×
11.03.2019
219.016.de3d

СОСТАВ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

Вид РИД

Изобретение

Юридическая информация Свернуть Развернуть
Краткое описание РИД Свернуть Развернуть
Аннотация: Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологическим жидкостям для глушения скважин. Технический результат - повышение термо- и седиментационной стабильности инвертной эмульсионно-суспензионной системы. Состав для глушения скважин представляет собой инвертную эмульсионно-суспензионную систему на основе минерализированной водной дисперсной фазы с плотностью от 1,05 до 1,39 г/см и углеводородной дисперсионной среды с добавками эмульгатора. В качестве эмульгатора используют модифицированный парами диметилдихлорсилана кремнезем, в котором от 40 до 50% поверхностных силанольных групп замещены на углеводородные радикалы, в количестве от 1,0 до 3,5 мас.% от объема дисперсионной фазы. В качестве углеводородной дисперсионной фазы используется нефть или продукты ее переработки в соотношении с дисперсионной фазой от 1/1 до 1/3 соответственно. Состав дополнительно содержит стабилизатор - гидрофобный модифицированный парами диметилдихлорсилана кремнезем с размером дискретных частиц 0,005-0,04 мкм в количестве 0,3-1,0 мас.% от объема дисперсионной фазы. Плотность инвертной эмульсионно-суспензионной системы, применяемой в качестве жидкости для глушения, может достигать 1,08-1,30 г/см. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 табл.
Реферат Свернуть Развернуть

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к технологическим жидкостям, применяемым для глушения скважин. Изобретение также может быть использовано в качестве составов, применяемых для ограничения водопритоков добывающих скважин, выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и в качестве технологической жидкости для бурения при первичном вскрытии продуктивных пластов.

Каждая эксплуатационная скважина, как известно, не реже одного раза в год подвергается глушению с целью проведения спуска в скважину насосно-компрессорного оборудования, подземных ремонтов, смены насоса, промывки забоя от загрязнений и т.п. В этих условиях повышение качества ремонтных работ приобретает исключительную важность.

В настоящее время наиболее широкое применение нашли технологические жидкости для глушения (ЖГ) на водной основе, представляющие собой технические и пластовые воды, растворы минеральных солей (NaCl, CaCl2, MgCl2 и проч.), глинистые растворы полимерные системы. Однако использование водных растворов с большим удельным весом приводит, как правило, к снижению дебитов скважин по нефти, росту обводненности добываемой продукции и к длительным срокам из освоения в послеремонтный период. Это связано с кольматацией призабойной зоны пласта вследствие попадания механических примесей с забоя и из солевого раствора, воды, которая становится связанной с породой, ухудшая ее проницаемость.

Наиболее эффективными ЖГ являются обратные эмульсии, не оказывающие отрицательного влияния на коллекторские свойства пласта и позволяющие полностью исключить время освоения и выхода скважины на предшествующий глушению режим. Г. А.Орлов, М.Ш.Кендис., В.Н.Глущенко. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М. : Недра, 1991, с. 147-159. При проникновении обратной эмульсии в пласт происходит изменение смачиваемости пористой среды, снижается поверхностное натяжение на границе нефть-вода-порода, уменьшается величина капиллярных сил с одновременным снижением глубины пропитки породы водой. Преимуществами применения обратных эмульсий также являются:
предотвращение набухания пород пласта, сложенных гидратирующими материалами;
антикоррозионные свойства и устойчивость к микробиологическому заражению;
высокая растворяющая способность по отношению к асфальтосмолистым и парафинистым соединениям:
отсутствие отрицательного влияния на процессы подготовки нефти при попадании эмульсии в систему сбора и транспорта нефти.

Наиболее близким к заявляемому способу (прототип) является применение в качестве ЖГ нефильтрующих инвертно-эмульсионных растворов на основе эмульгатора Нефтенол-НЗ с добавлением СаСl2, конденсата (стабильный бензин) и воды. Д.Ю.Крянев, А.А.Чистяков, Н.Ю.Елисеев, Р.С.Магадов, Д.С.Хлобыстов. Повышение нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири. М., 1998, с. 22-26. В зависимости от забойного давления в скважине плотность ЖГ может варьироваться от 0,95 до 1,13 г/см3.

