Состав для временной закупорки пласта

 

Состав относится к нефтедобывающей промышленности, а именно для временной закупорки пластов в процессе бурения с сохранением коллекторских характеристик пласта при дальнейшем углублении ствола скважины. Состав содержит химически осажденный мел или мелосодержащий отход преципитатного производства или мелосодержащий отход азотного производства (в пересчете на CaCO3 10-70 мас.% ), КМЦ 0,3 0,5 мас. силикат натрия 3,0 5,0 мас. соляную кислоту 0,01 0,04 мас. и воду остальное. 3 ил. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для временной закупорки пластов в процессе бурения, и может быть использовано для сохранения коллекторской характеристики пласта при дальнейшем углублении ствола скважины.

Известен состав для временной закупорки пласта, содержащий мел, полиакриламид и воду при следующем соотношении компонентов, мас. мел 60, полиакриламид 4, вода остальное [1] Недостатком известного состава является то, что он плохо удаляется из пласта после окончания времени консервации.

Известен состав для временной закупорки пласта, содержащий мел, превоцел FO и воду при следующем соотношении компонентов, мас. мел 56-64, превоцел FO 5-8, вода остальное [2] Однако известный состав дорог и в высокотемпературных пластах не обеспечивает полное восстановление проницаемости пласта.

Известен состав для временной изоляции пластов, содержащий хлорид кальция, этиленгликоль или диэтиленгликоль при следующем соотношении компонентов, мас. хлорид кальция 64-66, этиленгликоль или диэтиленгликоль 34-36 [3] Недостатком известного состава является дефицитность этиленгликоля и диэтиленгликоля и сложность точной дозировки в промысловых условиях.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому составу является состав для временной закупорки пласта, содержащий гашеную известь, КМЦ и воду при следующем соотношении компонентов, мас. гашеная известь 10-30, КМЦ 0,75-2,0, вода остальное [4] Недостатками известного состава являются низкая стабильность состава, дороговизна (содержание КМЦ 0,75-2,0 мас.), низкая эффективность закупоривания пласта ввиду малого содержания закупоривающего компонента (до 30 мас. гашеной извести) в составе.

Задачей изобретения является повышение стабильности состава, эффективности временного закупоривания пласта и сохранения проницаемости пласта после обработки его соляной кислотой.

Сущность предлагаемого состава заключается в том, что известный состав для временной закупорки пласта, включающий закупоривающий компонент, карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) и воду, дополнительно содержит силикат натрия и соляную кислоту, а в качестве закупоривающего компонента содержит химически осажденный мел или мелосодержащий отход преципитатного производства или мелосодержащий отход азотного производства при следующем соотношении компонентов, мас. Химически осажденный мел или мелосодержащий отход преципитатного производства или мело- содержащий отход азот- ного производства (в пе- ресчете на СаСО3) 10,0-70,0 КМЦ 0,3-0,5 Силикат натрия 3,0-5,0 Соляная кислота 0,01-0,04 Вода Остальное.

Состав готовят следующим образом. В расчетном объеме воды отдельно растворяют КМЦ и силикат натрия, смешивают растворы и в смесь вводят раствор соляной кислоты перемешивают в течение 20-30 мин и приливают к расчетному количеству закупоривающего компонента. Полученный состав перемешивают 10-15 мин и затем закачивают на забой скважины. В качестве закупоривающего компонента используют химически осажденный мел или мелосодержащий отход преципитатного производства, содержащий 85-92 мас. карбоната кальция или мелосодержащий отход азотного производства, содержащий 75-96 мас. карбоната кальция.

П р и м е р. Скважиной на глубине 1800 м вскрывают продуктивный пласт мощностью 10 м на буровом растворе плотностью 1,25 г/см3. В процессе бурения наблюдались незначительные поглощения раствора. Для предупреждения поглощения цементного раствора, плотность которого значительно превышает плотность бурового раствора и составляет 1,82 г/см3, а пласт закачивают состав, содержащий 30,0 мас. химически осажденного мела, 0,3 мас. КМЦ, 5,0 мас. силиката натрия, 0,03 мас. соляной кислоты и 64,67 мас. воды, плотность состава 1,35 г/см3.

На 1 ц/м вскрытого продуктивного пласта требуется 0,3-0,5 м3 состава, для закупорки вскрытого пласта требуется 5 м3 состава. Для приготовления указанного количества состава: 250 кг силиката натрия растворяют в 1,6 м3 воды, 150 кг КМЦ растворяют в 1,6 м3 воды и приливают к раствору силиката натрия, перемешивают и добавляют 15 л 10%-ного водного раствора соляной кислоты. Смесь перемешивают в течение 30 мин и приливают к 1500 кг химически осажденного мела. Полученный состав перемешивают в течение 15 мин и закачивают на равновесие на забой скважины через бурильный инструмент, затем бурильный инструмент приподнимают на "голову" столба закачанного состава, закрывают превентор и задавливают состав в пласт при давлении, равном ожидаемому максимальному давлению при цементировании колонны. После чего бурильный инструмент выбрасывается на поверхность.

