RU2301247C1

RU2301247C1 - Состав для временной изоляции пласта

Info

Publication number: RU2301247C1
Application number: RU2005130449/03A
Authority: RU
Inventors: Рамиз Алиджавад Оглы Гасумов (RU); Рамиз Алиджавад оглы Гасумов; Таиси Шаиховна Вагина (RU); Таисия Шаиховна Вагина; Андрей Александрович Гаврилов (RU); Андрей Александрович Гаврилов; Валентина Федоровна Белова (RU); Валентина Федоровна Белова; Михаил Николаевич Пономаренко (RU); Михаил Николаевич Пономаренко; Александр Павлович Рудой (RU); Александр Павлович Рудой
Priority date: 2005-09-30
Filing date: 2005-09-30
Publication date: 2007-06-20
Also published as: RU2005130449A

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для временной изоляции пласта при капитальном ремонте скважин. Технический результат - повышение эффективности изоляции пласта за счет использования состава с улучшенными блокирующими свойствами, сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта за счет сохранения естественной проницаемости и предотвращения набухания глинистых минералов, обуславливающего сохранение структурно-механической прочности горных пород. Состав для временной изоляции пласта, включающий карбоксиметилцеллюлозу, хлористый кальций, аммоний фосфорнокислый двузамещенный, анионноактивное поверхностно-активное вещество АПАВ и воду, в качестве АПАВ содержит Морпен при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза 0,5-2,0, хлористый кальций 7-12, аммоний фосфорнокислый двузамещенный 19-21, Морпен 0,05-1,00, вода остальное.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для временной изоляции пласта при капитальном ремонте скважин.

Анализ существующего уровня техники показал следующее:

известна структурированная жидкость для разрыва пласта, которая может быть использована как жидкость для глушения скважин, рецептура которой имеет следующее соотношение компонентов, мас.%:

45%-ный раствор нитрата кальция	40,7
15%-ный водный раствор дигидрофосфата аммония	1,16
25%-ный раствор аммиака	0,43

(см. а.с. СССР №1763641 от 16.08.1990 г. по кл. Е21В 43/26, С09К 7/02, опубл. бюл. №35, 1992 г., пример 2). Рассчет содержания компонентов произведен авторами.

Недостатками указанной жидкости являются недостаточная эффективность изоляции пласта и ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта. Обусловлено это следующими причинами: незначительное количество твердой фазы не может создать прочного изоляционного экрана в силу неплотной упаковки частиц в порах пласта и в результате этого жидкая фаза раствора под действием гидростатического давления в скважине будет неизбежно фильтроваться в пласт, что ухудшает коллекторские свойства продуктивного пласта. Кроме того, по причине отсутствия регуляторов дисперсности в процессе осаждения твердой фазы могут образоваться частицы значительно крупнее диаметра пор пласта и блокирования не произойдет.

Небольшое количество в составе компонентов, оказывающих ингибирующее действие, не может компенсировать отрицательного влияния других компонентов, взятых в значительно больших количествах. Применение в качестве ингибирующих соединений фосфорной кислоты в некоторой степени снижает набухание глинистых минералов. Однако в состав горных пород входят не только глины. Кислоты, которые могут ингибировать набухание глинистых минералов, являются активными по отношению к другим минералам пласта, в том числе к карбонатам. При взаимодействии кислот с растворимыми в кислотах соединениями нарушается целостность «скелета» пласта, уменьшается структурно-механическая прочность горных пород, что может привести к осложнениям - образованию каверн и обвалов.

Проникновение жидкой фазы раствора на значительную глубину снижает естественную проницаемость продуктивного пласта, что не позволяет восстановить ее до первоначальной величины.

