Технологическая жидкость для глушения скважин на основе спиртов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при глушении нефтедобывающих скважин перед проведением капитального ремонта, освоением, перфорацией. Технологическая жидкость для глушения скважин на основе спиртов, содержащая флотореагент оксаль Т-92, согласно изобретению дополнительно содержит полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер при следующем соотношении ингредиентов, мас. %: полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер 2-75 , флотореагент оксаль Т-92 25-98. Технический результат - расширение диапазона изменения плотности жидкости, сохранение фильтрационно-емкостных параметров продуктивных коллекторов за счет ингибирования гидратации глинистых минералов. 2 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при глушении нефтедобывающих скважин перед проведением капитального ремонта, освоением, перфорацией.

В настоящее время в качестве жидкости для глушения скважин используют нефть, воду, пластовые воды, буровые растворы на водной и углеводородной основах. Последние наиболее эффективны, однако отличаются относительно высокой стоимостью, опасны с точки зрения загрязнения окружающей среды, возгорания и др.

Известна жидкость для глушения скважин, содержащая полигликоли, денатурированный спирт и воду при следующем соотношении компонентов, об.%:

Полигликоли 40-45
Денатурированный спирт 30-35
Вода остальное

(патент РФ №2187532 от 20.08.2002).

Недостатком известной жидкости является наличие в составе полигликолей, которые при взаимодействии с карбонатными породами образуют водонерастворимые соли. Жидкость глушения склонна к пенообразованию, вызывает набухание и диспергирование глинистых минералов. Все это приводит к снижению проницаемости призабойной зоны скважин и коэффициента их продуктивности.

Наиболее близким составом того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является жидкость для глушения скважин, включающая полигликоли, алифатический спирт, флотореагент - оксаль и воду при следующем соотношении компонентов, об.%:

полигликоли 5-35
флотореагент-оксаль 45-65
алифатический спирт 15-20
вода остальное

В качестве алифатического спирта жидкость для глушения скважин содержит этиловый, либо изопропиловый, либо бутиловый спирт (патент РФ №2260112 от 10.09.2005).

Признаки прототипа, совпадающие с признаками заявляемого изобретения - флотореагент-оксаль Т-92.

Недостатками известной жидкости, принятой за прототип, являются низкий диапазон плотности жидкости и наличие в составе воды, что может привести к набуханию глинистых минералов, присутствующих в продуктивном пласте.

Задачей изобретения является расширение диапазона изменения плотности жидкости, сохранение фильтрационно-емкостных параметров продуктивных коллекторов за счет ингибирования гидратации глинистых минералов.

Поставленная задача была решена за счет того, что известная технологическая жидкость для глушения скважин на основе спиртов, содержащая флотореагент оксаль Т-92, дополнительно содержит полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер H(CF2CF2)2CH2OH) при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

Полифторированный
тригидрооктафторамиловый спирт-теломер 2-75
флотореагент оксаль Т-92 25-98

Отличительные признаки заявляемого раствора от раствора по прототипу - введение полифторированного тригидрооктафторамилового спирта-теломера; иное количественное соотношение используемых ингредиентов мас. %: полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер - 2-75; флотореагент оксаль Т-92 - 25-98.

Разработанный состав жидкости глушения на основе тяжелых спиртов при взаимодействии с глинистыми минералами, содержащимися в породе коллекторов, не вызывает их набухание. За счет этого решается задача сохранения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.

Предлагаемая жидкость не имеет склонности к пенообразованию, морозостойка. Необходимая плотность жидкости достигается путем смешивания компонентов в соответствующем количестве.

Для получения предлагаемой жидкости для глушения скважин в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

- полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер (химическая формула: H(CF2CF2)2CH2OH) по ТУ 6-09-4830-80, представляет собой бесцветную тяжелую жидкость.

- флотореагент оксаль Т-92 по ТУ 2452-029-05766801-94. Продукт представляет собой жидкость от желтого до коричневого цвета, которая не расслаивается, имеет слабый ароматический запах, содержит более 50% диоксановых эфиров и спиртов, а также близко 50% смеси 1, 2 и 3 атомных спиртов.

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующими примерами.

Пример 1

Для получения заявляемой жидкости для глушения скважин в лабораторных условиях брали 22 г (98%) флотореагента оксаля Т-92 с плотностью ρ=1,09 г/см3, добавляли 0,45 г (2%) полифторированного тригидрооктафторамилового спирта-теломера H(CF2CF2)2CH2OH) с плотностью ρ=1,65 г/см3, перемешивали. Полученная жидкость глушения имеет плотность ρ=1,10 г/см3.

