Состав для сохранения устойчивости стенок скважины (варианты)

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах. Предлагаемые составы могут найти применение при ликвидации межколонных давлений при закачке жидкости для гидрозатвора. Состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях содержит смесь биосола с многоатомным спиртом при следующем соотношении компонентов, масс. %: биосол от 30 до 49 или от 51 до 70, многоатомный спирт - остальное. В указанном составе в качестве многоатомного спирта используют или глицерин, или триэтиленгликоль, или пропиленгликоль, или диэтиленгликоль. В варианте 1 состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях содержит смесь таллового масла с политалом, при следующем соотношении компонентов, масс. %: талловое масло - от 30 до 49 или от 51 до 70; политал - остальное. В варианте 2 состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях содержит смесь биосола с политалом при следующем соотношении компонентов, масс. %: биосол от 30 до 49; политал остальное. Технический результат состоит в сохранении устойчивости глинистых пород за счет повышения их прочности. 4 н.п. ф-лы, 1 табл.

 

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах. Предлагаемые составы могут найти применение при ликвидации межколонных давлений при закачке жидкости для гидрозатвора.

Известен состав для уплотнения скважины, содержащий жидкую уплотняющую систему, состоящую из частиц образующего уплотнение материала и связующего, активация которого сопровождается возникновением связей между частицами образующего уплотнение материала и образованием твердого уплотнения, причем связующее представляет собой суспензию наночастиц в смеси спирта и кислоты (патент РФ №2230178, Е21В 33/138, опубл. 10.06.2004). Недостаток известного состава состоит в том, что его использование не приводит к повышению прочности глинистых пород, слагающих стенки скважины.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является состав, описанный в способе укрепления призабойной зоны, в которую нагнетают изопропиловый спирт 5-10 об. %, а затем закачивают фенолформальдегидную смолу 90-95 об. % (патент РФ на изобретение №2387803, Е21В 33/13, опубл. 27.04.2010).

Недостаток известного состава заключается в низкой эффективности по отношению к глинистым породам, а именно известный состав обладает высокими затвердевающими способностями, что приводит к необходимости проведения дополнительной разбурки для продолжения работы, кроме того, снижается устойчивость ствола скважины за счет снижения взаимодействия затвердевшего состава со стволом скважины.

Задача группы изобретений заключается в создании состава, сохраняющего устойчивость стенок скважины в глинистых породах и повышающего их прочность в течение длительного времени.

Технический результат, на достижение которого направлена предлагаемая группа изобретений, является устранение указанных недостатков, а именно технический результат состоит в сохранении устойчивости глинистых пород за счет повышения их прочности.

Сущность группы изобретений состоит в том, что состав для сохранения устойчивости стенок скважины в глинистых отложениях содержит смесь биосола или с многоатомным спиртом, или с политалом при следующем соотношении компонентов, масс. %:

биосол 30-70
или многоатомный спирт, или политал остальное

В качестве многоатомного спирта используют или глицерин, или триэтиленгликоль, или пропиленгликоль, или диэтиленгликоль.

По другому варианту состав для сохранения устойчивости стенок скважины в глинистых отложениях содержит смесь таллового масла с политалом, при следующем соотношении компонентов, масс. %:

талловое масло 30-70
политал остальное

Биосол представляет собой жидкость темно-коричневого или черного цвета с нейтральным рН, хорошо растворимую в воде. В зависимости от предъявляемых требований биосол может иметь температуру застывания: -5°C (марка А, высоковязкая) и -15±3°C (марка Б, низковязкая). Этот водорастворимый макромолекулярный комплекс с модифицирующими добавками обеспечивает ингибирование набухания глинистых минералов и сохранение устойчивости стенок скважины, сложенных неустойчивыми гигроскопичными глинистыми породами. Ингибирующий эффект биосола связан с наличием в его составе «суперполярных» соединений, вытесняющих воду с поверхности глинистых минералов и создающих на стенках скважины водонепроницаемый адсорбционный слой биосол, выпускается по ТУ 2458-013-89779157-2010.

Талловое масло - темноокрашенная жидкость, представляющая собой смесь органических соединений, преимущественно ненасыщенных и жирных кислот; продукт обработки серной кислотой сульфатного мыла, получаемого в качестве побочного продукта при варке целлюлозы сульфатным способом, оно выпускается по ТУ 13-00281074-26-95.

Политал предназначен для обработки буровых растворов, используемых при вскрытии продуктивных пластов, выпускается по ТУ 2458-018-32957739-2002. Добавка политала обеспечивает буровому раствору высокий смазочный эффект и оказывает минимальное воздействие на структурно-реологические свойства предлагаемого состава. Политал - реагент комплексного действия, представляет собой композицию природных высших жирных кислот и полиалкиленгликолей, который может эффективно использоваться в составах жидкостных ванн.

