RU2260682C1 - Состав для глушения скважин - Google Patents
Состав для глушения скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2260682C1 RU2260682C1 RU2004108003/03A RU2004108003A RU2260682C1 RU 2260682 C1 RU2260682 C1 RU 2260682C1 RU 2004108003/03 A RU2004108003/03 A RU 2004108003/03A RU 2004108003 A RU2004108003 A RU 2004108003A RU 2260682 C1 RU2260682 C1 RU 2260682C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- sodium hydroxide
- copper sulfate
- water
- snpch
- Prior art date
Links
Landscapes
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в процессе глушения при капитальном и текущем ремонте скважин, а также при временной консервации скважин. Состав для глушения скважин, содержащий карбоксиметилцеллюлозу, гидроксид натрия, сульфат меди, добавку и воду, в качестве добавки содержит ингибитор солеотложений СНПХ-5312Т при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза - 3,5-4,5, гидроксид натрия - 1,5-2,0, сульфат меди - 0,3-0,4, ингибитор солеотложений СНПХ-5312Т - 0,1-0,5, вода - остальное. Техническим результатом является улучшение реологических свойств состава для глушения скважин и увеличение сроков жизни образующихся гелей, что обеспечивает надежность и качество проводимых работ по глушению скважин в условиях низких пластовых давлений на длительный период времени (более 40 суток) за счет стабильности вязкоупругих систем, сохранения первоначальной проницаемости продуктивного пласта. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в процессе глушения при капитальном и текущем ремонте скважин, а также при временной консервации скважин.
Известен гелеобразующий состав для проведения изоляционных работ при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, содержащий карбоксиметилцеллюлозу 1,0-6,0 мас.%, хроматы 0,25-5,0 мас.%, лигносульфонаты 0,1-25,0 мас.%, вода - остальное. Состав обладает высокими прочностными характеристиками, стабильностью во времени [А.с. СССР №1472643, МПК Е 21 В 33/138, опубл. 15.04.89. Бюл. №14].
Однако известный состав не обеспечивает сохранение первоначальной проницаемости пласта за счет наличия в составе лигносульфонатов. Кроме того, состав содержит экологически опасные вещества, а именно хроматы.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению по совокупности существенных признаков является вязкоупругий состав для заканчивания и капитального ремонта скважин, который может быть использован в качестве состава для глушения скважин. Состав содержит реагент на основе полисахаридов, например карбоксиметилцеллюлозу, структурообразователь - сульфат алюминия или сульфат меди, гидроксид щелочного металла, например гидроксид натрия, в качестве деструктора - монопероксигидрат мочевины и воду при следующем соотношении ингредиентов, масс.%: реагент на основе полисахаридов 1,0-3,0, структурообразователь 0,15-0,3, гидроксид щелочного металла 0,05-0,45, монопероксигидрат мочевины 0,1-0,2 и вода - остальное [п. РФ №2116433, МПК Е 21 В 33/138, 43/26, С 09 К 7/02, опубл. 27.07.98].
Известный состав обладает низкими проникающими и кольматирующими воздействиями на продуктивный пласт, обеспечивающими сохранение проницаемости пород продуктивного пласта за счет ускорения структурообразования, снижения фильтрации, повышения вязкости.
Однако низкая прочность образующейся вязкоупругой массы в виде геля и недостаточная агрегативная устойчивость известного состава от времени (время начала деструкции образующегося геля через 1-6 суток) ограничивает его применение при капитальном ремонте скважин, которое требует глушения вскрытого пласта на длительное время (до 5 месяцев).
Задачей заявляемого изобретения является улучшение реологических свойств состава и увеличение срока жизни образующегося геля (более 40 суток).
Поставленная задача решается тем, что состав для глушения скважин, содержащий карбоксиметилцеллюлозу, гидроксид натрия, сульфат меди, добавку и воду, в качестве добавки содержит ингибитор солеотложений СНПХ-5312Т при следующем соотношении ингредиентов, масс.%:
Карбоксиметилцеллюлоза | - 3,5-4,5 |
Гидроксид натрия | - 1,5-2,0 |
Сульфат меди | - 0,3-0,4 |
Ингибитор солеотложений | |
СНПХ-5312Т | - 0,1-0,5 |
Вода | - остальное |
Ингибитор солеотложений СНПХ-5312 по ТУ 2458-261-05765670-99 представляет собой фосфорорганический комплексон в водно-метанольной среде. Выпускается в виде двух марок С (кислая форма) и Т (нейтральная форма). СНПХ-53-12 предназначен для защиты скважин и нефтепромыслового оборудования от отложений сульфата кальция в условиях высокой минерализации попутно добываемых вод. Внешний вид - однородная жидкость от желтого до коричневого цвета, температура застывания минус 45-50°С, не растворим в нефти и нефтепродуктах, водородный показатель (рН) в пределах 5,5-7,5.
