Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин. Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин содержит торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер, утяжелитель и воду. Дополнительно содержит утяжелитель - барит, а в качестве понизителя водоотдачи и флоккулянта - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) при следующем соотношении компонентов, %: торф 5-7, калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5, хлористый калий 1-3, полимер КМЦ 0,8-1,5, пеногаситель МАС-200М 1-3, утяжелитель 10-50, вода - остальное. 4 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности для глушения нефтяных и газовых скважин.

Как известно глушение скважин представляет собой комплекс мероприятий по выбору, приготовлению и закачке в скважину специальных жидкостей, обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ремонтных работ.

Рациональный выбор жидкости глушения (ЖГ) осуществляют с учетом горногеологических и технических условий работы скважин, что способствует разработке различных мероприятий по предупреждению таких основных осложнений, как поглощение ЖГ продуктивным пластом, нефтегазопроявления, снижение продуктивности скважин в послеремонтный период, коррозионное разрушение подземного оборудования и др. [Жидкости и технологии глушения скважин: учеб. пособ. / Л.А. Паршукова, В.П. Овчинников, Д.С. Леонтьев. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. - 97 с.].

Решение проблемы глушения скважин при проведении КРС с блокированием интервала перфорации или с повторным вскрытием (вырезание эксплуатационной колонны, дополнительная перфорация, ремонтно-изоляционные работы и др.) требует детального и глубокого изучения происходящих процессов как в удаленной зоне пласта, так и в ПЗП.

Наиболее важными технологическими параметрами блокирующих растворов при глушении скважин с сильно раздренированной ПЗП являются эффективная вязкость, концентрация и размеры коркообразующих частиц, от которых зависят остальные свойства: например, показатель фильтрации; СНС и др.

Вязкоупругие составы (ВУС) предназначены для временной защиты пласта от влияния технологических жидкостей как в период строительства и освоения скважин, так и при проведении КРС.

Разработаны несколько вариантов ВУС. Технология применения, состав и концентрации реагентов выбираются индивидуально для каждой скважины в зависимости от геолого-технических условий и цели работ.

ВУС содержит комплекс полисахаридных полимеров, реагенты для регулирования рН среды и комплексообразователь. Полимерный реагент и комплексообразователь выбирается в зависимости от необходимой термостабильности и плотности. Плотность ВУС может меняться от 1000 до 2000 кг/м3. Для получения ВУС плотностью 1000-1360 кг/м3 используют пресную воду или неорганические соли (хлориды калия, натрия, кальция), для более высокой плотности - соли органических кислот (формиаты калия, цезия).

ВУС характеризуется высокой скоростью структурообразования после доставки состава в ствол скважины, но при этом сохраняет текучесть в течение времени закачки состава; имеет практически нулевую фильтрацию, высокую прочность структуры (более 40 Па через сутки), не проникает в пласты с проницаемостью до 2 мкм2 при ΔP=3,5 МПа, не пропускает нефть, газ и воду, не образует водонефтяных эмульсий при контакте с углеводородной жидкостью, не образует нерастворимых осадков при взаимодействии с пластовыми флюидами [Жидкости и технологии глушения скважин: учеб. пособ. / Л.А. Паршукова, В.П. Овчинников, Д.С. Леонтьев. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. - 97 с.].

Особенностью ВУС является способность к деструкции через определенное время, которое регулируется изменением соотношения ингредиентов или рН среды, вводом деструктора или при сдвиговых деформациях. После деструкции состав имеет минимальную вязкость (1,5-2 сП), но при этом сохраняет минимальную фильтрацию и полностью удаляется из пласта после проведения несложных технологических приемов.

Технология приготовления ВУС основана на использовании стандартного оборудования. Объемы ВУС обычно небольшие (1-15 м3) и зависят от проводимых технологических операций.

Известен ВУС [а.с. СССР №1377371 от 07.06.1985 г. по кл. E21B 33/138, опубл. в Бюл. №8, 1988 г.].

Недостатком указанного ВУС является низкая эффективность проведения работ в скважинах. Это обусловлено следующими причинами: пониженная пластическая прочность ВУС связана с ингредиентным составом, в частности типом сшивающей окислительно-восстановительной системы и применяемыми наполнителями, которые не обладают высокими армирующими свойствами, необходимыми для образования ВУС с повышенной пластической прочностью.

Известен ВУС [а.с. СССР №1767159 от 01.10.1990 г. по кл. E21B 33/138, опубл. в Бюл. №37, 1992 г.].

