RU1825813C - Надпакерна жидкость - Google Patents
Надпакерна жидкостьInfo
- Publication number
- RU1825813C RU1825813C SU904901651A SU4901651A RU1825813C RU 1825813 C RU1825813 C RU 1825813C SU 904901651 A SU904901651 A SU 904901651A SU 4901651 A SU4901651 A SU 4901651A RU 1825813 C RU1825813 C RU 1825813C
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- density
- corrosion inhibitor
- lyophilic
- corrosion
- polyethylene
- Prior art date
Links
Landscapes
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Сохранение структурно-механических характеристик в процессе нагрева, кольма тзцми мест нсгерменичности оборудование скважин и згщита ее ог коррозионного иоз- дейстри достигаетс зз счет содержани в нздпакерной хскдклоти лиофильного струк- турообрэзов теп 4-10 мае %,углеводпрсд- noti х .идкости, полиэтмпена высокого давлени ь пз1 ой плотности 1 4 пас % и ингибитора коррозии (5-10 .%) 1 табл,
Description
Изобретение относ т к строительству нефт ных, газовых скважин, а точнее к над- пакерным жидкост м дл защиты обсадных колонн и подземного оборудовани , работающих в агрессивных средах.
Целью изобретени вл етс сохранение структурно-механических характеристик раствора в процессе нагрева, кольматацич мест негерметичности скважины и защита от коррозионного воздействи
Разработанный состав практически не измен ет структурно-механические свойства при повышении температуры, обладает повышенной закупоривающей способностью и защищает оборудование от коррозионного воздействи агрессивных компонентов
Поставленна цель достигаетс тем, что надпэкерна жидкость, состо ща из углеводородной жидкости лиофильного структурообразовэтет , дополнительно содержит полиэтилен высокого давлени низкой плотности и мчгибитор коррозии при следующем соотношении компонентов мас.%:
ЛиоФильный структурообразоаэтель4-10
Полиэтилен высокого
давпснич низкой
плотности1-4
Ингибитор коррозии 5-10
Углеводородна
жидкостьОстальное
Предложенный состав содержит в качестве тн ксотропиых агусгителей органобенОЗЛИГЁ
СА
топит или реагент МАС-200, вл ющийс еысокодисмереным гидрофобизирован- ным кремнеземом, или аэросил, также вл ющийс гмдрофобизированным кремнеземом, или их сочетание. При повышении температуры структурно-механические свойства раствора практически не измен ютс . Основной проблемой при использовании надпакерных жидкостей на углеводородной основе вл етс предотвращение ее утечек через места негерметичности. Дл этого в раствор дополнительно ввод т полиэтилен высокого давлени низкой плотности.
Ввод полиэтилена позвол ет повысить закупоривающую способность раствора за счет медленного набухани полиэтилена в углеводородной жидкости, привод щей к росту в зкости системы после ее закачивани в межтрубное пространство скважины со временем.
Изобретение иллюстрируетс следующими примерами.
В примерах приведены составы дл получени проницаемого камн на граничные и средние значени вход щих ингредиентов .
Cocjae члдпэкерпой жидкости готов т oi чдукл м образом.
В шэлку заливают 90 в,ч. углеводородной жидкости (дизельного топлива), до- Gss-ip.oT 5 в,ч, ингибитора коррозии. Раст ор перемешивают в течение 30 мин. После чего в раствор ввод т 4 в.ч. органо- бентонита с полиэтиленом 1 в.ч. Раствор перемешивают до получени однородной в зкой жидкости. Параметры раствора приведены в таблице.
Концентраци лиофильного структуро- образовател 4-10 вес.% определена исход из гаго. что при концентрации более 10 вес.% пластическа в зкость достигает более 60 СПЗ, мг/см2, что делает ее труднопрокачиваемой, при значении концентрации менее4 вес.% пластическа в зкость менее 10 СПЗ, мг/см2, что недостаточно дл эффективного загустени и она легко вытечет через места негерметичности .
Ввод гранулированного полиэтилена повышает устойчивость системы после ее закачки а межтрубное пространство ввиду медленного набухани полиэтилена высокого давлени низкой плотности, что и преп тствует впоследствии уходу жидкости в местах негерметичности (утечек).
Концентраци полиэтилена определена мз технологических особенностей примен емого оборудовани и вли ни концентрации на свойства раствора.
При концентрации полиэтилена более 5% растоор насосом практически перекачать невозможно, т.к. полиэтилен забиваетс под клапана. Менее 1% полиэтилена не позвол ет получить загущенные растворы необходимыми характеристиками /Пл и Q раствороз со временем не возрастает, что показывает на недостаточное количество полиэтилена (табл.).
Дл улучшени коррозионной защиты оборудовани скважины от агрессивных компонентов флюида в раствор ввод т ингибитор коррозии, например ИФХАНГаз, вл ющимс продуктом цианэтилировани вторичных аминов нитрилакриловой кислотой . Он хорошо растворим в углеводородных средах. Количество ингибитора 5-8 в.%.
