Жидкость для глушения скважин


 


Владельцы патента RU 2617140:

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

Изобретение относится к глушению скважин и может быть использовано на нефтегазодобывающих предприятиях. Жидкость для глушения скважин включает, мас.%: сульфацелл 1,5-2,0; кадмий сернокислый 35,0-40,0; вода - остальное. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин с пластовым давлением выше гидростатического. 1 пр., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к технологическим составам для глушения скважин, и может быть использовано на нефтегазодобывающих предприятиях при проведении различных видов ремонтных работ в нефтяных и газовых скважинах, а также при капитальных ремонтах скважин на подземных хранилищах газа.

Наиболее близким аналогом по технической сущности к заявленному изобретению является жидкость для глушения скважин, содержащая воду, глицерин, сульфацелл, хлористый калий, дисольван и алюмосиликатные полые микросферы (см. Патент РФ №2203304, C09K 7/06, E21B 43/12, опубл. 27.04.2003 г.).

Недостатком известной жидкости для глушения скважин является ее низкая плотность, что не позволяет использовать ее для глушения скважин с пластовым давлением выше гидростатического.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является разработка жидкости, предназначенной для глушения скважин с пластовым давлением выше гидростатического.

Техническим результатом, на достижение которого направлено заявленное изобретение, является повышение эффективности глушения скважин с пластовым давлением выше гидростатического за счет использования жидкости для глушения скважин без твердой фазы с повышенной плотностью.

Данный технический результат достигается за счет того, что жидкость для глушения скважин без твердой фазы, содержит воду, сульфацелл и кадмий сернокислый при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сульфацелл 1,5-2,0
кадмий сернокислый 35-40
вода остальное

Глушение скважин - это технологический процесс, в результате которого создается противодавление на пласт и прекращается добыча пластового флюида. Плотность жидкости для глушения является основным фактором, который определяет величину давления на забое скважин. Для предотвращения выброса газа из пласта жидкость для глушения должна обеспечивать создание на забое давления, превышающего пластовое. В скважинах, в которых пластовое давление превышает гидростатическое давление, необходимо использование жидкости для глушения с высокой плотностью для создания противодавления на пласт.

Для приготовления жидкости для глушения скважин при проведении капитального ремонта используют следующие компоненты: сульфацелл, кадмий сернокислый и воду.

Сульфацелл - водорастворимая гидроксиэтилцеллюлоза (ГЭЦ) представляет собой простой эфир целлюлозы неионогенного типа, получаемый реакцией этерификации целлюлозы. Продукт белого, желтовато-белого или сероватого цвета, легко растворяется в воде. Сульфацелл производится нескольких марок, которые отличаются вязкостными характеристиками и содержанием основного вещества в готовом продукте. Экологически безвреден, так как подвергается биологическому разложению, не образуя вредных веществ. Выпускается ЗАО «Полицелл», г. Владимир, согласно ТУ-6-5 5-221-1407-95. Применяется в качестве реагента, позволяющего получать растворы различной вязкости, проявляющие псевдопластические свойства.

Кадмий сернокислый представляет собой большие бесцветные кристаллы моноклинной системы. Реактив хорошо растворим в воде (43,4% безводной соли при температуре 20°C) и не растворим в этиловом спирте. Химическая формула - CdSO4⋅8/3 H2O, выпускается промышленностью в соответствии с ТУ-6-09-17-251-88. Применяется в качестве реагента, позволяющего регулировать плотность заявленной жидкости для глушения скважин.

Сущность заявленного изобретения поясняется таблицей.

В таблице приведены состав и технологические параметры жидкости для глушения скважин, являющейся наиболее близким аналогом и заявленной жидкости для глушения скважин.

Жидкость для глушения готовят следующим образом.

Эксикатор наполняют пресной водой. При постоянном перемешивании вводится расчетное количество (в соответствии с указанным массовым процентным содержанием) кадмия сернокислого.

При дальнейшем перемешивании в водный раствор вводится расчетное количество (в соответствии с указанным массовым процентным содержанием) понизителя фильтрации - сульфацелла. Сульфацелл вводится в сухом виде при непрерывном перемешивании до полного растворения.

Для экспериментальной проверки готовились составы с различным содержанием ингредиентов.

Пример 1. Содержание компонентов в жидкости для глушения скважин составляет (мас.%): сульфацелл - 1,5, кадмий сернокислый - 35, вода - остальное.

Эксикатор наполняют пресной водой в количестве 1000 г. При постоянном перемешивании в течение 10 минут вводится 551,2 г (в соответствии с указанным массовым процентным содержанием) кадмия сернокислого и перемешивается на лабораторной мешалке ЛРМ-1 до полного растворения.