Известна технологическая жидкость для глушения скважин, рецептура которой имеет следующее соотношение компонентов, мас.%:

Хлорид щелочного или щелочно-земельного металла	0-50
Ингибирующая соль	0,1-10,0
Органический растворитель	0,1-10,0
Водорастворимое ПАВ	0,1-3,0
Вода	Остальное

в качестве водорастворимого ПАВ используют преимущественно неонол АФ_9-12, ОП-10, нефтенол ВВД или сульфонол, в качестве органического растворителя используют преимущественно спирты или гликоли, эфиры на их основе, ацетоны или углеводороды (см. патент РФ №2188843 от 23.07.2001 г. по кл. С09К 7/06, Е21В 43/12, опубл. бюл. №25, 2002 г.).

Недостатками указанной технологической жидкости являются недостаточная эффективность изоляции пласта и ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта. Обусловлено это следующими причинами: компоненты указанной технологической жидкости не образуют нерастворимые соединения, являющиеся закупоривающими агентами.

Технологическая жидкость не обладает необходимыми блокирующими свойствами, в результате чего не обеспечивает надежной изоляции. Обе соли - хлорид щелочного или щелочно-земельного металла и ингибирующая соль - находятся в указанной жидкости в растворенном виде - в виде ионов, и не вступают в реакцию друг с другом с образованием нерастворимых осадков, необходимых для кольматации поровых каналов. Технологическая жидкость характеризуется невысокими блокирующими свойствами, что снижает эффективность изоляции пласта. При использовании данной технологической жидкости ухудшаются коллекторские свойства продуктивного пласта: заявленное содержание ингибирующей соли при заявленном содержании хлоридов щелочного или щелочно-земельного металла не обеспечивает необходимого ингибирующего эффекта - не предотвращает набухание глинистых минералов. В свою очередь указанное набухание является одной из причин нарушения устойчивости горных пород при воздействии с фильтратами используемых жидкостей. Устойчивость горных пород к разрушению характеризуется показателем структурно-механической прочности. Из этого следует, что если состав обладает низкой ингибирующей способностью - как следствие будет ухудшаться структурно-механическая прочность горных пород. Вышесказанное не обуславливает сохранение структурно-механической прочности горных пород. Низкие показатели вязкости технологической жидкости, обусловленные отсутствием полимеров и кольматирующих частиц, приводят к значительным ее поглощениям - проникновению в глубь пласта при любых перепадах давления, что в итоге отрицательно сказывается на продуктивности скважин, не обеспечивается сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта. На снижение естественной проницаемости влияет и образование пристенных слоев жидкости на поверхности зерен горных пород, уменьшающих проходное сечение поровых каналов. Кроме того, использование водорастворимого ПАВ и органического растворителя увеличивает фильтрацию технологической жидкости в пласт, что может привести к спонтанному освоению и аварийным ситуациям.

В качестве прототипа выбран состав для временной изоляции пласта, рецептура которого имеет следующее соотношение ингредиентов, мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза	0,5-2,0
Хлористый кальций	3-14
Аммоний фосфорнокислый двузамещенный	5-18
Алкилбензолсульфонат	0,05-1,00
Вода	Остальное

(см. патент РФ №2012776 от 07.06.1991 г. по кл. Е21В 33/138, опубл. бюл. №9, 1994 г.).

Недостатками указанного состава являются недостаточная эффективность изоляции пласта и ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта. Обусловлено это следующими причинами: описанный состав обладает недостаточно высокими блокирующими свойствами. Это объясняется тем, что при стехиометрическом соотношении ингредиентов в результате реакции образуется дисперсная фаза, имеющая кристаллическую структуру по следующей реакции:

CaCl₂+(NH₄)₂HPO₄=CaHPO₄↓+NH₄Cl

Частицы кристаллической структуры имеют преимущественно одинаковые размеры, что не обеспечивает плотной упаковки частиц в порах пласта и не предотвращает фильтрацию жидкой фазы состава в глубь пласта.