Затем по общепринятой технологии спускают и цементируют эксплуатационную колонну.

Восстановление проницаемости пласта обеспечивают путем обработки законсервированного пласта соляной кислотой.

Результаты экспериментов приведены в таблице.

На фиг. 1-3 представлены графики зависимости изменения пластической вязкости предлагаемого состава от содержания соляной кислоты при содержании мела: кривая а 10,0 мас. мела, кривая б 30,0 мас. мела, кривая в 50,0 мас. мела, кривая г 70,0 мас. мела, содержание КМЦ 0,5 мас. и содержании силиката натрия 3,0-5,0 и 7,0 мас.

Использование КМЦ в предлагаемом составе обеспечивает стабильность состава при проведении процесса закупорки пласта в высокотемпературных скважинах.

Оптимальное количество КМЦ в предлагаемом составе 0,3-0,5 мас. при этом обеспечивается стабильность состава во времени, достаточном для доставки его на забой скважины и задавки в пласт.

При содержании КМЦ менее 0,3 мас. особенно при пониженном содержании мела, резко снижается стабильность раствора (пример 1, табл.).

Увеличение содержания КМЦ более 0,5 мас. экономически нецелесообразно, т. к. резкого увеличения стабильности состава не происходит (пример 4, табл. ).

Применение силиката натрия и соляной кислоты низкой концентрации (0,01-0,04 мас. ) позволяет усилить структурные свойства раствора за счет образования гелей кремниевых кислот.

Регулируя соотношения силиката натрия и соляной кислоты можно в широком диапазоне изменять пластическую вязкость состава, что позволяет готовить рабочие составы, содержащие повышенные качества закупоривающего компонента (до 70,0 мас. мела) (фиг.1-3) по сравнению с известными составами.

Как видно из графиков изменения пластической вязкости состава, представленных кривыми а, б, в, г на фиг.1-2, оптимальные соотношения силиката натрия и соляной кислоты находятся в пределах, соответственно 3,0-5,0 и 0,01-0,04 мас.

Увеличение содержания силиката натрия более 5,0 мас. приводит к существенному повышению пластической вязкости (фиг.3 б,в,г).

Увеличение содержания соляной кислоты в составе более 0,04 мас. приводит к стабилизации пластической вязкости.

Подбирая соотношения соляной кислоты и силиката натрия, можно получать составы, содержащие до 50,0-70,0 мас. мела (фиг.1-2- кривые в,г).

При содержании в составе закупоривающего компонента менее 10,0 мас. снижается стабильность состава.

При содержании закупоривающего компонента более 70,0 мас. повышается пластическая вязкость состава, состав становится труднопрокачиваемым.

Предлагаемый состав для временной закупорки пласта по сравнению с известным составом обладает более высокой стабильностью, позволяет повысить эффективность процесса временной закупорки пласта за счет введения в пласт большего количества закупоривающего компонента (до 70,0 мас.).

Формула изобретения

СОСТАВ ДЛЯ ВРЕМЕННОЙ ЗАКУПОРКИ ПЛАСТА, включающий закупоривающий компонент, карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит силикат натрия и соляную кислоту, а в качестве закупоривающего компонента содержит химически осажденный мел или мелсодержащий отход преципитатного производства с содержанием карбоната кальция не менее 85,0 мас. или мелсодержащий отход азотного производства с содержанием карбоната кальция не менее 75,0 мас. при следующем соотношении компонентов, мас.

Химически осажденный мел, или мелсодержащий отход преципитатного производства, или мелсодержащий отход азотного производства (в пересчете на CaCO3) 10,0 70,0 КМЦ 0,3 0,5 Силикат натрия 3,0 5,0 Соляная кислота 0,01 0,04 Вода Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородных пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений

Изобретение относится к нефтедобыче и предназначено для изоляции продуктивных пластов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока пластовых вод для повышения нефтеотдачи пластов

Изобретение относится к бурению, в частности к тампонажным материалам, предназначенным для изоляции продуктивных и проницаемых пластов нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к тампонажным материалам для крепления скважин

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для крепления и ремонта нефтяных и газовых скважин, расположенных на месторождениях в условиях воздействия минерализованных пластовых вод, а также с проявлением сероводорода

Изобретение относится к нефтегазодобыче и может найти применение при бурении скважин в проницаемых пластах
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонту и креплению скважин, и может быть использовано для изоляции посторонних вод и газопереточных каналов в цементном кольце за эксплуатационной колонной, а также для крепления скважин

Изобретение относится к строительным материалам, а именно к производству тампонажного цемента

Изобретение относится к глубокому бурению, в частности к способам подготовки нефтегазовых, геотермальных и других специальных скважин к цементированию

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для блокирования или ограничения водопритока в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и карбонатных коллекторах и для выравнивания профиля приемистости в нагревательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для блокирования или ограничения водопритока в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, а также для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам блокирования или ограничения водопритоков в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к составам для блокирования или ограничения водопритоков в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к получению расширяющихся тампонажных материалов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области изоляции зон поглощения при бурении скважин
Наверх