Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине



Владельцы патента RU 2704163:

Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для ремонтно-изоляционных работ в скважине. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине содержит 40-50 мас. % каустического магнезита, 25-30 мас. % хлористого магния, 25-30 мас. %, 0,2-0,7 мас. % сверх 100% кремнефтористого натрия и 0,1-1,0 мас. % сверх 100% нитрилотриметилфосфоновой кислоты. Техническим результатом является повышение технологичности и эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет увеличения прочности магнезиального камня и расширения диапазона времени отверждения состава на основе магнезита. 1 табл.

 

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для ремонтно-изоляционных работ в скважине.

Известен состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине (патент RU №2065923, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.08.1996 в бюл. №24). Состав содержит компоненты, мас. %:

каустический магнезит 100
хлористый магний 18,9-26,5
щелочной сток производства капролактама 1,0-7,0
воду 44,1-61,7.

Недостатком известного состава является низкая эффективность для ремонтных работ из-за малой прочности магнезиального камня. Малая растекаемость состава (до 210 мм) может вызвать технологические затруднения при приготовлении изолирующего состава и проведении ремонтно-изоляционных работ, что также является недостатком состава.

Известен состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине (патент RU №2542028, МПК С04В 9/04, С09K 8/467, опубл. 20.02.2015 в бюл. №5), который содержит магнийсодержащее вяжущее, хлорид магния и добавки, причем в качестве магнийсодержащего вяжущего содержит магнезит кальцинированный строительный, в качестве добавок содержит гидрофобизатор - кремнийорганическую жидкость и замедлитель твердения - нитрилотриметилфосфоновую кислоту при следующем соотношении компонентов, мас. %:

магнезит кальцинированный строительный 70-80
хлорид магния 20-30
кремнийорганическая жидкость 0,1-0,5 сверх 100%
нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,02-0,1 сверх 100%.

Недостатком состава является сложность его приготовления: твердый хлорид магния обрабатывают совместно с гидрофобизатором в дезинтеграторе при скорости соударения частиц до 50 м/с, затем смешивают с магнийсодержащим вяжущим и замедлителем твердения, предварительно обработанными совместно в дезинтеграторе при скорости соударения частиц не менее 200 м/с. Также недостатком состава является недостаточная прочность магнезиального камня, образованного из состава.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине (патент RU №2573651, МПК Е21В 33/138, С09K 8/467, опубл. 27.01.2016 в бюл. №3), который содержит каустический магнезит, хлористый магний, нитрилотриметилфосфоновую кислоту и добавку. Состав в качестве добавки содержит фосфогипс при следующем соотношении компонентов, мас. %:

каустический магнезит 30-45
хлористый магний 18-36
нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,1-0,3
фосфогипс 0,4-2,0
вода остальное.

Недостатком известного состава является использование в нем в качестве замедлителя фосфогипса, так как из-за малой растворимости его в воде (не более 0,2%) он неравномерно распределяется в составе, что влияет на прочность образующегося из состава камня.

Технической задачей предложения является повышение технологичности и эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет увеличения прочности магнезиального камня, расширения диапазона времени отверждения состава на основе магнезита и его простого приготовления.

Техническая задача решается составом для ремонтно-изоляционных работ в скважине, содержащим каустический магнезит, хлористый магний, нитрилотриметилфосфоновую кислоту и добавку.

Новым является то, что в качестве добавки состав содержит кремнефтористый натрий при следующем соотношении компонентов, мас. %:

каустический магнезит 40-50
хлористый магний 25-30
кремнефтористый натрий 0,2-0,7 сверх 100%
нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,1-1,0 сверх 100%
вода 25-30.