Стехиометрическое соотношение ингредиентов в реакции осаждения дисперсной фазы, как правило, не может обеспечить полноту протекания реакции, и, наряду с образующимися нейтральными частицами и растворимыми ионами аммония, в растворе присутствуют не вступившие в реакцию ионы кальция, которые могут участвовать в ионно-обменных процессах, вызывая набухание глинистых минералов, что обуславливает снижение структурно-механической прочности горных пород, склонных к набуханию.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему:

повышается эффективность изоляции пласта за счет использования состава с улучшенными блокирующими свойствами;

сохраняются коллекторские свойства продуктивного пласта за счет сохранения естественной проницаемости и предотвращения набухания глинистых минералов, обуславливающего сохранение структурно-механической прочности горных пород.

Технический результат достигается с помощью известного состава для временной изоляции пласта, состоящего из карбоксиметилцеллюлозы, хлористого кальция, аммония фосфорнокислого двузамещенного, анионноактивного поверхностно-активного вещества (АПАВ) и воды, который в качестве АПАВ содержит Морпен при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза	0,5-2,0
Хлористый кальций	7-12
Аммоний фосфорнокислый двузамещенный	19-21
Морпен	0,05-1,00
Вода	Остальное

Заявляемый состав соответствует условию «новизны».

Для приготовления состава используют карбоксиметилцеллюлозу по ТУ 6-55-39-90, 6-55-40-90 Tilosa (Германия), Gabrosa (Голландия), хлористый кальций по ГОСТу 4460-77, 4161-77, аммоний фосфорнокислый двузамещенный по ГОСТу 3772-74, Морпен по ТУ 0258-001-01013393-94, получаемый на основе анионных ПАВ в смеси с кондиционирующими добавками.

Для эффективной временной изоляции пласта наилучшими блокирующими свойствами обладают составы, содержащие частицы, различные по форме и размерам. Крупные частицы создают своеобразный каркас, препятствующий проникновению мелких частиц в глубь пласта. При уплотнении образуется непроницаемый изоляционный экран, выдерживающий большие перепады давления при незначительной его толщине. Механизм осаждения смешанных форм конденсируемых дисперсий сложен, что требует соблюдения определенных условий. Одним из таких условий является соотношение концентраций исходных растворов солей. В предлагаемом составе увеличение концентрации аммония фосфорнокислого двузамещенного от стехиометрического позволяет получить состав с частицами разного размера и формы, что значительно улучшает его блокирующие свойства.

Соотношение ингредиентов обеспечивает осаждение частиц труднорастворимого гидроортофосфата кальция и частиц гидроксидов по следующим реакциям:

Н₂O→H⁺+ОН^-,

(NH₄)₂HPO₄→2NH₄ ⁺+HPO₄ ^2-,

HPO₄ ^2-→H⁺+PO^3-,

CaCl₂+(NH₄)₂HPO₄=CaHPO₄↓+NH₄Cl,

2NH₄ ⁺+2OН^-=2NH₄OH,

Са²⁺+2OН^-=Ca(ОН)₂↓

В результате реакций образуются дисперсные частицы кристаллического гидроортофосфата кальция и рентгеноаморфного гидроксида кальция, что придает системе тиксотропные свойства. Кристаллы гидроортофосфата кальция, имеющие моноклинную кристаллическую решетку, благодаря хаотическому расположению препятствуют проникновению в глубь пласта более мелких частиц рентгеноамофного гидроксида кальция. Под действием гидростатического давления в скважине осадок уплотняется и при небольшой глубине проникновения в пласт обеспечивает эффективную изоляцию пласта. Хлористый кальций и аммоний фосфорнокислый двузамещенный являются ингредиентами, образующими дисперсную фазу. Карбоксиметилцеллюлоза - водорастворимый полимер и Морпен - ПАВ, выполняют двоякую роль: регулируют дисперсную фазу, что повышает блокирующие свойства состава и повышает качество деблокирования, что также позволяет сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта. Регулирующее действие ПАВ объясняется тем, что молекулы Морпена с большой энергией адсорбции образуют равномерный слой на частицах и препятствуют проникновению к их поверхности пересыщенного раствора. Уменьшается и поверхностная энергия частиц. Процесс их кристаллизации резко замедляется. Если энергия адсорбции невелика, то молекулы ПАВ могут концентрироваться на отдельных гранях кристалла и в меньшей степени замедлять рост кристаллов. ПАВ, образующие с ионами металлов нерастворимые соли не оказывают влияния на рост кристаллов, так как выпадают в осадок. Морпен оказывает регулирующее действие в формировании дисперсной фазы. Регулирующее действие водорастворимого полимера - карбоксиметилцеллюлозы - в процессе образования дисперсной фазы заключается в том, что он обеспечивает заявляемому составу тиксотропные свойства, специфической особенностью которых является способность к изменению реологических свойств во времени и их восстановлению при механическом воздействии, и необходимую вязкость, что предотвращает фильтрацию его жидкой фазы в пористую среду. Тиксотропные свойства обеспечиваются тем, что карбоксиметилцеллюлоза содержит в своем составе большое количество гидроксильных групп, которые могут образовывать водородные связи с пористой средой, что обеспечивает поддержание мелкодисперсной фазы во взвешенном состоянии и необходимую адгезию к породам пласта.

