Технологическая жидкость для капитального ремонта скважин


 


Владельцы патента RU 2599395:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым в качестве технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений для глушения и консервации скважин, для ликвидации межколонных давлений путем гидрозатвора при цементировании с недоподнятием цемента до устья для создания противодавления. Технический результат изобретения - сохранение стабильных технологических показателей в течение цикла эксплуатации без ограничений сроков годности и повышение показателя плотности. Технологическая жидкость для капитального ремонта скважин, включающая спирт, ингибитор и воду, содержит в качестве спирта многоатомный спирт: глицерин, или триэтиленгликоль, или пропиленгликоль, а в качестве ингибитора - бромид кальция и бромид или иодид цинка при следующем соотношении компонентов, мас.%; многоатомный спирт 10-15, CaBr2 20-50, ZnBr2 или ZnI2 20-50, вода остальное. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым в качестве технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД) для глушения и консервации скважин, для ликвидации межколонных давлений путем гидрозатвора при цементировании с недоподнятием цемента до устья для создания противодавления.

Из уровня техники известна технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин (патент на изобретение РФ №2188843 C1, кл. C09K 7/02, опубл. 10.09.2002). Технологическая жидкость включает, мас. %: хлорид щелочного или щелочноземельного металла 0-50, ингибирующую соль 0,1-10, органический растворитель 0,1-10, водорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ) 0,1-3, воду остальное. В качестве органического растворителя используют преимущественно спирты или гликоли, эфиры на их основе, ацетон или углеводороды. Недостаток известной жидкости состоит в том, что она не может быть многоразово использована в качестве технологической жидкости с сохранением реологических показателей в течение длительного времени, а также имеет низкую плотность.

Наиболее близким техническим решением, принятым заявителем в качестве прототипа, является технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин (патент на изобретение РФ №2115686 C1, кл. C09K 7/02, опубл. 20.07.1998). Жидкость содержит мас. %: хлорид кальция 1,0-40, органический растворитель 10-50, ингибирующую соль 1,0-10, воду - остальное. Жидкость обладает улучшенными осушающими и ингибирующими свойствами, облегчает вызов притока флюида после окончания ремонтных работ. Недостаток технологической жидкости состоит в том, что она также не может быть многоразово использована в качестве жидкости с сохранением реологических показателей в течение длительного времени и при повышенном температурном режиме, а также имеет низкий показатель плотности.

Задача изобретения состоит в создании состава технологической жидкости, сохраняющей технологические показатели стабильными в течение длительного времени, то есть в течение неограниченного цикла использования.

Технический результат, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, заключается в устранении указанного недостатка, а именно в сохранении стабильных технологических показателей в течение цикла эксплуатации без ограничений сроков годности.

Сущность предлагаемого технического решения заключается в том, что технологическая жидкость для капитального ремонта скважин включает спирт, ингибитор и воду. В качестве спирта в составе жидкости применяют многоатомный спирт: или глицерин, который не представляет опасности при работе с ним, т.е. экологически безопасен, или триэтиленгликоль, или пропиленгликоль. В качестве ингибитора применяют бромид кальция и бромид или иодид цинка при следующем соотношении компонентов, мас.%;

Многоатомный спирт 10-15
CaBr2 20-50
ZnBr2 или ZnI2 20-50
Вода остальное

Изобретение поясняется таблицей, в которой приведены технологические показатели составов технологических жидкостей при проведении экспериментальных исследований. В таблице приняты следующие сокращения и обозначения: Т - вязкость раствора (с - секунды), ηпл - пластическая вязкость (мПа·c); ρ - плотность, г/см, ГЭЦ - гидрооксиэтилцеллюлоза.

Отсутствие в составе веществ, подвергающихся деструкции, позволяет при оптимальном соотношении компонентов получить требуемые показатели плотности и реологии, стабильные во времени (см. табл.). Все входящие в состав жидкости вещества не разлагаются, не подвергаются деструкции при нормальных условиях и температуре до 180°C и поэтому могут применяться при приготовлении рабочей жидкости многоразового использования для заканчивания, ремонта и консервации нефтяных и газовых скважин в условиях АВПД и высоких температур.

