАВ 0,5-15%-ный водный раствор анионного мицеллообразующего натурального мыла - АМНМ, в качестве раствора ПАА 0,3-5% водный раствор ПАА с молекулярной массой до 18 млн ед. и дополнительно 0,1-1%-ную водную суспензию ультрадисперсного нанометрического углерода - УДНМУ при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанный раствор АМНМ 10-90, указанный раствор ПАА 9,9-89, указанная суспензия 0,1-1. В способе повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, включающем десорбцию остаточной и каппилярной нефти водными растворами ПАВ и вытеснение остаточной нефти к добывающим скважинам высоковязкими агентами на основе водных растворов ПАА, преобразуемых в «микрогель» под действием «сшивателей», например водных растворов солей металлов, используют указанный выше состав, перед закачкой которого осуществляют закачку в нефтяной пласт смеси 0,5-15%-ного водного раствора АМНМ и 0,1-1%-ной водной суспензии УДНМУ, проталкивают ее в зону соприкосновения фронта вытеснения нефти водой и низкопроницаемой глинизированной части нефтяного пласта, экстрагируют ею соли металлов из глинистого материала указанной части для сшивания ПАА и формирования микрогеля. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - увеличение нефтеотдачи, в т.ч. в пластах с большим содержанием остаточной нефти и на месторождениях высоковязкой нефти. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 10 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня. Способ включает глушение скважины, установку в ней цементного моста, продувку скважины газообразным агентом до полной просушки труб в скважине и для поддержания в скважине давления газообразного агента, превышающего значение пластового давления не менее чем на 1,0 МПа. При этом газообразный агент выбран из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ. Закачивают в затрубное пространство герметизирующий состав, представляющий собой смесь модифицированной эпоксидной смолы или модифицированной силиконовой смолы с отвердителем, от которого с помощью цементного моста защищают продуктивный пласт-коллектор для сохранения его фильтрационно-емкостных свойств. Осуществляют выдержку скважины в течение времени, необходимого для перемещения герметизирующего состава до забоя с последующей продувкой скважины выбранным ранее газообразным агентом до полного удаления излишков герметизирующего состава из затрубного пространства скважины. В технологическом отстое скважину выдерживают в течение по меньшей мере двух суток с последующим разбуриванием цементного моста, установкой эксплуатационного оборудования и освоением скважины. Техническим результатом является ликвидация негерметичности колонн нефтегазовых скважин, повышение надежности эксплуатации газовых скважин с использованием физико-химических методов воздействия, увеличение продолжительности действия герметизации неплотных соединений колонн и каналов в цементном камне. 7 ил., 4 табл.

Изобретение относится к способу цементирования в подземной формации, включающему: приготовление медленно застывающей цементной композиции, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, диспергирующий агент и замедлитель схватывания, где замедлитель схватывания содержит производное фосфоновой кислоты, а диспергирующий агент содержит диспергирующий агент на основе поликарбоксилированного эфира; активацию медленно застывающей цементной композиции; введение медленно застывающей цементной композиции в подземную формацию; и предоставление возможности медленно застывающей цементной композиции схватиться в подземной формации. Изобретение также относится к медленно застывающей композиции, используемой в указанном способе цементирования. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - замедление сроков схватывания композиции, повышение её жизнеспособности. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 6 табл.
Наверх