Качественное удаление состава из пласта объясняется также способностью карбоксиметилцеллюлозы образовывать с пористой средой водородные связи, которые из числа других химических связей считаются менее сильными по своей величине.

Проницаемость продуктивного пласта - один из факторов, влияющих на сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. Сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта обеспечивается и присутствием в составе Морпена. Механизм действия последнего основан на явлениях флокуляции и флотации.

При использовании предлагаемого состава продуктивный пласт легко деблокируется давлением газа из пласта при незначительных перепадах давления без применения кислотных обработок.

Важным для сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта является сохранение структурно-механической прочности горных пород, которая определяет устойчивость призабойной зоны к разрушению при контакте с используемым составом и выражается через безразмерный коэффициент

где К_у - коэффициент устойчивости горных пород;

σ_W - прочность горных пород после взаимодействия с используемым составом, МПа;

σ₀ - начальная прочность горных пород, МПа.

Сохранение структурно-механической прочности горных пород обеспечивается присутствием гидрооксида кальция Са(ОН)₂, образующегося в результате реакций осаждения дисперсной фазы. Механизм формирования структурно-механической прочности горных пород при взаимодействии с гидроокисями двухвалентных металлов может быть определен при исследовании новообразований с позиций химии и структуры силикатной поверхности. При гидратации безводной силикатной плоскости поверхностный кремний имеет тенденцию к завершению кремниево-кислородного тетраэдра или сохранению тетраэдральной координации с кислородом. В результате этого один слой водных молекул адсорбируется у силикатной поверхности в такой большой степени, что эффект рассматривается как гидратация поверхности. Образованные поверхностные группы имеют слабую тенденцию диссоциироваться, давая водородные ионы, то есть гидратация двуокиси кремния относится исключительно к поверхностному явлению. В настоящее время общепринято существование силанольных (SiOH) поверхностей глин, быстро реагирующих на проникновение дополнительной воды или реакции с соединениями, имеющими группы с водородной связью. Присутствие Са(ОН)₂ приводит к образованию на поверхности силикатных слоев соединений кремния, обладающих низкой степенью диссоциации.

Согласно механизму хемосорбционного взаимодействия кремнезема с Са(ОН)₂ в первую очередь происходит взаимодействие гидроксильных групп с активными участками поверхности с образованием групп SiOH. Образующиеся силанольные группы реагируют с известью по кислотно-щелочной реакции

2(-SiOH)+Ca(OH)₂↔(-SiOH)₂Ca+2H₂O

Так как степень диссоциации образующегося соединения меньше, чем Са(ОН)₂, то ионы Са²⁺ будут связываться в гидросиликаты. Одновременно на поверхности кремнезема идет образование новых групп SiOH, и реакция продолжается. Образующиеся гидросиликаты срастаются между собой в сплошной каркас, заключающий в себе непрореагировавшие частицы горной породы, и этим самым увеличивается ее прочность.