При использовании данного состава в указанных сочетаниях вода и глицерин позволяют получать жидкости с показателем плотности до 2300-2500 кг/м3.

Технологическая жидкость для капитального ремонта скважин, включающая спирт, ингибитор и воду, отличающаяся тем, что в качестве спирта применяют многоатомный спирт: или глицерин, или триэтиленгликоль, или пропиленгликоль, а в качестве ингибитора применяют бромид кальция и бромид или иодид цинка при следующем соотношении компонентов, мас.%;

Многоатомный спирт 10-15
CaBr2 20-50
ZnBr2 или ZnI2 20-50
Вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, преимущественно к бурению в условиях высоких температур, неустойчивых глинистых пород и при вскрытии продуктивных пластов.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к ремонтно-изоляционным работ в скважинах с применением тампонажных составов. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет использования тампонажного состава с более высокой герметизирующей способностью.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности предотвращения выпадения солей в течение длительного времени эксплуатации скважины за счет снижения межфазного натяжения на границе «нефть - ингибирующий раствор» и образования прочных силикатных пленок, включающих в себя ингибитор, на поверхности породообразующих минералов.

Настоящее изобретение относится к вязкоупругим текучим средам, загущенным кислым композициям, а также к способам их использования. Водная вязкоупругая текучая среда для обработки подземного пласта, содержащая по меньшей мере одну композицию гелеобразующего вещества, где указанная композиция гелеобразующего вещества содержит по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество приведенной общей формулы, и систему растворителей, которая содержит воду, одноатомный спирт и двухатомный или многоатомный спирт, при массовом соотношении указанного одноатомного спирта и указанного двухатомного или многоатомного спирта от 1,0 до 2,2.

Настоящее изобретение относится к использованию неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ, растворимого в диоксиде углерода, для интенсифицированной нефтедобычи.
Настоящее изобретение относится к деформируемым проппантам и способам обработки подземного пласта с их использованием. Способ обработки подземного пласта включает нагнетание в подземный пласт текучей композиции, которая содержит текучую среду и деформируемый проппант, имеющий взаимопроникающую полимерную сетку, образованную из первого полимерного компонента и второго полимерного компонента.

Изобретение относится к применению композиции ускорителя схватывания для неорганических связующих веществ, которая содержит по меньшей мере один водорастворимый гребенчатый полимер, включает структурные единицы (мет)акриловой кислоты, малеиновой кислоты, полиалкиленгликольвиниловых эфиров, полиалкиленгликольаллиловых эфиров и полиалкиленгликолевых эфиров (мет)акриловой кислоты и частицы гидрата силиката кальция при цементировании буровых нефтяных и газовых скважин в областях вечной мерзлоты и в шельфовой зоне, причем гребенчатый полимер представляет собой сополимер, который на основной цепи имеет боковые цепи, включающие полиэфирные функциональные группы, а также кислотные функциональные группы, а частицы гидрата силиката кальция являются менее чем 5 мкм, преимущественно менее чем 1 мкм, более предпочтительно менее чем 500 нм, особенно предпочтительно менее чем 200 нм и в особенности менее чем 100 нм.

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.

Группа изобретений относится к буровой промышленности. Технический результат - увеличение эффективности ингибирования глинистой нестабильности.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - ВОА, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении 0,15-45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА и ПАА при следующем содержании компонентов, мас.
Изобретение относится к способу цементирования, включающему: введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей размолотый невспученный перлит, портландцемент, перемолотый с пумицитом, и воду; и предоставление возможности способной к схватыванию композиции схватиться. Изобретение также относится к способной к схватыванию композиции, содержащей размолотый невспученный перлит, портландцемент, перемолотый с пумицитом, и воду. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 н. и 23 з.п. ф-лы, 6 табл.