Компоненты, применяемые в заявляемом составе:

- каустический магнезит (MgO) с содержанием оксида магния не менее 75% по ГОСТ 1216-87 представляет собой порошок от белого до желтого цвета с зерновым составом: проход через сетку №009 не менее 80%;

- хлористый магний (бишофит) (MgCI2-6H2O) по ГОСТ Р 55067-2012 представляет собой порошок, гранулы или чешуйки от белого до светло-серого цвета с оттенками от желтоватого до светло-коричневого с содержанием хлорида магния не менее 97%;

- натрий кремнефтористый технический (гексафторосиликат натрия - Na2SiF6) по ТУ 113-08-587-86 представляет собой мелкий кристаллический порошок белого цвета без механических примесей, с массовой долей кремнефтористого натрия не менее 95%, пожаро- и взрывобезопасный. Кремнефтористый натрий известен как отвердитель силикатных растворов, который не только ускоряет затвердевание, но и повышает водоустойчивость бетонов и цементов вследствие нейтрализации свободной щелочи.

- нитрилотриметилфосфоновая кислота - C3H12NO9P3 (НТФ) по ТУ 2439-347-05763441-2001 представляет собой белый кристаллический порошок, хорошо растворимый в воде, в нефтедобывающей промышленности используется в качестве регулятора физико-химических свойств тампонажных растворов;

- вода пресная.

Сущность предлагаемого технического решения состоит в создании состава для ремонтно-изоляционных работ в скважине. Состав готовят в пресной воде. Он является простым в приготовлении, удобным для закачивания в скважину, имеет время отверждения, достаточное для закачки в скважину за счет растекаемости состава не менее 25 см и регулируемого времени отверждения. После перемешивания компонентов в течение 2-8 ч происходит отверждение состава с образованием прочного магнезиального камня. В составе на основе каустического магнезита в качестве отвердителя используют хлористый магний, а в качестве замедлителя времени отверждения - НТФ. Изменением его количества в составе регулируют время отверждения, которое можно расширить на более длительное время, но это сказывается на показателях прочности магнезиального камня. Для повышения прочности магнезиального камня в состав вводят кремнефтористый натрий. В отличие от фосфогипса кремнефтористый натрий в количестве, входящем в состав, полностью растворяется в воде, поэтому состав получается однородным и прочным не только на сжатие, но и на изгиб.

Состав в лабораторных условиях готовили следующим образом. В стакане объемом 3 л готовили сначала жидкость затворения состава: в 1250 г (25 мас. %) воды при механическом перемешивании засыпали 1250 г (25) хлористого магния, далее добавляли 35 г (0,7) кремнефтористого натрия и 25 г (0,5) нитрилотриметилфосфоновой кислоты и перемешивали в течение 10 мин. После растворения перечисленных компонентов в жидкость затворения добавляли 2500 г (50) магнезита и перемешивали в течение 15 мин (пример 5, таблица). Остальные составы по таблице готовили аналогично примеру 5.

Технологические и прочностные характеристики состава исследовали в лабораторных условиях по стандартным методикам ГОСТ 26798.1-96, результаты исследований представлены в таблице.

Определяли следующие характеристики при температуре 25°С и атмосферном давлении: растекаемость, плотность, водоотделение, прочность на изгиб и на сжатие.

Растекаемость определяли по конусу АзНИИ, плотность пикнометром, водоотделение в мерном цилиндре. Прочностные характеристики тампонажного камня на изгиб и сжатие определяли по ГОСТ 310.4-81 «Цементы. Методы определения предела прочности при изгибе и сжатии» с использованием специальной, предназначенной для этих целей испытательной машины МИЦИС - 300К. На основании полученных результатов был выбран состав с оптимальным интервалом содержания компонентов, при котором он имеет необходимые технологические характеристики при следующем соотношении компонентов, мас. %:

каустический магнезит 40-50
хлористый магний 25-30
кремнефтористый натрий 0,2-0,7 сверх 100%
нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,1-1,0 сверх 100%
вода 25-30

По результатам лабораторных испытаний установлено, что применение каустического магнезита менее 40 мас. %, хлористого магния менее 20 мас. %, кремнефтористого натрия менее 0,2 мас. %, нитрилотриметилфосфоновой кислоты менее 0,1 мас. % (опыт 6) и использование каустического магнезита более 50 мас. %, хлористого магния более 20 мас. %, кремнефтористого натрия более 0,8 мас. %, нитрилотриметилфосфоновой кислоты более 1,0 мас. % (опыт 1) не оказывает положительного влияния на результат состава, так как камень из состава образуется менее прочный.

