Безглинистая высокоминерализованная жидкость для проведения ремонтно-восстановительных работ

 

Использование: бурение, крепление и проведение ремонтно-восстановительных работ в нефтяных и газовых скважинах. Сущность: жидкость для проведения ремонтно-восстановительных работ содержит, мас.%: кольцевая селитра 30 - 46, лигносульфонат 10 - 18, мочевину 5 - 8, воду - остальное, жидкость имеет низкие значения фильтрации при одновременном сохранении стабильности ее технологических параметров. 1 табл.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ в газовых и газоконденсатных скважинах, вторичного вскрытия продуктивного пласта и спуске подземного оборудования.

Известна жидкость без твердой фазы для глушения скважин на основе водного раствора смеси солей кальция [1]. Недостатком такой жидкости является высокая фильтрация даже после загущения рассола, что ведет к большому расходу реагентов и снижению проницаемости призабойной зоны пласта как за счет гидратации глинистых материалов пласта, так и за счет кольматации твердыми частицами, содержащимися в рассоле.

Известен также состав для обработки буровых скважин, содержащий по крайней мере одну растворимую в воде соль двухвалентного металла и загуститель [2] . В качестве солей двухвалентных металлов могут быть использованы: бромистый цинк, бромистый кальций, хлористый кальций или их смеси, а в качестве загустителя - четвертичные соли аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%: Бромистый цинк 5-15 Бромистый кальций 25-45 Хлористый кальций 5-20 Загуститель 0,5-2 Вода Остальное Состав имеет высокий показатель фильтрации, равный 39 10-6 м3/1800 c при содержании компонентов, мас. % : СаСl2 - 12, CaBr2 - 37, ZnBr2 - 14, загуститель - 1,0 и вода - остальное. Заметного снижения фильтрации можно достигнуть добавкой наполнителя - частиц органической смолы. Однако при освоении скважины наполнитель необходимо удалять с помощью специальных растворителей, что увеличивает время выхода скважины из ремонта.

Целью изобретения является снижение фильтрации при одновременном сохранении стабильности ее технологических параметров.

Достигается это тем, что известный состав, содержащий минеральную соль, загуститель и воду, дополнительно содержит мочевину, а в качестве минеральной соли и загустителя - кальциевую селитру и лигносульфонат соответственно при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Кальциевая селитра 0-46 Лигносульфонат 10-18 Мочевина 5-8 Вода Остальное К лигносульфонатам относится сульфитно-спиртовая барда (ССБ), сульфитно-дрожжевая бражка (СДБ), конденсированная сульфитно-спиртовая барда (КССБ) и др. , которые проявляют аналогичные действия в предлагаемом составе.

В качестве утяжелителя выбрана кальциевая селитра (ТУ 6-03-367-74), которая кроме нитрата кальция (82 мас.%) содержит нитрат аммония (4-7 мас.% ). Растворы нитрата кальция имеют довольно высокую плотность, подвержены образованию ионных пар, при высоких концентрациях в растворе преобладают одновалентные ионы (СаNO3)+ и числа гидратации ионов нитрата кальция соответствуют таковым для 1-1 валентных электролитов, а следовательно, нитрат кальция будет иметь низкую высаливающую способность при высокой плотности. Нитрат аммония относится к 1-1 валентным электролитам и имеет гидратацию приблизительно одинаковую с нитратом кальция.

Мочевина соответствует ГОСТу 6691-77.

При растворении кальциевой селитры в водных растворах лигносульфонатов происходит связывание воды в гидратные оболочки ионов Са++ и NO3-. Лигносульфонаты имеют небольшую степень гидратации, свойственную нитеобразным высокомолекулярным соединениям, а в высококонцентрированных солевых системах вода из гидратных оболочек лигносульфонатов переходит в гидратные оболочки ионов. Дегидратация лигносульфонатов приводит к постепенному (через коллоидную фазу) выпадению лигносульфонатов в осадок. При добавлении в раствор мочевины разрушается структура воды и тем самым смещается равновесие между свободной и связанной в гидратной оболочке ионов водой. Это приводит к образованию менее прочной гидратной оболочки ионов и, кроме того, молекулы мочевины внедряются в гидратную оболочку ионов, повышают активность воды, замещая ее в гидратной оболочке ионов и образуя комплексные соединения, в частности Са(NO3)2 4СО(NH2)2. Мочевина образует также комплексы с активными группами лигносульфонатов, тем самым повышая их гидрофильность. Все это приводит к тому, что гидратная оболочка лигносульфонатов практически не разрушается и растворимость лигносульфонатов повышается в высокоминерализованных системах, что позволяет получить высокоминерализованные безглинистые жидкости с повышенной плотностью. Молекулы мочевины, разрушая структуру воды, образуют с ней новые водородные связи и создают прочную структуру раствора, включающую лигносульфонаты и ионы электролитов. В результате этого вся вода находится в связанном состоянии и фильтрация практически отсутствует.