К недостаткам рассматриваемых инвертно-эмульсионных растворов следует отнести их недостаточную седиментационную и термическую (до 60oC) стабильность, невысокую плотность, что существенно ограничивает область ее применения. Так при глушении скважин, обладающих высоким пластовым давлением, необходимо применение ЖГ с плотностью до 1,20 г/см3 и более. Кроме того, применение конденсата в качестве дисперсионной фазы ограничено вследствие его высокой цены и повышенной (по сравнению с нефтью) взрывопожароопасностью.

Указанные недостатки преодолены в представленном изобретении. Технический результат достигается тем, что состав представляющий собой инвертную эмульсионно-суспензионную систему (ИЭСС) на основе минерализованной водной дисперсной фазы с плотностью от 1,05 до 1,39 г/см3 и углеводородной дисперсионной фазы, дополнительно содержит стабилизатор с размером дискретных частиц от 0,005 до 0,04 мкм в количестве от 0,3 до 1,0 мас.% от объема дисперсионной фазы, при этом в качестве эмульгатора и стабилизатора используют модифицированный парами диметилдихлорсилана кремнезем, в котором у эмульгатора от 40 до 50% поверхностных силанольных групп замещены на углеводородные радикалы, а у стабилизатора поверхностные силанольные группы полностью замещены на алкильные радикалы, причем эмульгатор используют в количестве от 1,0 до 3,5 мас.% от объема дисперсионной фазы.

В качестве углеводородной дисперсионной фазы используют нефть или продукты ее переработки в соотношении с дисперсной фазой от 1/1 до 3/1 соответственно.

Инвертная эмульсионно-суспензионная система имеет плотность от 1,08 до 1,30 г/см3.

Модифицирование поверхности высокодисперсного кремнезема проводили парами диметилдихлорсилана по методу А. В. Смирнов, В.А.Котельников. Пат. РФ 2089499, 1997. Аналогичным способом проводили ХМК с полным замещением поверхностных силанольных групп на алкильные радикалы (% гидрофобности 99,0-99,8).

Применение эмульгатора и стабилизатора эмульсии - дифильного и гидрофобного ХМК увеличивает агрегативную устойчивость образующейся инвертной эмульсионно-суспензионный системы и прочность коагуляционной сетки. Размеры дискретных частиц химически модифицированного аэросила (0,005-0,04 мкм) позволяют формировать ультрадисперсную систему, в которой от 60 до 80% частиц эмульсии имеют диаметр менее 1 мкм.

Примеры конкретного выполнения
Пример 1 (мас.%). В колбу, снабженную якорной мешалкой с частотой вращения 103 об/мин, помещают 38 дегазированной нефти с вязкостью 15,4 мПа•с и d= 0,866 г/см3 и при интенсивном перемешивании добавляют 0,8 эмульгатора и 0,2 стабилизатора. После 5 мин перемешивания в колбу с помощью бюретки постепенно в течение 5 мин добавляют 61 тяжелой воды с плотностью 1,39 г/см3, минерализованной СaСl2 (100 мл Н2О+40 г соли). Перемешивание продолжают еще 10 мин. По окончании диспергирования образовавшуюся эмульсию выдерживают в течение 24 час для разгазирования и стабилизации агрегативных процессов, а затем определяют пластическую вязкость, термо- и седиментационную стабильность и электростабильность.

Результаты испытаний полученной эмульсии указывают на ее высокие параметры как при комнатной температуре, так и после термообработки: электростабильность превышает 600 В, пластическая вязкость составляет 913 мПа.с, динамическое напряжение сдвига 490 gПа. При прогреве в термошкафу при 80oС в течение 8 часов эмульсия не разрушалась, что свидетельствует о ее высокой термо- и седиментационной стабильности.