Авторами экспериментально установлено, что применение ингибитора солеотложения СНПХ-5312Т в предлагаемом составе для глушения скважин позволяет значительно повысить реологические свойства (динамическую вязкость и статическое напряжение сдвига) состава и его синерезис (продолжительность жизни образующегося геля). СНПХ-5312Т участвует в сшивке карбоксиметилцеллюлозы сульфатом меди в присутствии щелочи, придавая образовавшейся связи дополнительную прочность и устойчивость во времени за счет получения дополнительных связей с образованием в растворе эластичной и разветвленной сетки.
Таким образом, замена одного компонента в известном составе на другой, ранее не применявшийся в составах для глушения скважин (новая совокупность признаков), и новое соотношение компонентов позволили получить новый технический результат, заключающийся в улучшении реологических свойств состава для глушения скважин и увеличении сроков жизни образующихся гелей, что обеспечивает надежность и качество проводимых работ по глушению скважин в условиях низких пластовых давлений на длительный период времени за счет стабильности вязкоупругих систем, сохранения первоначальной проницаемости продуктивного пласта.
Состав для глушения скважин на промысле готовится следующим образом.
Предварительно приготовливают два исходных раствора - водный раствор карбоксиметилцеллюлозы с добавлением гидроксида натрия и водный раствор сульфата меди с добавлением СНПХ-5312Т. Затем насосными агрегатами одновременно закачивают два исходных раствора в скважину. При смешении данных растворов в НКТ в процессе закачки образуется гель, обладающий необходимыми реологическими свойствами и регулируемым сроком жизни геля (синерезисом).
Изменяя соотношения компонентов, входящих в заявляемый состав для глушения скважин, можно регулировать в широком диапазоне время деструкции образовавшегося геля.
Для подтверждения качества состава для глушения скважин проведены лабораторные исследования. При проведении лабораторных опытов использовали следующие реагенты:
карбоксиметилцеллюлоза марки КМЦ-9, ТУ 6-55-221-1453-96 производства ЗАО \Корпорация \Эфиры-целлюлозы\ г. Владимир;
гидроксид натрия ГОСТ 2263-79;
сульфат меди ГОСТ 19347-84;
ингибитор солеотложений СНПХ-5312Т, ТУ 2458-261-05765670-99.
Пример. Приготовили 4%-ный раствор КМЦ путем растворения 4 г КМЦ в 96 мл воды. Отделили 90 мл раствора в отдельный стакан. Растворили 2 г гидроксида натрия в 5 мл воды при помешивании до полного растворения, после чего полученный раствор медленно влили в раствор КМЦ при интенсивном перемешивании в течение 5-7 минут (до полного смешивания). В отдельной пробирке растворили 0,3 г сульфата меди в 5 мл воды, добавили 0,1 г ингибитора солеотложений СНПХ-5312Т, тщательно перемешали и полученный раствор влили в ранее приготовленный водный раствор КМЦ в смеси с гидроксидом натрия. Смешивание проводили путем медленного вливания раствора сульфата меди в раствор КМЦ с гидроксидом натрия при интенсивном перемешивании в течение 5-15 минут до получения однородной массы раствора. Процесс образования геля происходит быстро, сразу же по мере ввода в раствор КМЦ сшивателя - сульфата меди.
Таким образом, получили состав со следующим соотношением ингредиентов, масс.%: КМЦ - 4,0; гидроксид натрия - 2,0; сульфат меди - 0,3; СНПХ-5312Т - 0,1 и вода - остальное (опыт 4).
Аналогичным образом готовили другие составы с различным соотношением ингредиентов (опыты 3, 5-7), а также состав по прототипу (опыт 1) и состав без СНПХ-5312Т (опыт 2).
В ходе лабораторных исследований определяли реологические свойства полученных гелей: динамическую вязкость (Па*с) и статическое напряжение сдвига СНС (Па), которые определяли на вискозиметре \Полимер РПЭ-1М\. Реологические свойства образовавшегося геля определяли через 1 час после приготовления геля, затем через 10, 20 и 30 дней. Срок жизни образовавшегося геля определяли визуально, наблюдая за его разрушением, по времени начала деструкции геля.
Результаты лабораторных опытов представлены в таблице.
Как видно из таблицы, известный состав (опыт 1) обладает низкими реологическими свойствами и недостаточным синерезисом (начало деструкции образовавшегося геля через 2 суток).
На основании проведенных исследований установлено, что в отсутствии СНПХ-5312Т гелеобразующий состав на основе КМЦ, сшитого сульфатом меди в присутствии щелочи, обладает высокими реологическими свойствами, однако по истечении времени реологические свойства снижаются, а после выдержки в течение 20 дней образовавшийся гель начинает расслаиваться (опыт 2).
Предлагаемый состав (опыты 3-5) с содержанием компонентов в заявляемых пределах обладает высокими реологическими свойствами и повышенной устойчивостью во времени.