П р и м е р 1. Растворяют 100 г (10 мас.%) КССБ в 550 г (55 мас.%) воды. В раствор добавляют 50 г (5 мас.%) мочевины. Перемешивают до полного растворения мочевины, а затем добавляют 300 г (30 мас.%) кальциевой селитры. Все тщательно перемешивают до полного растворения. Через 24 ч после приготовления раствор имеет характеристики: плотность 1405 кг/м3; пластическая вязкость 9 10-3 Па с; статическое напряжение сдвига (СНС) - 0; фильтрация 0,5 10-6 м3/1800 с. После двухчасового термостатирования при 95оС состав имеет характеристики: плотность 1406 кг/м3; пластическая вязкость 9 10-3 Па с; СНС - 0; фильтрация 0,5 10-6 м3/1800 с.

П р и м е р 2. Готовят раствор следующего состава, г/мас.%: Кальциевая селитра 380/38 Лигносульфонат (ССБ) 140/14 Мочевина 60/6 Вода 420/42 Через 24 ч раствор имеет следующие характеристики: плотность 1466 кг/м3; пластическая вязкость 27 10-3 Па с; СНС - 0; фильтрация - 0.

Характеристики после термостатирования: плотность 1462 кг/м3; пластическая вязкость - 25 10-3 Па с; СНС - 0; фильтрация - 0.

П р и м е р 3. Готовят раствор следующего состава, г/мас.%: Кальциевая селитра 460/46 Лигносульфонат (ССБ) 100/10 Мочевина 70/7 Вода 370/37 Через 24 ч раствор имеет характеристики: плотность 1490 кг/м3; пластическая вязкость 26 10-3 Па с; СНС - 10; фильтрация - 0.

Характеристики после термостатирования: плотность 1492 кг/м3; пластическая вязкость 26 10-3 Па с; СНС - 0; фильтрация - 0.

Для удобства данные примеров приведены в таблице.

Предлагаемый состав в предлагаемых пределах при достаточно высокой плотности (до 1500 кг/м3) обладает легко регулируемой пластической вязкостью и минимальной фильтрацией, которые сохраняются после термостатирования. Использование предлагаемого состава позволяет уменьшить время освоения скважины после проведения ремонтно-восстановительных работ, а также время выхода скважины на режим после освоения.

Формула изобретения

БЕЗГЛИНИСТАЯ ВЫСОКОМИНЕРАЛИЗОВАННАЯ ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТ, содержащая минеральную соль, загуститель и воду, отличающаяся тем, что, с целью снижения фильтрации при одновременном сохранении стабильности ее технологических параметров, она дополнительно содержит мочевину, а в качестве минеральной соли и загустителя - кальциевую селитру и лигносульфонат соответственно при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Кальциевая селитра - 30 - 46 Лигносульфонат - 10 - 18 Мочевина - 5 - 8 Вода - Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к бурению скважин в зонах неустойчивых горных пород, в частности к производству высокопроницаемых тампонажных составов для закрепления неустойчивого, осмотически проницаемого околоскважинного пространства, и может быть использовано в нефтегазовой промышленности, геологии и горном деле при изоляции коррозионных и пресных водопритоков

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ в газовых и газоконденсатных скважинах, вторичного вскрытия продуктивного пласта и спуске подземного оборудования

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к строительству и эксплуатации нефтяных и газовых скважин и м.б

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности , в частности, к вскрытию пласта перфорацией

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, добыче нефти, газа и газоконденсата и позволяет повысить произ-сть за счет повышения проницаемости пород и одновременного улучшения удаления глинистой корки со стенок скважин

Изобретение относится к горной пром-сти и позволяет снизить его коррозионную активность в присутствии сероводорода

Изобретение относится к активации бентонитовой глины

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано для приготовления глинопорошка для буровых растворов, для приготовления адсорбентов и носителей для катализаторов на основе глин, для очистки нефтепродуктов, осветления вин и фруктовых соков, для приготовления энтеросорбентов и в других областях использования глинопорошка

Изобретение относится к производству глинопорошков для буровых растворов, формовочных смесей и железорудных окатышей

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для приготовления утяжелителей буровых растворов, в том числе сверхтяжелых, предназначенных для бурения в условиях аномально высоких пластовых давлений, а также при проявлении сероводорода

Изобретение относится к бурению и освоению скважин для добычи нефти и газа, а именно, к наполнителям жидкостей перфорации и гидроразрыва пластов, применяемым в нефтяной и газовой промышленности

Изобретение относится к нефтегазодобыче
Наверх