Для определения фильтруемости полученный эмульсионно-суспензионный раствор с содержанием дисперсной/дисперсионной фаз 1/1 (объем.) фильтровали через водонасыщенные и соляронасыщенные песчаные образцы при температуре 30oС и перепаде давления в 13 кг/см2 (см. чертеж). Как видно из чертежа, фильтруемость раствора незначительная, особенно в том случае, когда песчаник насыщен водой (кривая 2): при продавливании раствора вязкость последнего увеличивается, вследствие чего фильтруемость быстро падает до нуля. Это указывает на возможность применения полученной инвертной системы (d=1,21 г/см3) для закупорки прискважинной зоны коллектора при глушении скважин.

Пример 2. Отдельно приготовленные по рецептуре примера 1 углеводородная дисперсионная фаза и водный раствор СaСl2 загружают в колбу и после 15 мин интенсивного перемешивания образуется эмульсионно-суспензионная система, которая по своим показателям практически не отличается от полученной в примере 1: пластическая вязкость 920 мПа•с, динамическое напряжение сдвига 478 gПа.

Полученные данные свидетельствуют о высокой эмульгирующей способности используемого ХМК, не зависящий от порядка ввода фаз. Это значительно упрощает приготовление ЖГ непосредственно на нефтепромысле.

Примеры 3-10. В таблице 1 приведены данные по исследованию влияния соотношения фаз и концентрации эмульгатора на свойства получаемых инвертных эмульсионно-суспензионных систем.

Приведенные данные показывают:
- оптимальная концентрация эмульгатора составляет 1,0-1,5 мас.% ко всему объему получаемой системы;
- вязкость и плотность эмульсионно-суспензионных растворов увеличивается с ростом содержания дисперсной фазы;
- оптимальное соотношение дисперсная /дисперсионная фазы находится в пределах 1/1-3/1 соответственно, т. к. последующее увеличение содержания водной фазы приводит к резкому увеличению вязкости системы.

Примеры 11-15. В таблице 2 приведены примеры влияния природы дисперсной фазы на свойства получаемых инвертных эмульсионно-суспензионных систем.

Результаты исследований показывают, что вязкость образующихся растворов в значительной степени зависит от состава используемых нефтепродуктов и, прежде всего, от содержания в нефти соединений, выполняющих функцию ПАВ. Так применение высоковязкой нефти, содержащей 18,3% смол и 11,75% асфальтенов, приводит к существенному увеличению max вязкости получаемых инвертных систем (сравн. примеры 11 и 12). Влияние "индивидуальных" углеводородов, не содержащих примесей (дизельное топливо, керосин, ШФЛУ), на вязкостные характеристики, термо- и седиментационную стабильность незначительно.

Пример 16. Для глушения скважины 1047 Ромашкинского месторождения была приготовлена инвертная эмульсионно-суспензионная система следующего состава: девонская нефть (39 мас.%), пластовая вода, минерализованная СаСl2 до плотности 1,27 г/см3 ( 59,7 мас.%), эмульгатор - ХМК, обладающий свойствами ПАВ (1 мас.%) и стабилизатор - гидрофобный ХМК (0,3 мас.%). Система имела следующие параметры: плотность 1,11 г/см3, электростабильность 510 В, условная вязкость 450 с. Скважина (НКТ 60 мм, глубина спуска насоса 950 м, искусственный забой 1286 м, интервал перфорации 1105,6-1114,4 м) заглушена путем закачки в затрубное пространство инвертного раствора в объеме 11 м3 ниже насоса, а выше насоса - в НКТ и затрубное пространство раствором СaCl2 с плотностью 1,10 г/см3.

В результате использования данной технологии средний ремонтный период сократился на 2 суток (по сравнению с глушением глинистыми растворами), а время выхода скважины на режим оказалось равным времени откачки жидкости глушения. Дебит после освоения увеличился на 10%.

Таким образом, применение разработанной инвертной эмульсионно-суспензионной системы для глушения скважин позволяет:
вводить скважины в эксплуатацию после ремонтных работ без дополнительных затрат времени и средств на их освоение с повышенными дебитами и сократить время ремонта;
существенно сократить расход ЖГ благодаря высоким структурно-реологическим свойствам применяемой системы;
снизить расход и исключить трудоемкий процесс растворения ПАВ при приготовлении инвертных эмульсий в качестве ЖГ.