Изобретение относится к операциям обработки скважин с использованием реагентов. Композит для обработки скважин, содержащий реагент для обработки скважин и обожженный пористый оксид металла, где пористость и проницаемость обожженного пористого оксида металла является такой, что реагент для обработки скважин адсорбируется во внутрипоровых пространствах пористого оксида металла, и кроме того: площадь поверхности обожженного пористого оксида металла составляет от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 10 м2/г, диаметр частиц 0,1 3 мм и объем пор указанного оксида металла от 0,01 до 0,10 см3/г. По другому варианту композит для обработки скважин, вводимый в подземный пласт, содержит реагент для обработки скважин и обожженный пористый оксид металла, где пористость и проницаемость указанного оксида такая, что указанный реагент абсорбируется во внутрипоровых пространствах пористого оксида алюминия, и реагент способен десорбироваться при постоянной скорости в течение продолжительного периода времени в пластовой текучей среде, содержащейся в подземном пласте. Расклинивающий наполнитель, содержащий указанный выше последний композит, где не более 15% расклинивающего наполнителя раздавливается при смыкающем напряжении, составляющем 10000 фунтов на квадратный дюйм (68,95 МПа), когда композит содержит 10 мас.% реагента для обработки скважин. Способ обработки подземного пласта, пронизанного стволом скважины, включающий закачивание в ствол скважины текучей среды для обработки скважин, содержащей указанный выше композит. Способ стимуляции подземного пласта, включающий закачивание в пласт текучей среды для обработки скважин, содержащей указанный выше композит. Способ обработки подземного пласта, включающий введение в подземный пласт или ствол скважины, пронизывающий подземный пласт, указанный выше композита. Способ ингибирования или регулирования скорости высвобождения реагента для обработки скважин в подземном пласте или в стволе скважины путем введения в пласт или ствол скважины указанного выше композита, который после однократной обработки имеет продолжительность действия, составляющую, по меньшей мере, шесть месяцев. Способ ограничения поступления песка в ствол скважины, пронизывающий подземный пласт, включающий: введение в ствол скважины суспензии указанного выше композита и текучего носителя, помещение композита вблизи подземного пласта для образования проницаемого текучей средой уплотнения, способного уменьшать или практически предотвращать прохождение пластовых частиц из подземного пласта в ствол скважины при одновременном свободном прохождении пластовых текучих сред из подземного пласта в ствол скважины. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 8 н. и 19 з.п. ф-лы, 9 пр., 5 табл., 6 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Техническим результатом изобретения является повышения долговечности и надежности слоя тампонажного материала, образовавшегося после отверждения на поверхности стенок обрабатываемой скважины. Способ изготовления тампонажного материала для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах включает расслоение фенолоформальдегидной смолы путем ее выдержки не менее суток до появления на ее поверхности жидкого слоя с последующим отделение нижнего осевшего и верхнего слоев. После чего в части верхнего слоя, содержащей 5-10% от объема указанной смолы, растворяют 0,1-1% негашеной извести от массы указанной смолы. Затем осуществляют перемешивание растворенной части верхнего слоя с оставшейся частью верхнего слоя и нижним осевшим слоем, в котором предварительно растворяют эпоксикарбазолилпропан в количестве 10-20% от массы исходной фенолоформальдегидной смолы, с последующим добавлением отвердителя. 2 з.п. ф-лы, 5 пр.
Настоящее изобретение относится к способам снижения потерь буровой жидкости и других жидкостей для подземного ремонта скважин в подземной формации во время бурения или сооружения буровых скважин в указанной формации. Технический результат заключается в получении отверждаемого состава, который способен подвергаться полимеризации свободных радикалов с in situ формированием материала для предотвращения потерь. Способ содержит подачу в скважину отверждаемого состава, содержащего органическое вещество, способное подвергаться свободнорадикальной (со)полимеризации, описанной следующей формулой: , где x - это целое число от 1 до 8; Fp - производное винилового эфира, сложного винилового эфира, аллилового эфира, сложного эфира аллилового спирта, винилкетона, стирола, α-метилстирола, виниламида, аллиламида, акриламида, малеата, фумарата или (мет)акрилата; L - органическая группа, содержащая (замещенную) ароматическую или (замещенную) алифатическую группу, содержащую один и более O, N, S или их сочетания; а Q отвечает замещенному или незамещенному одно- или многовалентному органическому радикалу, производному из полиалкиленоксидполиола, полиалкиленоксида с концевой аминной группой, полиолефина с гидроксильной концевой группой, полиолефина с концевой аминной группой, силикарбинола, (со)полистирольного полимера или их смесей. Вторая стадия заключается в отверждении указанного состава в скважине in situ. 10 з.п. ф-лы, 6 ил., 1 табл.
Наверх