Лабораторными исследованиями установлено, что прочность тампонажного камня, полученного по предлагаемому составу, выше, чем у состава по наиболее близкому аналогу.

Преимущества заявленного состава:

- хорошая растекаемость смеси обеспечивает повышенную подвижность смеси в начальный период;

- благодаря очень мелким частицам магнезита состав проникает в микротрещины твердых пород и мелкозернистых грунтов, обеспечивая водонепроницаемость, прочность и долговечность, что повышает его изолирующую способность и, соответственно, эффективность;

- диапазон отверждения полученного состава больше, чем у наиболее близкого аналога, что повышает технологичность предлагаемого состава;

- основные показатели прочности тампонажный камень на основе состава набирает за первые 4 ч после начала схватывания, соответственно, время ожидания после проведения ремонтно-изоляционных работ может быть сокращено до 6-12 ч;

- показатели прочности на изгиб и сжатие у полученного состава больше, чем у наиболее близкого аналога, что повышает эффективность ремонтно-изоляционных работ.

Таким образом, предложенный состав является технологичным и эффективным, а все вышеперечисленные преимущества предлагаемого состава подтверждают выполнение технической задачи изобретения.

Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине, содержащий каустический магнезит, хлористый магний, нитрилотриметилфосфоновую кислоту и упрочняющую добавку, отличающийся тем, что в качестве упрочняющей добавки состав содержит кремнефтористый натрий при следующем соотношении компонентов, мас. %:

каустический магнезит 40-50
хлористый магний 25-30
кремнефтористый натрий 0,2-0,7 сверх 100%
нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,1-1,0 сверх 100%
вода 25-30



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве наклонно направленной скважины с зенитным углом более 25° на участках ствола с кавернообразованием и поглощением пород, расположенных ниже верейского горизонта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах, регулирования охвата обрабатываемого пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин, и может быть использовано в низкотемпературных скважинах.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к изоляции флюидопритоков в нефтяные и газовые скважины в процессе эксплуатации. Способ изоляции флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи эксплуатационных скважин включает выделение интервала водонасыщенного пласта, нагнетание изолирующего материала в призабойную и приствольную зоны водонасыщенного пласта с использованием гидромониторных струй, при этом нагнетание проводят до спуска эксплуатационной колонны бурением бокового наклонного ствола, с помощью повторного вскрытия неохваченной разработкой продуктивной толщи с одновременным гидромеханическим упрочнением гидромониторными струями изолирующего материала, в качестве которого используют гельцементный буровой раствор, в режимах синхронного и согласованного воздействия механизмов квантового упрочнения ствола скважины с формированием приствольного экрана в течение 0,007-0,015 сек с последующим освоением и введением скважины в эксплуатацию открытым забоем.

Использование: нефтяная промышленность. Проводят закачку в скважину изолирующего состава, полученного путем диспергирования гидрофобного глинистого материала в мазуте при следующем соотношении, мас.%: гидрофобный глинистый материал - 1,0-3,0, мазут - остальное, до 100.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ изоляции газопритоков в добывающих скважинах включает закачку в скважину изолирующего состава, полученного путем диспергирования гидрофобного глинистого материала в гомогенной смеси отработанного масла и мазута, взятых при следующем соотношении компонентов, масс.

Предложен способ обработки подземной формации с применением суспензии, содержащей порцию материала, подверженного усадке. Этот способ обработки может включать обработку для выполнения отклонения во время осуществления операции разрыва пласта.

Группа изобретений относится к области бурения грунта для одновременного бурения и заканчивания скважин при их строительстве. В подземном пласте с помощью бурового инструмента бурят скважину, имеющую боковую стенку, на которую наносят под давлением проникающий в нее формовочный материал, образующий на ней первичную трубу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах не менее 180°С, качественная изоляция водонасыщенных зон, снижение материальных затрат.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к тампонажным составам, применяемым для цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к работам по изоляции напорных пластов, характеризующихся проявлениями полиминеральных вод высокой степени минерализации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах, регулирования охвата обрабатываемого пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин, и может быть использовано в низкотемпературных скважинах.