1.Составдляглушенияэксплуатационныхскважин,представляющийсобойинвертнуюэмульсионно-суспензионнуюсистемунаосновеминерализованнойводнойдисперснойфазыплотностьюот1.05.до1,39г/смиуглеводороднойдисперсионнойфазысдобавкамиэмульгатора,отличающийсятем,чтосоставдополнительносодержитстабилизаторсразмеромдискретныхчастицот0,005до0,04мкмвколичествеот0,3до0,1мас.%отобъемадисперсионнойфазы,приэтомвкачествеэмульгатораистабилизатораиспользуютмодифицированныйпарамидиметилдихлорсиланакремнезем,вкоторомуэмульгатораот40до50%поверхностныхсиламольныхгруппзамещенынауглеводородныерадикалы,аустабилизатораповерхностныесиламольныегруппыполностьюзамещенынаалкильныерадикалы,причемэмульгаториспользуютвколичествеот1,0до3,5мас.%отобъемадисперсионнойфазы.12.Составпоп.1,отличающийсятем,чтовкачествеуглеводороднойдисперсионнойфазыиспользуютнефтьилипродуктыеепереработкивсоотношениисдисперснойсредойот1/1до1/3соответственно.23.Составпоп.1,отличающийсятем,чтоинвертнаяэмульсионно-суспензионнаясистемаимеетплотность1,08-1,30г/см.3
Источник поступления информации: Роспатент

Показаны записи 1-10 из 11.
20.02.2019
№219.016.c47a

Способ и устройство для электромеханического бурения скважин

Изобретение относится к буровой технике, а именно к способам и техническим средствам бурения скважин различного назначения. Сущность изобретения заключается в том, что процесс разрушения породы осуществляется непрерывно вращающимся механическим инструментом и перемещающимися по забою...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 02167991
Дата охранного документа: 27.05.2001
11.03.2019
№219.016.d72c

Способ и устройство для гидроразрыва пласта

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации нефтедобычи. Обеспечивает увеличение амплитуды и частоты гидроударов и снижение затрат на гидроразрыв пласта. Способ включает изоляцию продуктивного интервала, заполнение...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 02203412
Дата охранного документа: 27.04.2003
11.03.2019
№219.016.de3b

Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, к способам селективного ограничения водопритоков в добывающих скважинах и выравнивания фронта заводнения в нагнетательных скважинах и может быть использовано в качестве жидкости для глушения скважин, а также в качестве технологической...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002184836
Дата охранного документа: 10.07.2002
11.03.2019
№219.016.de42

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки многопластовых нефтяных месторождений. Обеспечивает повышение технологической и экономической эффективности разработки. Сущность изобретения: способ включает выделение одного или нескольких...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 02188938
Дата охранного документа: 10.09.2002
18.05.2019
№219.017.556a

Гибкий вал

Изобретение относится к машиностроению и может быть использовано для передачи гибким валом вращательного и поступательного движения. Гибкий вал с центральным отверстием содержит цепь звеньев, шарнирно соединенных между собой соединительными элементами. Особенность изобретения состоит в том, что...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 02239733
Дата охранного документа: 10.11.2004
18.05.2019
№219.017.5592

Способ стабилизации модифицированного полиакриламида

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений с применением физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов, а конкретно к нефтевытесняющим реагентам для неоднородных обводненных пластов. Техническим результатом является...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 02222696
Дата охранного документа: 27.01.2004
18.05.2019
№219.017.5596

Способ обработки загущающей добавки к закачиваемой в нефтяной пласт воде

Изобретение относится к нефтедобыче, конкретно к способу обработки загущающей добавки к закачиваемой в нефтяной пласт воде, предназначенной для повышения эффективности отдачи нефтяных пластов. В способе обработки загущающей добавки к закачиваемой в нефтяной пласт воде, включающем...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 02229589
Дата охранного документа: 27.05.2004
18.05.2019
№219.017.55ab

