Патент на изобретение №2253664
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
(54) СОСТАВ ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН
(57) Реферат:
Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к углеводородным составам, используемым при заканчивании и капитальном ремонте скважин. Техническим результатом является обеспечение глушения скважин с температурами до 80°С со средними и низкопроницаемыми коллекторами с использованием дешевых недефицитных отечественных материалов, позволяющих сохранять коллекторские свойства продуктивных пластов. Состав для заканчивания и капитального ремонта скважин содержит, масс. %: нефть или продукты переработки нефти – 61,0-89,0, натуральную жирную кислоту – 2,0-4,7, каустическую соду NaOH – 2,1-4,0, природный карбонат кальция – остальное. В качестве натуральной жирной кислоты он содержит отходы производства растительных и животных жиров. Состав содержит природный карбонат кальция с размером частиц от 2 до 50 мкм. 2 з. п. ф-лы., 2 табл.
Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к углеводородным составам, используемым при заканчивании и капитальном ремонте скважин. Известен гидрофобный состав, используемый для бурения и глушения скважин, содержащий углеводородную жидкость, воду и смесь оксиамидов, моноамидов и солей синтетических жирных кислот кубового остатка и этилендиамина или полиэтилендиамина (патент СССР №1530636, С 09 К 7/06, 23.12.1989). Недостатком этого состава является сложность его приготовления, нестабильность при повышенных температурах. При глушении пластов с низкой проницаемостью 0,03-0,05 мкм2 вследствие потери агрегативной устойчивости происходит насыщение пород пласта водным фильтратом, что ведет к уменьшению фазовой проницаемости по нефти. Наиболее близким аналогом для заявленного состава является состав для заканчивания и глушения низкотемпературных газовых скважин, содержащий, масс.%: газовый конденсат – 81,0-84,9, синтетическую жирную кислоту СЖК – 1,7-2,3, каустическую соду NaOH – 0,6-1,0, минеральный наполнитель-глинопорошок – остальное (патент РФ №2136717, С 09 К 7/06, 10.09.1999). Недостатком данного состава является то, что при взаимодействии с пластами в результате сложных физико-химических преобразований происходит закупорка поровых каналов глинистыми частицами, содержащимися в растворе, что приводит к снижению проницаемости призабойной зоны. При более высоких температурах ослабляются связи между частицами системы, что приводит к потере ее агрегативной устойчивости. Задачей изобретения является разработка состава для глушения скважин с температурами до 80°С со средними и низкопроницаемыми коллекторами с использованием дешевых недефицитных отечественных материалов, позволяющих сохранять коллекторские свойства продуктивных пластов. Указанная задача решается тем, что состав для заканчивания и капитального ремонта скважин, содержащий углеводородную основу, жирную кислоту, каустическую соду NaOH и минеральный наполнитель, в качестве углеводородной основы содержит нефть или продукты переработки нефти, в качестве жирной кислоты – содержит натуральную жирную кислоту, а в качестве минерального наполнителя – природный карбонат кальция при следующем соотношении компонентов, масс.%: Углеводородная основа 61,0-89,0 Натуральная жирная кислота 2,0-4,7 Каустическая сода NaOH 2,1-4,0 Минеральный наполнитель остальное В качестве натуральной жирной кислоты (НЖК) можно использовать отходы производства растительных и животных жиров (ОПЖ), а в качестве минерального наполнителя – природный карбонат кальция с размером частиц от 2 до 50 мкм. Совокупность заявляемых компонентов состава при повышенной температуре до 80°С обеспечивает новый технический результат – быстрое образование более устойчивой структуры. Это объясняется разнообразием физико-химического взаимодействия между компонентами состава, обладающими сильными поверхностно-активными свойствами и имеющими активные центры, что обеспечивает повышенную структурную вязкость и прочность системы. Таким образом, синергетический эффект взаимодействия компонентов проявляется в повышении агрегативной устойчивости системы, показатели которой не достигаются в известных решениях. Кроме того, благодаря присутствию в составе природного карбоната кальция с размером частиц от 2 до 50 мкм в процессе фильтрации формируется тонкая корочка, устраняемая в процессе вызова притока или кислотными обработками, что позволяет улучшить проницаемость призабойной зоны. Положительным фактором является технологичность приготовления состава и недефицитность материалов. Примеры осуществления изобретения. Пример №1 (табл.1, состав №1): к 109 мл (89 г) нефти при температуре 20°С добавляют 2,7 г