При дальнейшем перемешивании в водный раствор вводится 23,6 г (в соответствии с указанным массовым процентным содержанием) понизителя фильтрации - сульфацелла. Сульфацелл вводится в сухом виде при непрерывном перемешивании до полного растворения.

Замер основных технологических параметров полученной жидкости глушения производится на стандартных приборах.

Из результатов лабораторных исследований, приведенных в таблице, следует, что при применении жидкостей для глушения скважин по п. 3 таблицы значение плотности будет недостаточно высоким, а при применении жидкостей для глушения скважин по п. 6 таблицы плотность будет практически на уровне, достигнутом применением жидкостей для глушения скважин по п. 4,5, но при этом расход реагентов увеличится, т.е. применение жидкостей для глушения скважин по п. 6 экономически не оправдано.

Наилучшие технологические параметры для заявленной жидкости для глушения были получены при соотношении компонентов приведенных в таблице п. 4, 5.

Как видно из таблицы, заявленная жидкость для глушения скважин по сравнению с жидкостью для глушения скважин, являющейся наиболее близким аналогом, имеет более высокую плотность и такой же показатель фильтрации.

Использование заявленного изобретения обеспечивает возможность проведения ремонтных работ на скважинах с пластовым давлением выше гидростатического с сохранением фильтрационных свойств коллектора скважины и позволяет получить существенный экономический эффект за счет снижения затрат на химические реагенты и возможности повторного применения предлагаемого состава.

Жидкость для глушения скважин, включающая сульфацелл и воду, отличающаяся тем, что она содержит минеральную соль - кадмий сернокислый при следующем соотношении компонентов, мас.%:

сульфацелл 1,5-2,0
кадмий сернокислый 35-40
вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для восстановления проницаемости призабойной зоны пласта - ПЗП. В способе очистки ПЗП от глинистых образований удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе, содержащий бисульфат натрия в количестве 15-17 мас.

Изобретение относится к способам и композициям, включая, в одном варианте осуществления, способ цементирования, содержащий: получение отверждаемой композиции, содержащей воду и цементирующий компонент, имеющий расчетный индекс реакционной способности, и обеспечение отверждения композиции для формирования твердой массы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - интенсификации притока нефти, увеличение проницаемости пласта, замедление скорости реакции с породой состава для обработки пласта и исключение образования кремниевых кислот при реакции с глинами при высокой пластовой температуре.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта с повышенной карбонатностью.
Предложенное техническое решение относится к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах.

Изобретение относится к области добычи газа и газового конденсата. Технический результат - повышение эффективности удаления жидкого пластового флюида из газовых и газоконденсатных скважин, продукция которых содержит пластовую воду с содержанием солей до 300 г/л при температуре до 85°C и содержанием углеводородного конденсата до 50 об.

Изобретение относится к бурению скважин. Технический результат - вскрытие продуктивных горизонтов в процессе бурения скважин с сохранением фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении надежности глушения нефтяных скважин и блокирования призабойной зоны продуктивного пласта в условиях ММП без их растепления.

Изобретение относится к области внутригрунтовой гидроизоляции сооружений различного назначения, а именно при создании внутригрунтовой объемной мембраны. Технический результат - повышение качества гидроизоляции заглубленных сооружений, находящихся под воздействием гидродинамических нагрузок в широком диапазоне глубин, при одновременном обеспечении экологичности работ, исключающих негативное воздействие изолирующего материала на окружающую среду.

Изобретение относится к бурению нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин, а именно к органическим ингибиторам глин для буровых растворов. Технический результат - повышенине устойчивости глинистых минералов к гидратации и диспергируемости при бурении буровыми растворами на водной основе, предотвращение сальникообразования, снижение коллоидной фазы и повышение смазочных и противоприхватных свойств.