Пример 2

К 11 г (48%) флотореагента оксаля Т-92 с плотностью ρ=1,09 г/см3, добавляли 12 г (52%) полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер H(CF2CF2)2CH2OH) с плотностью ρ=1,65 г/см3, перемешивали. Полученная жидкость глушения имеет плотность ρ=1,30 г/см3.

Пример 3

К 11 г (25%) флотореагента оксаля Т-92 с плотностью ρ=1,09 г/см3, добавляли 33 г (75%) полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер H(CF2CF2)2CH2OH) с плотностью ρ=1,65 г/см3, перемешивали. Полученная жидкость глушения имеет плотность ρ=1,51 г/см3.

В процессе проведения испытаний полученной жидкости определяли значения показателей свойств полученной жидкости - плотность, условная вязкость, рН, минерализация, восстановление фильтрационно-емкостых свойств продуктивного пласта. Замер основных технологических параметров полученной жидкости глушения производили на стандартных приборах.

Данные о свойствах известной и предлагаемых жидкостях приведены в таблице 1.

Как видно из данных таблицы, заявляемая жидкость для глушения скважин имеет широкий диапазон изменения плотности (1100…1510 кг/м3).

Разработанный состав жидкости глушения на основе тяжелых спиртов позволит избежать набухания глинистых минералов. Жидкость глушения не имеет водного компонента и не смешивается с растворами на водной основе, ее использование не приводит к ускоренной коррозии обсадных колонн и скважинного оборудования, возможно ее повторное использование. Кроме того, заявляемая жидкость имеет широкий диапазон температуры применения (-37…+85°С).

Заявленная жидкость глушения была испытана в лабораторных условиях с целью установления ее влияния на восстановление проницаемости образцов керна из продуктивных пластов месторождений Пермского края. Оценка восстановления исходной проницаемости изучалось на образцах пород бобриковской залежи Уньвинского и Сибирского месторождения. Для каждого образца определялась пористость, проницаемость по керосину, проницаемость после воздействия на образец жидкостью глушения и коэффициент восстановления проницаемости. Результаты испытаний приведены в таблице 2.

Средняя величина коэффициента восстановления проницаемости по всем образцам составила 92%.

Как видно из данных таблицы, результаты испытаний свидетельствуют о высокой эффективности разработанной технологической жидкости. Использование предлагаемой жидкости глушения скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти позволит сохранить фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов, повысить качество крепления обсадных колонн, снизить вероятность разрушения цементного камня применением щадящих методов вторичного вскрытия продуктивных пластов и повысить качество, эффективность проведения данных мероприятий.

.
Технологическая жидкость для глушения скважин на основе спиртов, содержащая флотореагент оксаль Т-92, отличающаяся тем, что она дополнительно содержит полифторированный тригидрооктафторамиловый спирт-теломер при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

Полифторированный
тригидрооктафторамиловый спирт-теломер 2-75
флотореагент оксаль Т-92 25-98



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к системе регулирования сопротивления потоку, предназначенной для использования в подземной скважине. Причем указанная система может содержать средство, установленное с возможностью перемещения под действием потока многокомпонентного флюида.

Изобретение относится к скважинному гидравлическому насосу для обеспечения давления текучей среды во время скважинных работ. Технический результат - повышение гидравлической мощности скважинного гидравлического насоса.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, а именно к способам выравнивания профиля приемистости скважин, вскрывающих разнопроницаемые интервалы пласта.

Изобретение относится к области механизированной добычи нефти из малопродуктивных пластов. Способ осуществляется путем периодического открытия канала между полостью насосно-компрессорных труб и затрубным пространством.

Изобретение относится к области добычи газа и может быть применено для управления режимами работы газодобывающей скважины. Управление режимами работы газодобывающей скважины формируют на основе адаптивного импульсного регулятора, воздействующего на временной квантователь, в котором происходит фиксация величины управляющего сигнала uимi(t) в течение заданного периода (кванта) времени с последующим воздействием на исполнительный механизм, управляющим регулирующим клапаном, меняющим количество газа, поступающего в коллектор, следя за квантованным сигналом uкв.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к аварийному глушению фонтанирующих газовых скважин в условиях наличия многолетнемерзлых пород (ММП).

Изобретение относится к подземному скважинному оборудованию и может быть применено для перепуска газа из межтрубного пространства скважины в колонну насосно-компрессорных труб.