Инструмент для заканчивания скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к заканчиванию нефтяных и газовых скважин. Обеспечивает снижение затрат времени на приведение устройства в действие. Сущность изобретения: инструмент включает двойной цилиндрический корпус с отверстиями и золотник с кольцевым...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 02225501
Дата охранного документа: 10.03.2004
18.05.2019
№219.017.5be6

Гибкий вал

Изобретение относится к области нефтяного машиностроения и может быть использовано при бурении боковых каналов в стенках скважины. Гибкий вал состоит из пружин 3 и 4, установленных с расположением витков каждой из них в междушаговом пространстве смежных и снабженных выступами с возможностью их...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 02181448
Дата охранного документа: 20.04.2002
18.05.2019
№219.017.5c18

Способ очистки нефти от механических примесей

Изобретение относится к области первичной подготовки нефти и может быть использовано для ее очистки от мехпримесей. Способ состоит в нагреве нефти и ее очистке в центрифуге, причем производят по меньшей мере два замера вязкости нефти при различных температурах, а температуру нагрева нефти,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 02196805
Дата охранного документа: 20.01.2003
Показаны записи 1-10 из 15.
11.03.2019
№219.016.d6c4

Инструмент селективного заканчивания скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для селективной изоляции пластов при заканчивании нефтяных и газовых скважин. Инструмент содержит корпус с радиальными каналами, золотниковую втулку с внутренней проточкой, цилиндрический захват с подпружиненными...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002244801
Дата охранного документа: 20.01.2005
11.03.2019
№219.016.de3b

Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, к способам селективного ограничения водопритоков в добывающих скважинах и выравнивания фронта заводнения в нагнетательных скважинах и может быть использовано в качестве жидкости для глушения скважин, а также в качестве технологической...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002184836
Дата охранного документа: 10.07.2002
11.03.2019
№219.016.de42

Способ разработки многопластового нефтяного месторождения

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки многопластовых нефтяных месторождений. Обеспечивает повышение технологической и экономической эффективности разработки. Сущность изобретения: способ включает выделение одного или нескольких...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 02188938
Дата охранного документа: 10.09.2002
11.03.2019
№219.016.de7e

Способ получения гидрофобного, органофильного кремнезема

Описывается способ получения гидрофобного, органофильного кремнезема, включающий химическую модификацию поверхности кремнезема при механическом перемешивании и повышенной температуре. Модификацию осуществляют соединениями общей формулы RSiR', или R'Si, или RSiHalR'', где n = 1-3; m = 1-2; R=H,...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002152967
Дата охранного документа: 20.07.2000
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0000039850
Дата охранного документа: 30.11.1934
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0000057735
Дата охранного документа: 31.08.1940
09.05.2019
№219.017.4af8

Состав для разглинизации призабойной зоны пласта

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к области химического воздействия на призабойную зону пласта, может использоваться при ликвидации дифференциальных прихватов при бурении скважин. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 02242601
Дата охранного документа: 20.12.2004
18.05.2019
№219.017.5425

Инструмент для селективного заканчивания скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для селективной изоляции пластов при заканчивании нефтяных и газовых скважин. Позволяет повысить надежность работы устройства. Инструмент для заканчивания скважин состоит из корпуса, пакерного модуля с глухим штуцером...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002260671
Дата охранного документа: 20.09.2005
18.05.2019
№219.017.5487

Состав для разглинизации призабойной зоны пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а конкретно к повышению нефтеотдачи низкопроницаемых глиносодержащих пластов. Техническим результатом изобретения является разработка разглинизирующего состава, применение которого позволяет увеличить проницаемость ПЗП до значений, близких...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002246612
Дата охранного документа: 20.02.2005
18.05.2019
№219.017.548d

Способ исследования многопластовых скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для исследования малодебитных многопластовых скважин. Обеспечивает повышение точности и надежности исследования пластов малодебитных многопластовых скважин. Сущность изобретения: способ заключается в спуске в...
Тип: Изобретение
Номер охранного документа: 0002247237
Дата охранного документа: 27.02.2005
+ добавить свой РИД