Настоящее изобретение относится к способу подземной обработки (варианты), способу цементирования и композициям, которые содержат пыль цементной печи, имеющую измененный средний размер частиц. Способ подземной обработки включает введение обрабатывающей текучей среды внутрь подземной формации, при этом обрабатывающая текучая среда содержит воду и пыль цементной печи в количестве от приблизительно 50 масс. % до 100 масс. % от общего количества цементных компонентов, присутствующих в указанной обрабатывающей текучей среде, причем указанная пыль цементной печи имеет средний размер частиц, который был уменьшен по меньшей мере на 5% от исходного размера частиц путем измельчения, разделения или их комбинации, где средний размер частиц пыли цементной печи находится в диапазоне от приблизительно 1 мкм до приблизительно 350 мкм. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение 24-часовой прочности схватывающейся композиции. 4 н. и 25 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, к технологическим жидкостям, в частности к жидкостям для глушения скважин. Жидкость содержит 2,0-70,0 мас.% неорганических солей или их смесей или гидратов этих солей, 0-20,0 мас.% дисперсной фазы, 0,2-20,0 мас.% полимерной композиции SCA-214, 0,02-2,0 мас.% поверхностно-активного вещества (ПАВ) и воду. Техническим результатом является минимизация отрицательного воздействия глушения на фильтрационно-емкостные свойства нефтяных и газовых скважин, сокращение сроков освоения, сохранение продуктивности, снижение гидратации глинистых отложений и уменьшение поверхностного натяжения на границе с углеводородной жидкостью. 3 табл.

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, вскрывающих солевые породы и пласты с полиминеральными водами высокой минерализации. Изобретение также может быть использовано при цементировании колонн в бессолевых интервалах и для установки изоляционных цементных мостов. Технический результат - получение тампонажной магнезиально-карналлитовой смеси, исключающей необходимость приготовления специального состава жидкости затворения и позволяющей с использованием стандартной технологии затворения водой получать раствор, камень которого характеризуется высокой коррозионной стойкостью в полиминеральных пластовых водах высокой минерализации. Тампонажная магнезиально-карналлитовая смесь включает порошок каустический магнезитовый, шлам карналлитового хлоратора, тонкодисперсную неорганическую добавку, триполифосфат натрия, карбамид и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: порошок магнезитовый каустический 22,88-37,29, шлам карналлитового хлоратора 22,22-36,79, тонкодисперсная неорганическая добавка 6,35-11,43, триполифосфат натрия 0,32-0,65, карбамид 1,27-3,27, вода остальное. В качестве тонкодисперсной неорганической добавки тампонажная магнезиально-карналлитовая смесь содержит или шлак доменный гранулированный молотый, или золу уноса ТЭЦ, или кварц молотый пылевидный. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к средствам тушения пожаров подачей пены в основание резервуара в слой нефтепродукта. Обнаруженный эффект синергетического действия компонентов позволяет получить композиции, которые способны к самопроизвольному растеканию по поверхности горящего нефтепродукта. При этом растворы фторированного ПАВ и углеводородных соединений по отдельности не обеспечивают водному раствору способность самопроизвольно растекаться по углеводороду. Эффективность пленкообразующего действия компонентов обеспечивается в определенном диапазоне соотношения компонентов, что позволяет резко снизить содержание фторированного ПАВ. 2 н.п. ф-лы, 1 ил., 4 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, в частности к подготовке сырьевой шихты, которую используют при производстве проппантов средней плотности. В способе изготовления шихты с содержанием MgO 18-28 мас.%, включающем обжиг и охлаждение серпентинита, его совместный помол с кварцполевошпатным песком до фракции менее 80 мкм, указанное охлаждение серпентинита производят со скоростью 350°С/ч и более, причем суммарное содержание энстатита и протоэнстатита в охлажденном материале не превышает 33 об.%. Технический результат - повышение размолоспособности шихты. 1 табл., 3 ил.

Изобретение относится к композиции, включающей сшитые набухающие полимерные микрочастицы, способные гидролизоваться при нейтральном или более низком значении pH, и способу изменения водопроницаемости подземной формации путем введения таких композиций в подземную формацию. Композиция для модификации водопроницаемости подземной формации, включающая сшитые набухающие полимерные микрочастицы со среднеобъемным диаметром ненабухших частиц от примерно 0,05 до примерно 2000 мкм и содержанием сшивающего агента от примерно 50 до примерно 200000 ч./млн по меньшей мере одного лабильного сшивающего агента в пересчете на молярное отношение указанных полимерных микрочастиц, способных к расщеплению при нейтральных или меньших значениях pH и при примерно 0-900 ч./млн по меньшей мере одного нелабильного сшивающего агента в пересчете на молярное отношение, при этом указанный лабильный сшивающий агент выбирают из по меньшей мере одной из приведенных структур. Способ модификации водопроницаемости подземной формации, включающий введение в подземную формацию композиции, содержащей указанные выше сшитые разбухающие полимерные микрочастицы, где диаметр микрочастиц меньше, чем диаметр пор подземной формации, а лабильные сшивающие агенты разрушаются в условиях подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение подвижности и/или темпа отбора углеводородных флюидов, имеющихся в подземных формациях. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 2 пр., 5 табл., 1 ил.