Недостатком указанного ВУС является низкая эффективность проведения работ в скважинах. Это обусловлено следующими причинами: пониженная пластическая прочность связана с применением баритового концентрата в качестве наполнителя, который представляет собой инертный порошкообразный реагент и не обладает армирующими свойствами волокнистого наполнителя, способного повышать прочностные свойства.

В качестве прототипа взят торфощелочной раствор [Патент РФ №2550704, 2015 г.], содержащий торф, калийносодержащий щелочной модификатор, ингибитор - хлористый калий, понизитель водоотдачи - полимерный флоккулянт, пеногаситель и воду.

Недостатком указанного раствора является низкая эффективность образования вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, а также низкая плотность. Такой раствор целесообразно применять при бурении интервалов, сложенных глинистыми породами.

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности глушения нефтяных и газовых скважин.

Технический результат при создании изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в отличие от известного торфощелочного раствора, взятого за прототип, предлагаемый вязкоупругий состав дополнительно содержит утяжелитель - барит, а в качестве понизителя водоотдачи и флоккулянта - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) при следующем соотношении компонентов, %:

Торф 5-7
Калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5
Хлористый калий 1-3
Полимер КМЦ 0,8-1,5
Пеногаситель МАС-200М 1-3
Утяжелитель барит 10-50
Вода Остальное

Баритовый концентрат представляет собой мелкий порошок белого цвета, обладающий высоким удельным весом. Его качественные характеристики устанавливаются ГОСТ 4682-84 (Концентрат баритовый. Технические условия).

Основным достоинством является полное отсутствие в них вредных примесей, низкое содержание водорастворимых солей, выдержанность фракционного состава.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) применяется как стабилизатор консистенции, загуститель. Отличительной особенностью карбоксиметилцеллюлозы является способность к формированию очень вязкого коллоидного раствора, который стабильно сохраняет вязкость в течение длительного времени. По химической природе представляет собой высокополимерный ионный электролит в нейтральном или слабом щелочном эфире целлюлозы.

Калийносодержащий реагент служит для модификации торфяного структурообразователя. При таком условии одновременно происходит омыление частиц торфа и обогащение водной фазы раствора ионами калия. Дополнительное обогащение торфогуматного раствора калий-ионами происходит при введении хлористого калия.

Сочетание калийсодержащего щелочного модификатора с хлористым калием приводит к обогащению фильтрата торфогуматного раствора ионами калия, активно способствующими подавлению процесса набухания и гидратации глинистых пород.

Стоит отметить, что при добавлении гидроксида калия в ВУС происходит расщепление частиц торфа, в результате чего коллоидная фракция составляет менее 0,1 мм.

Исследования проводились в два этапа.

Во-первых, для оценки эффективности были исследованы статическое напряжение

сдвига и кинематическая вязкость ВУС на вискозиметре Model 900. Состав вязкоупругого состава (в %) представлен в таблице 1.

Торф 6
Калийносодержащий щелочной модификатор 1
Хлористый калий 1
Полимер КМЦ 1,1
Пеногаситель МАС-200М 1
Утяжелитель 25
Вода 64,9

Результаты исследований представлены в таблице 2.

Следующим этапом исследований являлось определение степени воздействия вязкоупругого состава на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов (на примере одного из месторождений Западной Сибири) в условиях, моделирующих пластовые. Исследования проводились на установке «Model FDS-350».

Эксперимент проводился при следующих условиях: температура 70°C, горное давление - 60,60 МПа, пластовое давление - 24,50 МПа, эффективное давление 36,10 МПа.

Характеристики керна представлены в таблице 3.

Результаты определения степени воздействия вязкоупругого состава на фильтрационно-емкостные свойства керна представлены в таблице 4.

Необходимо отметить, что при увеличении концентрации КМЦ свыше 1,5% образуется непрокачивамый раствор, при концентрации <0,8% получается состав с низкими структурно-механическими свойствами.

Концентрация барита зависит от геологических условий, а точнее от пластового давления.

Таким образом, такой торфощелочной ВУС можно рекомендовать при блокировании продуктивной части пород-коллекторов, так как и торф и нефть имеют органическое происхождение.

При определении степени воздействия вязкоупругого состава на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов очевидно, что проницаемость после воздействия ВУСа уменьшилась незначительно. Давление срыва корки произошло при перепаде давления 32 атм.

Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин, содержащий торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер, утяжелитель и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит утяжелитель - барит, а в качестве понизителя водоотдачи и флоккулянта - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) при следующем соотношении компонентов, %:

Торф 5-7
Калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5
Хлористый калий 1-3
Полимер КМЦ 0,8-1,5
Пеногаситель МАС-200М 1-3
Утяжелитель 10-50
Вода Остальное



 

Похожие патенты:
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.