Наряду с ионно-обменными процессами, химической и физической адсорбцией сохранение структурно-механической прочности горных пород обуславливает набухание глинистых минералов. Набухаемость - понятие, обобщающее результат действия всей суммы физико-химических процессов взаимодействия глинистых минералов с используемыми составами, которое проявляется в увеличении влажности, объема частиц, давлении и существенным образом зависит от особенностей кристаллохимического строения глинистых минералов. В основе кристаллического строения глинистых минералов лежат два типа структурных элементов: кремне-кислородные тетраэдрические и алюмокремнегидроксильные октаэдрические сетки. Благодаря близости размеров элементарных ячеек тетраэдрические и октаэдрические сетки легко совмещаются друг с другом с образованием единого структурного слоя. (см. Грим Р.Е. Минералогия и практическое использование глин. - М.: Мир, 1967. - 551 с.)

Важнейшей чертой глинистых минералов является широко развитый у них изоморфизм, с которым связан ряд весьма важных особенностей их состава, строения и энергетического состояния. Нестехиометрические замещения катионов приводят к нарушению электронейтральности кристаллической структуры и появлению у нее избыточного отрицательного заряда. Возникающий при гетеровалентном изоморфизме дефицит положительных зарядов в поликристаллической структуре минералов компенсируется катионами натрия Na⁺, кальция Са²⁺, магния Mg²⁺, аммония NH₄ ⁺ и другими, являющимися часто обменными, которые входят в межслоевое пространство структуры и фиксируются на внешних гранях кристаллов.

Набухаемость во многом определяется валентностью обменных катионов и величиной их радиуса. Чем ниже валентность катиона и меньше его радиус при одной и той же валентности, тем менее значительно его взаимодействие с поверхностью частиц, больше диссоциация и выше осмотическое набухание глин в целом. Наименьшее набухание и разрушение вызывают соли, катионы которых в силу своих геометрических размеров могут входить в пустоты кристаллической структуры глинистых частиц, прочно сращивая их. Ионы аммония NH₄ ⁺ лучше других подходят по радиусу для проникновения в пространство между двумя тетраэдрическими слоями. Диаметр ионов аммония 2,86 А° близок к доступному расстоянию между пакетами глинистых частиц - 2,88 А°. Катионы, имеющие диаметр меньше 2,88 А°, как у Na⁺ и Ca²⁺, слишком малы, чтобы удержать слои вместе и регидратация приводит к адсорбции воды, к вероятному обмену и набуханию. Аммоний имеет наименьшую гидратационную энергию из всех катионов, что способствует межслойной дегидратации, соприкосновению слоев и образованию плотной структуры, предотвращая набухание глинистых минералов продуктивного пласта, тем самым обуславливая сохранение структурно-механической прочности горных пород, что приводит к сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта.

В заявляемом составе обменные катионы аммония не вводятся дополнительно, а образуются как побочный продукт при осаждении дисперсной фазы по ранее приведенной реакции.

Поверхностно-активные вещества, входящие в состав Морпена, обладают повышенным сродством к солям жесткости Са⁺² и способностью проявлять поверхностно-активные свойства в водно-органической фазе.

Морпен выполняет активную роль в таких явлениях, как физическая и химическая адсорбция. Механизм взаимодействия с глинистыми минералами зависит от природы ПАВ. Применение в качестве анионноактивного ПАВ - Морпена в сочетании с другими ингредиентами, позволяет сделать вывод о синергетическом эффекте, проявляющемся в улучшении свойств состава (см. акт испытаний).

Содержание в составе карбоксиметилцеллюлозы в количестве менее 0,5 мас.% нецелесообразно, так как состав не обладает седиментационной устойчивостью и с течением времени расслаивается на жидкую и твердую фазы, а более 2,0 мас.% не влияет на улучшение блокирующих свойств и является экономически нецелесообразным.