Изобретение поясняется с помощью Таблицы, где приведены результаты исследований по влиянию составов на прочность глинистых образцов, изготовленных из набухающей монтмориллонитовой глины натриевого типа и не набухающей формовочной серпуховской глины марки M4T1K. Для проведения экспериментальных исследований монтмориллонитовый глинопорошок выдерживался в эксикаторе с водой в течение 7-10 дней (время равновесия адсорбции - десорбции паров молекул воды). Затем из глинопорошка прессом изготавливали образцы диаметром сечения 22 мм, высотой 12 мм при давлении на сжатие. Аналогичные образцы готовили из серпуховского глинопорошка, который предварительно смешивали с водой в соотношении глинопорошок : вода =7,5:2,5. Образцы монтмориллонитовых глин приняты как гидратационно-активные (сухие), а серпуховские формовочные - пластичные. Образцы выдерживались в различных средах, при этом наблюдалось изменение прочностных показателей образцов глин с существенной разницей в зависимости от содержания воды.

Прочность гидратационно-активных глин при выдержке в различных средах меняется: рост прочности отмечается в средах биосола с многоатомными спиртами (глицерином, пп. 2-4; триэтиленгликолем, пп. 6-9; пропиленгликолем, пп. 18-20; диэтиленгликолем, пп. 21-23 таблицы), рост прочности отмечается в смесях биосола с политалом (пп. 10-12 таблицы) и таллового масла с политалом (пп. 13-17 таблицы).

Прочность пластичных образцов глин увеличивается во всех испытуемых средах, причем максимальная прочность достигается в среде биосола с политалом (пп. 11-12 таблицы), биосола с глицерином (пп. 3-4 таблицы).

Из таблицы видно, что при отклонении содержания компонентов от указанных соотношений происходит либо снижение прочности образцов (пп. 1, 13 таблицы), либо ухудшение прокачиваемости жидкости (пп. 5, 17 таблицы).

Разница в изменении прочностных показателей пластичных и сухих образцов глин показывает, что механизм их упрочнения различен. При упрочнении образцов пластичных глин имеет место как высушивание образца за счет гигроскопичности жидких сред, так и пропитка жидкости с формированием соединений включения. Соединения включения формируются на стадии высушивания вхождением молекул-гостей жидкой среды в образец, которые при усадке образца за счет оттока воды сжимаются вместе с каркасом-хозяином. Этот процесс, состоящий из оттока воды и пропитки молекул жидкой среды с формированием соединений включения, приводит к упрочнению образцов. Упрочнение сухих образцов монтмориллонитовых глин происходит без предварительного высушивания (из-за отсутствия воды) за счет формирования соединений включения.

1. Состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях, содержащий смесь биосола с многоатомным спиртом при следующем соотношении компонентов, масс. %:

биосол от 30 до 49 или от 51 до 70;
многоатомный спирт остальное.

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве многоатомного спирта используют или глицерин, или триэтиленгликоль, или пропиленгликоль, или диэтиленгликоль.

3. Состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях, содержащий смесь таллового масла с политалом, при следующем соотношении компонентов, масс. %:

талловое масло от 30 до 49 или от 51 до 70;
политал остальное.

4. Состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях, содержащий смесь биосола с политалом при следующем соотношении компонентов, масс. %:

биосол от 30 до 49;
политал остальное.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн глубоких нефтяных и газовых скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании, освоении, капитальном и текущем ремонте скважин для временной изоляции продуктивных пластов в процессе глушения скважин с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации межколонных газопроявлений в нефтегазовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП).
Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при бурении скважины через зоны поглощения промывочной жидкости. Техническим результатом является изоляция широкого интервала поглощения.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к области бурения нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для крепления нефтяных и газовых скважин и боковых стволов с горизонтальными и наклонными участками в условиях нормальных температур.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления слабосцементированных пород и призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин.

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 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.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу и системе проведения водоизоляционных работ в скважине. Для этого применяется способ, содержащий этапы, на которых: подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к надпакерным жидкостям на водной основе, предотвращающих теплопередачу от продуктивного пласта к высокольдистым мерзлым породам.