В таблице приведено вли ние ингиби- тора коррозии на лиофильные структурооб- разовзтели. Из таблицы следует, что ингибитор коррозии действует стабилизи- рующе на надпакерные растворы, незначительно уменьша эффективную в зкость и СНС независимо от температуры при концентрации его до 10 в,ч.
Ингибитор коррозии вл етс ПАВом (поверхностно-активным веществом). Использовались и др. ингибиторы коррозии Тазохп -1 Секангаз, результаты идентичны .
ПРи концентрации более 10 в.ч. значительно уменьшаютс реологические показатели г;, Q. Концентраци ингибитора менее 5% не обеспечивает достаточное ингибиро- вание оборудовани , что установлено на основании лабораторных данных. Коррози достигает 0,25 rp/м2 час при концентрации ингибитора ниже 5%, что не допустимо. Из данных таблицы следует, что оптимальным составом надпакерной жидкости вл етс :
Лиофильный структурообразователь (органо- бентонит и др.)4-10
Полиэтилен высокого
давлени низкой
плотности1-4
Ингибитор коррозии 5-10 Углеводородна
жидкостьОстальное
Если необходимо на практике подн ть плотность раствора надпакерной жидкости, в раствор ввод т традиционные ут жели- тели.примен емые на предпри ти х нефтегазовой отрасли промышленности (в частности барит). С использованием барита возможно подн ть плотность до 2.2 г/см3.
Claims (1)
- Формула изобретениНадпакерна жидкость, содержаща углеводородную жидкость, лиофильный струк- турообразователь, отличающа с тем что, с целью сохранени структурно-механических характеристик в процессе нагрева , кольматации мест негерметичности оборудовани скважин и защиты ее от коррозионного воздействи , он дополнительно содержит полиэтилен высокого давленинизкой плотности, ингибитор коррозии при следующем соотношении компонентов, мас.%:Лиофильный структурообрззователь4-10Полиэтилен высокогодавлени низкойплотности1-4Ингибитор коррозии 5-10УглеводороднажидкостьОстальноеПроложение таблицы
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904901651A RU1825813C (ru) | 1990-11-23 | 1990-11-23 | Надпакерна жидкость |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904901651A RU1825813C (ru) | 1990-11-23 | 1990-11-23 | Надпакерна жидкость |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU1825813C true RU1825813C (ru) | 1993-07-07 |
Family
ID=21555126
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU904901651A RU1825813C (ru) | 1990-11-23 | 1990-11-23 | Надпакерна жидкость |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU1825813C (ru) |
-
1990
- 1990-11-23 RU SU904901651A patent/RU1825813C/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Граи Д Состав ц свойства буровы- агентов промывочных хмдкостей. М.: Недра, 1985, с. 79,83,40. Рожжерс В.Ф Состав и свойства промывочных жидкостей дл бурени нефт ных скважин. М : Недра, 1967, с. 542. Г рей Д. Состав и свойства буровых агентов промывочных жидкостей. SW/ Недра, 1985, с. 79, 80, 402. 2 * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA005149B1 (ru) | Чувствительная к сдвигу тампонирующая жидкость для тампонирования и способ тампонирования зоны подземного пласта | |
US7629297B2 (en) | Lost circulation composition | |
US6518224B2 (en) | Drilling fluids | |
US6959767B2 (en) | Remediation treatment of sustained casing pressures (SCP) in wells with top down surface injection of fluids and additives | |
US7829509B2 (en) | Annular fluids and method of emplacing the same | |
US4442241A (en) | Shear thickening composition | |
US4475594A (en) | Plugging wellbores | |
US20050113260A1 (en) | Drilling fluids | |
EA005909B1 (ru) | Новая жидкая система, имеющая регулируемую обратимую вязкость | |
US3542044A (en) | Friction reducing compositions for oil-based fracturing fluids | |
RU2549950C1 (ru) | Обработка скважины | |
US8689869B2 (en) | Method for providing thixotrophy to fluids downhole | |
CA2531982A1 (en) | A hydrocarbon fluid composition and the method of use | |
CA2688745C (en) | Thermothickener polymer and surfactant composition and methods of employing the composition | |
BR112020024091A2 (pt) | métodos para cimentar um furo do poço com o uso de um elastômero dilatável em óleo | |
US3504746A (en) | Method of sealing a walled system with polyvinyl pyrrolidone | |
US5484478A (en) | High temperature set retarded cement compositions and methods | |
Allenson et al. | A novel way to treat asphaltene deposition problems found in oil production | |
RU1825813C (ru) | Надпакерна жидкость | |
CA2140736C (en) | A thixotropic fluid for well insulation | |
AU614367B2 (en) | Fluid loss control additives for oil well cementing compositions | |
Huang et al. | Bentonite-free water-based drilling fluid with high-temperature tolerance for protecting deep reservoirs | |
WO2017155524A1 (en) | Exothermic reactants for use in subterranean formation treatment fluids | |
RU2630007C2 (ru) | Жидкость для глушения и промывки нефтяных и газовых скважин | |
Afra et al. | NMR investigation of viscoelastic surfactants compatibility with corrosion inhibitors |