Изобретение относится к сельскому хозяйству и почвоведению, а именно к веществам, улучшающим состояние почвы, и может быть использовано в растениеводстве как в условиях закрытых грунтов, так и на открытых территориях. Влагоаккумулирующая питательная добавка для почвы представляет собой твердую фракцию продукта окислительного крекинга отходов растительного сырья, полученную обработкой отходов растительного сырья в воде при комнатной температуре пероксидом водорода в присутствии катализатора на основе оксида трехвалентного железа. Массовое соотношение пероксида водорода к отходам растительного сырья 0,5-1,0 : 1. Количество катализатора 0,1-0,3 мас.% по отношению к отходам растительного сырья в пересчете на Fe3+. Катализатор получают нагреванием при 60-70°C смеси FeCl3⋅6H2O, Na2CO3 и 0,5-1,0%-ного водного этанола при следующем соотношении компонентов, мас.%: FeCl3⋅6H2O - 0,1-0,2; Na2CO3 - 0,05-0,1; 0,5-1,0%-ный водный этанол остальное. Добавка для почвы характеризуется содержанием железа 0,03-0,04 мас.%. Обеспечивается добавка, обладающая высокими влагоаккумулирующими свойствами, являющаяся стерильной и экологически безопасной. 1 з.п. ф-лы, 7 табл., 11 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ (РИР). Технический результат, достигаемый изобретением, - повышение эффективности способа РИР, улучшение тампонирующей способности и упрочнение полученного тампонажного камня с применением структурообразующего реагента. Способ включает приготовление и циклическое закачивание структурообразующего реагента и жидкого стекла в интервал нарушения. В качестве структурообразующего реагента используют суспензию молотого ангидрита. Предварительно определяют приемистость изолируемого интервала и готовят суспензию ангидрита молотого в пресной воде при водо-твердом отношении 0,8-1. В зависимости от приемистости изолируемого интервала закачивают в скважину от 1 до 15 циклов суспензии ангидрита молотого и жидкого стекла в соотношении объемов 1:1. Каждый цикл включает в себя 1-5 м3 суспензии ангидрита молотого с добавлением синтетического или базальтового волокна в количестве 1-6 кг на 1 м3 суспензии ангидрита, 0,5-1 м3 буфера из пресной воды, 1-5 м3 жидкого стекла. Далее закачивают цементный раствор, затворенный из 2-5 т портландцемента тампонажного. Оставляют скважину на реагирование в течение 24 ч. Диаметр синтетического или базальтового волокна составляет 10-35 мкм, а длина его - 3-18 мм. Добавляют волокно в процессе приготовления или закачивания суспензии ангидрита молотого. 1 табл.

Изобретение относится к цементным композициям и способам использования цементных композиций с замедленным схватыванием в подземных формациях. Способ цементирования в подземных формациях, включающий получение цементной композиции с замедленным схватыванием, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, фосфонатный замедлитель схватывания и диспергент типа карбоксилированного простого эфира, активацию цементной композиции с замедленным схватыванием активатором схватывания цемента, причем активатор схватывания цемента содержит по меньшей мере один активатор, выбранный из группы, состоящей из нанокремнезема, полифосфата и их комбинаций, подачу цементной композиции с замедленным схватыванием в подземную формацию и создание условий для схватывания цементной композиции с замедленным схватыванием в подземной формации. Технический результат - повышение жизнеспособности цементной композиции и получение необходимой прочности затвердевшей композиции. 4 н. и 14 з.п. ф-лы, 11 табл.

Изобретение относится к способу разработки нефтяных месторождений, а именно к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу снижения обводненности скважинной продукции нефтяных добывающих скважин, и может быть применено на карбонатных или терригенных с карбонатным типом цемента коллекторах. В затрубное пространство скважины осуществляют закачку водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта «Компонекс-21», содержащего хлористые соли щелочных металлов, ингибиторы солеотложения, ПАВ и гидрофобизатор, объемом от 2,0 м3 до 15,0 м3 на 1 метр перфорации скважины, но не менее 80% от объема затрубного пространства скважины. Измеряют давление закачки на забое скважины. Выдерживают от 10 до 12 часов. Осуществляют порционную продавку водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта водой в пласт с выдержкой между продавками от 10 до 12 часов и измерением давления на забое скважины в начале и в конце каждой продавки. После достижения давления на забое скважины, превышающего давление закачки не менее чем на 1,0 МПа, но не превышающего давление опрессовки эксплуатационной колонны, проводят окончательную продавку в пласт оставшегося в затрубном пространстве водного раствора модификатора коллекторских свойств пласта. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи пластов, увеличичение зоны охвата пласта заводнением. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл., 2 пр.
Наверх