Группа изобретений относится к нефтедобыче и может быть применена для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида из двух пластов одной скважиной. Установка по первому варианту содержит спускаемые в обсадную трубу на колонне лифтовых труб пакер с двумя якорными устройствами противоположно направленного действия, центробежный насос с приемным модулем и погружным электроприводом, соединенным силовым кабелем со станцией управления (СУ), герметически пропущенным через устьевую арматуру, регулировочный электроклапан (РЭК), включающий хвостовик, в котором размещены отсекатель потока флюида с запорным седлом, и датчики телемеханической системы (ТМС), и стыковочный узел, сообщающийся с заборщиком флюида из нижнего пласта и состоящий из телескопически сопрягаемых штуцера, установленного на пакере, и ниппеля, пристыкованного к хвостовику, присоединенному к торцу электропривода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования притока в добычной трубопровод. Клапан или устройство управления потоком для управления на основе эффекта Бернулли потоком флюида от одного пространства или области к другой, в частности для управления потоком флюида, такого как нефть и/или газ, содержащего воду, из нефтяного или газового коллектора в добычной трубопровод скважины в нефтяном и/или газовом коллекторе, от впускного отверстия на стороне впуска к выпускному отверстию на стороне выпуска устройства.

Изобретение относится к способам и системам обработки скважин. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, объединение суспензии с растворителем выше по потоку от входа в первый насос и, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины.

Изобретение относится к цементным композициям и способам снижения захвата воздуха в цементных композициях. Способ снижения захвата воздуха в цементной композиции, включающий: (a) добавление пеногасящей композиции к цементной композиции, где пеногасящая композиция содержит эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера; (b) смешивание пеногасящей композиции и цементной композиции с образованием смеси; и (c) оставление смеси для схватывания с получением твердого цемента; где пеногасящая композиция способствует снижению захвата воздуха в цементной композиции по сравнению с цементной композицией, не содержащей пеногасящую композицию; где эфир органической кислоты и полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера представляет собой продукт реакции диэтерификации полиоксиэтилен-полиоксипропиленового блоксополимера и органической кислоты, выбранной из группы, состоящей из олеиновой кислоты, стеариновой кислоты, субериновой кислоты, азелаиновой кислоты, себациновой кислоты, фталевой кислоты, изофталевой кислоты, терефталевой кислоты и их смесей.

Изобретение относится к получению высокопроницаемой набивки расклинивающего агента при гидроразрыве. Способ увеличения проницаемости набивки из расклинивающего агента внутри разрыва, включающий: введение в, по меньшей мере, часть разрыва в подземном пласте смеси множества расклинивающих агентов и множества частиц, чтобы сформировать набивку из расклинивающего агента, где, по меньшей мере, часть частиц являются разрушаемыми частицами, причем часть частиц, являющаяся разрушаемыми частицами, содержит разрушаемый металл в форме прессованного продукта из относительно менее разрушаемых порошков, где сам прессованный продукт является относительно более разрушаемым, и разрушение, по меньшей мере, части частиц, чтобы создать набивку из расклинивающего агента, имеющую относительно более высокую проницаемость по сравнению с проницаемостью набивки из расклинивающего агента перед разрушением.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и вскрытии продуктивных пластов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - снижение фильтратоотдачи, снижение пластической и условной вязкостей.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, а именно к способам выравнивания профиля приемистости скважин, вскрывающих разнопроницаемые интервалы пласта.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин, пробуренных с использованием бурового раствора на углеводородной основе.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к аварийному глушению фонтанирующих газовых скважин в условиях наличия многолетнемерзлых пород (ММП).

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке пластовых залежей нефти, осложненных вертикальными разломами, вытеснением рабочим агентом. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет экономии рабочего агента и энергии для его закачки в нефтеносный участок пласта от использования жидкости и энергии близлежащих участков. По способу определяют гипсометрические отметки пласта. Размещают вертикальные и горизонтальные добывающие, нагнетательные скважины за исключением зон максимального падения гипсометрических отметок пласта в непосредственной близости от разломов. Вдоль них размещают вертикальные добывающие скважины. Осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Переводят вертикальные добывающие скважины в нагнетательные при снижении в них дебита ниже уровня рентабельности. Осуществляют бурение дополнительных горизонтальных стволов, направленных в сторону линии разлома. При этом определяют непроницаемые границы разломов в залежи, разбивающие пласт на участки с различным пластовым давлением. Перед переводом обводнившихся добывающих скважин под нагнетание рабочего агента для поддержания пластового давления дополнительные горизонтальные стволы бурят со вскрытием непроницаемой границы разломов из обводнившегося участка пласта с более высоким пластовым давлением в нефтеносный участок пласта выше уровня водонефтяного контакта. Осуществляют переток жидкости из одного участка пласта в другой участок с пониженным пластовым давлением по дополнительным горизонтальным стволам. Объем закачиваемого с поверхности вытесняющего агента через нагнетательные скважины в участок с пониженным давлением снижают. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр., 1 ил.
Наверх