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 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.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам получения тампонажных составов для гидроизоляции сооружений в породах водорастворимых солей. Технический результат изобретения заключается в получении тампонажного состава, повышающего надежность гидроизоляции подземных сооружений в условиях водорастворимых солей за счет гидроизоляции поверхности сооружения в широком диапазоне регулируемого времени, температуры и степени минерализации воды.

Изобретение относится к способу и к композиции, используемым в операциях цементирования, в том числе к способу цементирования, который может включать обеспечение отверждаемой композиции, содержащей волластонит, пемзу, известь и воду, причем в упомянутой композиции волластонит может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы, а пемза может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в добывающих и нагнетательных скважинах, в которых происходит приток или поглощение жидкости в выше- или нижележащие горизонты.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины.

Предлагается композиция и способ для цементирования обсадной трубы в стволе буровой скважины с использованием водной цементирующуей композиции, содержащей (a) воду, (b) цементирующую композицию, включающую: (i) гидравлический цемент, (ii) анионно- и гидрофобно-модифицированный полимер, (iii) диспергирующую добавку и необязательно (iv) одну или более других добавок, обычно добавляемых к водной цементирующей композиции, пригодной для цементирования обсадных труб в стволах буровых скважин, причем анионно- и гидрофобно-модифицированная гидроксиэтилцеллюлоза имеет степень гидрофобного замещения от 0,001 до 0,025, степень анионного замещения от 0,001 до 1, среднемассовую молекулярную массу от 100000 до 4000000 Да и предпочтительно, чтобы диспергирующей добавкой являлся сульфированный полимер, меламинформальдегидный конденсат, нафталинформальдегидный конденсат, разветвленный или неразветвленный поликарбоксилатный полимер.

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 добыче нефти и газа. Технический результат - нетоксичность, биоразлагаемость ингибитора глинистых сланцев.

Использование: изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Группа изобретений относится к буровой промышленности. Технический результат - эффективное ингибирование нестабильного состояния глины.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения, представленных карбонатными и терригенными (песчаниками) коллекторами, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов в различных гидрогеологических условиях.

Настоящее изобретение относится к получению расклинивающего агента, используемого при добыче углеводородов. Способ создания расклинивающего агента с частицами требуемых размеров, получаемого из шлама, извлеченного из скважины для добычи углеводородов, подвергнутой гидроразрыву, содержащий стадии: отделение воды от шлама с образованием потока мокрых твердых частиц и потока жидкости, смешивание потока мокрых твердых частиц с твердыми частицами с образованием загружаемого материала, расплавление загружаемого материала с получением материала расплавленного расклинивающего агента, резкое охлаждение расплавленного материала, измельчение охлажденного материала расклинивающего агента, сортировка частиц измельченного материала по размерам и смешивание частиц измельченного материала, не соответствующих установленным размерам, с загружаемым материалом.
Изобретение относится к составам для ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих гидратообразующие агенты и воду, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

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.
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.

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.
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 относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек. Технический результат - расширение технологических возможностей тампонажного раствора и области его применения путем повышения флюидоупорности и долговечности тампонажного камня при контакте с водой, нефтью, углекислым газом в условиях проявлений сероводорода. Тампонажный раствор включает хлористый кальций, хлористый барий, рассол хлористого магния, воду, микродур, суперпластификатор С-3, нитрилтриметиленфосфоновую кислоту (НТФ), силикат натрия, этилсиликат-40, поверхностно-активное вещество (ПАВ) - сульфанол, при следующем соотношении компонентов, масс.%.: хлористый кальций - 5,57-3,97, хлористый барий - 10,49-7,46, рассол хлористого магния (плотностью 1,32 г/см3) - 12,11-8,62, вода - 52,10-37,07, микродур - 10,14-36,06, суперпластификатор С-3 - 0,51-0,36, НТФ - 0,26-0,19, силикат натрия - 5,78-4,11, этилсиликат-40 - 2,53-1,80, ПАВ - сульфанол - 0,51-0,36. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин. Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин содержит торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер, утяжелитель и воду. Дополнительно содержит утяжелитель - барит, а в качестве понизителя водоотдачи и флоккулянта - карбоксиметилцеллюлозу при следующем соотношении компонентов, : торф 5-7, калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5, хлористый калий 1-3, полимер КМЦ 0,8-1,5, пеногаситель МАС-200М 1-3, утяжелитель 10-50, вода - остальное. 4 табл.

Наверх