ОПЖ, перемешивают в течение 1 часа. Можно сначала растворить ОПЖ в небольшом количестве нефти, затем смешать с остальным количеством нефти. В полученную смесь нефти и ОПЖ вводится 2,2 мл (2,8 г) 30%-ного водного раствора NaOH. Смесь перемешивается на мешалке с контролем нарастания статического напряжения сдвига до величины не ниже 10-15 дПа. Затем в раствор вводится природный карбонат кальция для увеличения плотности технологического раствора и прочности системы и далее состав применяется по назначению. Пример №2 (табл.1, состав №3): к 74,4 мл (61,0 г) дизельного топлива при температуре 20°С добавляют 2,6 г ОПЖ и перемешивают не менее 1 часа. Затем в полученную смесь дизельного топлива и ОПЖ вводится 2,2 мл (2,9 г) 30%-ного водного раствора NaOH. Для увеличения плотности технологического раствора и прочности системы вводится в раствор природный карбонат кальция. Смесь перемешивается на мешалке с контролем нарастания статического напряжения сдвига до величины не ниже 15-20 дПа, после чего состав применяется по назначению. Реологические и фильтрационные свойства полученных составов исследованы и представлены в таблицах 1 и 2. Условную вязкость измеряли на приборе СПВ-5, плотность определяли ареометром или пикнометрическим методом, статическое напряжение сдвига (СНС) – на приборе ВСН-3. Определение объема жидкой фазы, отфильтровавшейся из состава за 30 минут, при 20°С осуществляли на американском фильтр-прессе фирмы Бароид, а при температуре 75°С и перепаде давления 40 мПа – на фильтр-прессе ВФП-2. Термостабильность состава оценивали прогревом его в металлических лабораторных автоклавах при температуре 75°С в течение 24 часов с последующим замером разности плотностей жидкости в верхней и нижней частях специального цилиндра ( Для определения влияния состава на породы продуктивных пластов в призабойной зоне скважин проводились исследования действия фильтрата на проницаемость искусственных кернов и определялся коэффициент восстановления проницаемости. Работы проводились на установке УИПК-1М. Результаты обрабатывались с помощью компьютерных программ. Анализ результатов испытаний составов 1, 2, 3, 4, приведенных в таблицах 1, 2, показывает преимущества предлагаемого состава в сравнении с прототипом: – способность сохранять агрегативную устойчивость и термостабильность до температуры 80°С, табл.1; – минимальное повреждение продуктивного пласта, что подтверждают опытные данные таблицы 2 по определению коэффициента восстановления проницаемости; – при увеличении температуры происходит взаимодействие олеофильных компонентов с образованием мыл, создающих устойчивые адсорбционные пленки на природном карбонате кальция с образованием сопряженной мылокольматирующей структуры, что приводит к снижению показателя фильтрации с одновременным повышением агрегативной устойчивости системы до 80°С; – технологичность приготовления состава для заканчивания и капитального ремонта скважин; – недефицитность и низкая стоимость материалов отечественного производства.
Формула изобретения
1. Состав для заканчивания и капитального ремонта скважин, содержащий углеводородную основу, жирную кислоту, каустическую соду NaOH и минеральный наполнитель, отличающийся тем, что в качестве углеводородной основы содержит нефть или продукты переработки нефти, в качестве жирной кислоты – натуральную жирную кислоту, а в качестве минерального наполнителя – природный карбонат кальция при следующем соотношении компонентов, мас.%: Указанная углеводородная основа 61,0-89,0 Натуральная жирная кислота 2,0-4,7 Каустическая сода NaOH 2,1-4,0 Указанный минеральный наполнитель Остальное 2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве натуральной жирной кислоты он содержит отходы производства растительных и животных жиров. 3. Состав по п.1, отличающийся тем, что он содержит природный карбонат кальция с размером частиц от 2 до 50 мкм.
PC4A – Регистрация договора об уступке патента Российской Федерации на изобретение
(73) Патентообладатель(и):
(73) Патентообладатель:
(73) Патентообладатель:
(73) Патентообладатель:
(73) Патентообладатель:
Дата и номер государственной регистрации перехода исключительного права: 12.04.2007 № РД0020673
Извещение опубликовано: 20.05.2007 БИ: 14/2007
QB4A Регистрация лицензионного договора на использование изобретения
Лицензиар(ы): Рябоконь Сергей Александрович, Герцева Наталья Константиновна, Горлова Зоя Александровна, Бурдило Раиса Яковлевна
Лицензиат(ы): Общество с ограниченной ответственностью “Нефтегазбурсервис”
Договор № РД0038720 зарегистрирован 22.07.2008
Извещение опубликовано: 10.09.2008 БИ: 25/2008
* ИЛ – исключительная лицензия НИЛ – неисключительная лицензия
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
=