Содержание в составе хлористого кальция в количестве менее 7 мас.% не обеспечивает эффективной изоляции, жидкая фаза раствора проникает в пласт на значительную глубину, снижаются коэффициент восстановления естественной проницаемости продуктивного пласта и структурно-механическая прочность горных пород, слагающих продуктивный пласт, а в количестве более 12 мас.% не влияет на дальнейшее улучшение блокирующих свойств и является экономически нецелесообразным. Кроме того, большое содержание дисперсной фазы значительно увеличивает вязкость раствора, что может создать дополнительные сложности при его использовании.

Содержание в составе аммония фосфорнокислого двузамещенного в количестве менее 19 мас.% не обеспечивает улучшение его свойств, а в количестве более 21 мас.% не влияет на дальнейшее улучшение их и является экономически нецелесообразным.

Содержание в составе Морпена в количестве менее 0,05 мас.% не обеспечивает повышения ингибирующей способности, а в количестве более 1,00 мас.% не наблюдается улучшения ингибирующей способности состава и улучшения структурно-механической прочности горных пород и является экономически нецелесообразным.

Таким образом, согласно вышесказанному предлагаемым составом - совокупностью существенных признаков - обеспечивается достижение заявляемого технического результата.

По имеющимся источникам известности не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату.

Заявляемый состав соответствует условию «изобретательский уровень».

Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами.

В промысловых условиях используют состав для временной изоляции пласта на скважине №12206 Ямбургского газоконденсатного месторождения.

Исходные данные

Наружный диаметр кондуктора, мм	324
Глубина установки кондуктора, м	552
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, D_вэк, мм	148
Наружный диаметр эксплуатационной колонны, D_нэк, мм	168
Глубина спуска эксплуатационной колонны, м	3343
Наружный диаметр технической колонны, мм	245
Глубина спуска технической колонны, м	1293
Искусственный забой, м	3328
Текущий забой, м	3320
Наружный диаметр насосно-компрессорных труб, мм	73
Глубина спуска насосно-компрессорных труб, L, м	3297
Внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, мм	63
Интервал перфорации, h, м	3298-3309
Пластовое давление, Р_пл, МПа	19,5

Пакер в интервале отсутствует

Устьевое оборудование КГ - 11"×9,5/8" - 350 (Мальбранк, Франция), ФА - 4,1/16"×4,1/16" - 350 (Мальбранк, Франция).

Скважина находится в простое по причине обводнения скважины. Проводят комплекс геофизических исследований.

Определяют необходимый объем состава по формуле

V=1,1·(V₁+V₂),

где V₁ - объем фильтровой части скважины, м³;

V₂ - объем зоны проникновения состава в поровое пространство породы продуктивного пласта, м³;

1,1 - поправочный коэффициент, учитывающий объем зоны смешения.

Объем фильтровой части скважины V₁ определяют по формуле

V₁=0,785·D_вэк ²·H,

где Н - расстояние от забоя до воронки насосно-компрессорных труб, м.

Н=3320-3297=23 м.

Следовательно,

V₁=0,785·0,148²·23=0,395 м³.

Экспериментальными исследованиями установлено, что предлагаемый состав проникает в поровое пространство породы продуктивного пласта не более чем на 10 мм. Исходя из этого, определяют объем зоны проникновения состава в поровое пространство породы продуктивного пласта V₂ по формуле

V₂=0,785·(ξ²-D_нэк ²)·h·m,

где ξ - диаметр проникновения состава в поровое пространство породы продуктивного пласта, м;

m - коэффициент пористости пласта, 0,3.

Следовательно,

V₂=0,785·(0,188²-0,168²)·11·0,3=0,018 м³.

Таким образом

V= 1,1·(0,395+0,018)=0,454 м³.

Рассчитывают объем продавочной жидкости V_пж с учетом выполнения следующего условия:

Р_гдс≥1,05·Р_пл,

где Р_гдс - гидростатическое давление столба жидкости на забой скважины, МПа;

Р_гдс определяют по формуле

P_гдс=ρ·g·L,

где ρ - плотность состава, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с;

Р_гдс=985·9,8·3297=31,8 МПа.