Изобретение относится к производству проппантов с покрытием, проппантам, получаемым таким способом, их применению и способам использования проппантов. Способ производства проппантов с покрытием включает (a) смешивание проппантов с полиольным компонентом и изоцианатным компонентом, где полиольный компонент включает фенольную смолу и, необязательно, другие соединения, содержащие гидроксигруппу, где изоцианатный компонент включает изоцианат с по меньшей мере двумя изоцианатными группами и, необязательно, другие соединения, содержащие изоцианатную группу, и где x частей изоцианатного компонента по массе используют в соотношении к 100 частям по массе полиольного компонента, со значением x от примерно 105% до примерно 550% от исходной величины изоцианата, (b) затвердевание смеси, полученной на стадии (а), с помощью обработки катализатором; и (c) необязательное повторение стадий (а) и (b) один или несколько раз, где смесь, полученная на стадии (b), или проппанты, выделенные из нее, применяются в качестве проппантов на стадии (a), где полиольный компонент на стадии (a) является тем же самым или отличным от полиольного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), и где изоцианатный компонент в стадии (a) является тем же самым или отличным от изоцианатного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), где проппанты с покрытием включают смесь покрытых частиц и совокупностей, где количество совокупностей не больше 10% от смеси.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн глубоких нефтяных и газовых скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

Изобретения относятся к области нефтедобычи, в частности к технологическим жидкостям на водной основе и к композициям для ее приготовления, применяющимися в различных пластовых условиях в качестве технологической жидкости - пропантоносителя для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к текучей среде для обслуживания скважин газовых, геотермальных, угольнопластовых метановых или нефтяных месторождений. Способ обслуживания ствола скважины включает: смешивание агента для снижения трения, анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы с образованием вязкоупругого геля на водной основе, введение в ствол скважины текучей среды для обслуживания скважин, содержащей вязкоупругий гель на водной основе, где агент для снижения трения содержит по меньшей мере одно высокомолекулярное полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты, а гель на водной основе содержит анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество и где концентрация агента для снижения трения составляет 0,06 кг/м3 (0,5 фунта/1000 галлонов) или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин.

Изобретение относится к области бурения нефтегазовых скважин. Технический результат - улучшение антифрикционных, антиприхватных, гидрофобизирующих, антикоррозионных и поверхностно-активных свойств глинистых и безглинистых промывочных растворов, повышение качества вскрытия нефтегазовых продуктивных пластов за счет улучшения проницаемости пористого пространства коллекторов.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании, освоении, капитальном и текущем ремонте скважин для временной изоляции продуктивных пластов в процессе глушения скважин с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями.

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 - ГРП.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - улучшение антикоррозионных показателей бурового раствора, его смазочных и противоизносных свойств применительно к паре трения «металл-горная порода».
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к аварийному глушению фонтанирующих газовых скважин в условиях наличия многолетнемерзлых пород (ММП). Технический результат изобретения заключается в сокращении продолжительности и повышении эффективности глушения фонтанирующих газовых скважин в условиях ММП без их растепления, устранении резкого снижения уровня жидкости глушения в скважине и выброса НКТ, снижении вероятности возникновения открытого газового фонтана и пожара, а при его возникновении в быстром прекращении притока газа и ликвидации фонтанирования. Способ включает блокировку интервала перфорации путем подачи на забой скважины и в прискважинную зону пласта по колонне насосно-компрессорных труб блокирующего состава и последующего закачивания в скважину жидкости глушения, в качестве которой используют водометанольный раствор. Сначала в скважину по колонне НКТ закачивают жидкую смесь проппанта, затворенного на водометанольном растворе (BMP), взятом в соотношении метанол:вода, равном 40:60, в следующей пропорции проппант и BMP 1:1 с образованием на забое и в призабойной зоне пласта структурообразующей решетки. В качестве блокирующего состава используют состав, затворенный на указанном BMP, включающий, мас.%: бентонитовый глинопорошок - 3-8, мел - 0,5-1,5, ПАЦ-ВВ - 0,2-0,5, сода - 0-0,5. Блокирующий состав продавливают жидкостью глушения в глубину пласта с заполнением ствола скважины. 1 з.п. ф-лы.

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах. Предлагаемые составы могут найти применение при ликвидации межколонных давлений при закачке жидкости для гидрозатвора. Состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях содержит смесь биосола с многоатомным спиртом при следующем соотношении компонентов, масс. : биосол от 30 до 49 или от 51 до 70, многоатомный спирт - остальное. В указанном составе в качестве многоатомного спирта используют или глицерин, или триэтиленгликоль, или пропиленгликоль, или диэтиленгликоль. В варианте 1 состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях содержит смесь таллового масла с политалом, при следующем соотношении компонентов, масс. : талловое масло - от 30 до 49 или от 51 до 70; политал - остальное. В варианте 2 состав для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых отложениях содержит смесь биосола с политалом при следующем соотношении компонентов, масс. : биосол от 30 до 49; политал остальное. Технический результат состоит в сохранении устойчивости глинистых пород за счет повышения их прочности. 4 н.п. ф-лы, 1 табл.

Наверх