Установлено, что оптимальное содержание ингибитора солеотложений СНПХ-5312Т в заявляемом составе составляет 0,1-0,5 мас.%. При содержании СНПХ-5312Т менее 0,1 мас.% (опыт 3) состав обладает достаточно высокими реологическими показателями, но недостаточной устойчивостью во времени (менее 40 суток). Содержание в заявляемом составе СНПХ-5312Т более 0,5 мас.% нецелесообразно из-за ухудшения реологических свойств (опыт 6).
Оптимальное содержание карбоксиметилцеллюлозы составляет 3,5-4,5 мас.%, гидроокиси натрия - 1,5-2,0 мас.% и сульфата меди - 0,3-0,4 мас.%.
Снижение содержания указанных компонентов ниже рекомендуемых пределов приводит к снижению реологических свойств состава, что ведет к образованию малоэластичного непрочного геля, а также к снижению долговременности блокирующего эффекта. Увеличение содержания данных компонентов в предлагаемом составе выше рекомендованных пределов приводит к тому, что состав загущается до неизмеримо высоких значений вязкости и СНС и не может быть использован для глушения скважин.
Основными достоинствами предлагаемого состава для глушения скважин являются:
- высокие и регулируемые величины вязкости и статического напряжения сдвига, которые при применении других составов для глушения скважин (глинистые растворы, рассолы, эмульсии, гидрогели и пены) не достигаются;
- снижение глубины проникновения состава в пласт, что позволяет сохранить и восстановить проницаемость коллектора после ремонта;
- достаточно высокий и регулируемый срок жизни вязкоупругого состава, что необходимо при различных продолжительностях ремонтных работ;
- возможность разрушения и удаления состава соляной кислотой, т.е. проведением обычной соляно-кислотной обработки при освоении скважины.
Таким образом, использование предлагаемого состава для глушения скважин с низким пластовым давлением обеспечивает надежное блокирование высокопроницаемых интервалов продуктивного коллектора на различные сроки проведения капитального ремонта, в том числе и на длительные (до 5 месяцев).
Claims (1)
- Состав для глушения скважин, содержащий карбоксиметилцеллюлозу, гидроксид натрия, сульфат меди, добавку и воду, отличающийся тем, что он в качестве добавки содержит ингибитор солеотложений СНПХ-5312Т при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Карбоксиметилцеллюлоза 3,5-4,5 Гидроксид натрия 1,5-2,0 Сульфат меди 0,3-0,4 Ингибитор солеотложений СНПХ-5312Т 0,1-0,5 Вода Остальное
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004108003/03A RU2260682C1 (ru) | 2004-03-18 | 2004-03-18 | Состав для глушения скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004108003/03A RU2260682C1 (ru) | 2004-03-18 | 2004-03-18 | Состав для глушения скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2260682C1 true RU2260682C1 (ru) | 2005-09-20 |
Family
ID=35849039
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004108003/03A RU2260682C1 (ru) | 2004-03-18 | 2004-03-18 | Состав для глушения скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2260682C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2724725C1 (ru) * | 2019-10-30 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ нейтрализации остатков соляной кислоты после обработки призабойной зоны пласта |
-
2004
- 2004-03-18 RU RU2004108003/03A patent/RU2260682C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2724725C1 (ru) * | 2019-10-30 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ нейтрализации остатков соляной кислоты после обработки призабойной зоны пласта |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6046140A (en) | Acid gels for fracturing subterranean formations | |
US4215001A (en) | Methods of treating subterranean well formations | |
US7378377B2 (en) | Compositions for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids | |
DE2657443B2 (de) | Gelförmige wäßrige Zusammensetzung zur Säuerung unterirdischer Formationen | |
RU2260682C1 (ru) | Состав для глушения скважин | |
RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
EP0130732A1 (en) | Anionic polymer composition and its use for stimulating a subterranean formation | |
US11274243B2 (en) | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof | |
RU2254454C1 (ru) | Состав для глушения скважин | |
RU2060360C1 (ru) | Тампонажный состав | |
RU2160832C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в скважину | |
RU2652409C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
RU2703598C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты) | |
SU1546463A1 (ru) | Способ приготовлени полимерного бурового раствора | |
RU2213212C2 (ru) | Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений | |
RU2132458C1 (ru) | Жидкость для гидравлического разрыва пласта | |
RU2731965C1 (ru) | Тяжёлая технологическая жидкость для глушения скважин, состав и способ для её приготовления | |
RU2258136C1 (ru) | Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта | |
US11746282B2 (en) | Friction reducers, fracturing fluid compositions and uses thereof | |
RU2044754C1 (ru) | Структурированный состав для ремонта скважин | |
RU2107811C1 (ru) | Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений | |
RU1776766C (ru) | Гелеобразующий тампонажный состав | |
SU1388414A1 (ru) | Буровой раствор | |
SU1749228A1 (ru) | Способ получени безглинистой промывочной жидкости | |
RU2562998C1 (ru) | Эмульсионный состав для глушения скважин |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130319 |