Настоящее изобретение относится к разжижающим композициям и способам их использования для разрыва подземных пластов при добыче нефти и газа. Водная неэмульгированная разжижающая композиция для применения во флюиде на водной основе для обработки пласта, содержит воду, по меньшей мере, один водорастворимый органический пероксид, представляющий собой трет-бутилгидропероксид, и по меньшей мере, один спирт, выбранный из группы, состоящей из: пропиленгликоля, бутилового спирта, моносахарида, дисахарида, их комбинации, указанные пероксид и спирт присутствуют в количестве, эффективном для снижения вязкости флюида на водной основе для обработки пласта при температуре 90-300°F и для поддержания сниженной вязкости в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва продуктивного пласта. Способ включает добавление в жидкость гидроразрыва расклинивающего агента частиц керамического проппанта и его доставку на первом этапе в удаленную часть трещины гидроразрыва, с сохранением частиц проппанта в процессе фильтрации пластового флюида при освоении скважин и добыче углеводородов.

Настоящее изобретение относится к покрытым смолой частицам и способу их получения. Способ получения частиц отверждаемого при низкой температуре расклинивающего наполнителя, включающий нагревание частиц, добавление отверждаемой смолы с обеспечением покрытия указанных частиц смолой, по меньшей мере частичное отверждение смолы и добавление от 0,1 до 2,0 частей поверхностно-активного вещества на 100 частей указанных частиц, причем указанные частицы расклинивающего наполнителя являются свободно текучими в сухом состоянии при комнатной температуре.

Настоящее изобретение относится к расклинивающим агентам, используемым при гидроразрыве подземного пласта для добычи углеводородных флюидов. Расклинивающие агенты с покрытием, включающие множество ядер расклинивающих агентов, состоящих из кварцевого песка или бурого песка, и покрытие на основе алюмосиликата, которое, по крайней мере, частично нанесено на ядра расклинивающих агентов, где молярное соотношение SiO2/Al2O3 находится в интервале от 1:1 до 6:1, содержание покрытия изменяется в от 2 до 30 мас.

Изобретение относится к производству проппанта - расклинивающих гранул, применяемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. Технический результат - вовлечение в производство проппанта различных видов исходных сырьевых материалов, в том числе техногенных отходов, и получение проппанта с кажущейся плотностью 2,2-3,0 г/см3.

Изобретение относится к составам для предотвращения неорганических отложений кальция и бария, которые могут быть использованы в нефтяной промышленности, в частности, в скважинах и на скважинном оборудовании, в системе сбора, подготовки и транспорта нефти.

Изобретение относится к области получения высокомолекулярных веществ, а именно к способам получения карбоксиметилкрахмала и может найти применение в современных химических технологиях в качестве загустителя, эмульгатора, особенно в нефтегазодобывающей промышленности в качестве агента стабилизации буровых растворов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти. Технический результат – ограничение водопритоков из высокопроницаемых трещин гидравлического разрыва пласта, дополнительная добыча нефти, увеличение темпа разработки залежи углеводородов и текущего коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к проппанту, предназначенному для гидроразрыва подземного пласта. Пропант с модифицированной поверхностью, включающий пропант и химическое покрытие, по меньшей мере, частично покрывающее пропант, представляющее собой главным образом пропилен гликоль, главным образом содержащее комбинацию пропилен гликоля и глицерина, или представляющее собой главным образом глицерин и составляющее менее чем 2 вес.% пропанта с модифицированной поверхностью.

Изобретение относится к области нефте- и газодобычи. Технический результат - повышение растворяющей способности и степени стабилизации не только карбонатной матрицы коллектора и диспергирования полимер-глинистой фильтрационной корки, но также растворяющей способности и диспергирования терригенных (песчано-глинизированных) низкопроницаемых коллекторов, универсальность состава. Солянокислотный состав для обработки и разглинизации прискважинной зоны пласта содержит, мас.%: ингибированную соляную кислоту 8-10; уксусную кислоту 8-10; муравьиную кислоту 8-10; комплексон - оксиэтилендифосфоновую кислоту 5-7; изопропиловый спирт 4-6; поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12 1-2; воду остальное. 2 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2018-12-28 2019-10-24T11:00:06
Наверх