31,8≥1,05·19,5

31,8≥20,475.

Исходя из выполнения условия Р_гдс>Р_пл, объем продавочной жидкости V_пж определяют по формуле

V_пж=V_нкт+V_зпр,

где V_нкт - внутренний объем насосно-компрессорных труб, м³;

V_зпр - объем затрубного пространства от устья скважины до блокирующей жидкости, м³.

Таким образом V_пж=13,0+59,8=72,8≈73 м³.

Готовят состав для временной изоляции пласта при следующем соотношении ингредиентов, мас.%.

В мернике цементировочного агрегата ЦА-320 в 386,5 л воды (что составляет 70,95 мас.%) растворяют при постоянном перемешивании 10,9 кг карбоксиметилцеллюлозы (что составляет 2 мас.%). Затем в приготовленный раствор карбоксиметилцеллюлозы добавляют 38,1 кг хлористого кальция (что составляет 7 мас.%), 109 кг аммония фосфорнокислого двузамещенного (что составляет 20 мас.%) и 0, 3 кг (255 мл, ρ=1060 кг/м³) Морпена (что составляет 0,05 мас.%), и перемешивают до полного растворения ингредиентов и получения однородной суспензии.

Состав закачивают в скважину в затрубное пространство скважины при закрытом трубном пространстве. После закачивания производят продавливание его в скважину продавочной жидкостью - 1%-ным раствором карбоксиметилцеллюлозы - для создания необходимого гидростатического давления на пласт. Повышение давления в трубном пространстве свидетельствует о заполнении фильтровой зоны. Затем открывают задвижку на трубном пространстве для сброса давления, одновременно продолжая закачку в скважину расчетного количества продавочной жидкости до восстановления циркуляции.

После проведения временной изоляции пласта скважину закрывают на 12 часов для наблюдения. После чего проводят ремонтные работы. Производительность скважины осталась на доремонтном уровне, что свидетельствует об эффективной временной изоляции пласта и сохранении коллекторских свойств продуктивного пласта.

Пример (лабораторный).

Для приготовления 1000 г состава в 709,5 мл воды растворяют 20 г карбоксиметилцеллюлозы (что составляет 2,0 мас.%). В приготовленный водный раствор карбоксиметилцеллюлозы добавляют 70 г хлористого кальция (что составляет 7 мас.% ), 200 г аммония фосфорнокислого двузамещенного (что составляет 20 мас.%) и 0,47 мл Морпена плотностью р=1060 кг/м³ ( что составляет 0,05 мас.%), после производят перемешивание.

Проводят испытания. Используют натуральные керны, характеризующиеся высоким содержанием глинистых фракций - до 70% (алевролиты, аргиллиты) с пористостью в пределах: от 27,8 до 33,6% и минералогической плотностью от 2,48 до 2,63 г/см³.

Состав обладает следующими показателями:

блокирующая способность 22,8 МПа, коэффициент восстановления проницаемости 98,5, структурно-механическая прочность (коэффициент устойчивости горной породы) для аргиллита составляет 0,88, для алевролита 0,98, максимальное набухание 0,5.

Пример 2.

Готовят 1000 г состава, г/мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза	5/0,5
Хлористый кальций	90/9
Аммоний фосфорнокислый двузамещенный	210/21
Морпен	5/0,5 (что составляет
	4,72 мл ρ=1060 кг/м³)
Вода	690/69

Состав обладает следующими показателями:

блокирующая способность - 23,0 МПа, коэффициент восстановления проницаемости 99,0, структурно-механическая прочность (коэффицент устойчивости горной породы) для аргиллита составляет 0,85, для алевролита 0,97, максимальное набухание 0,5.

Пример 3.

Готовят 1000 г состава, г/мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза	15/1,5
Хлористый кальций	120/12
Аммоний фосфорнокислый двузамещенный	190/19
Морпен	10/1,00 (что составляет
	9,43 мл ρ=1060кг/м³)
Вода	665/66,5

Состав обладает следующими показателями:

блокирующая способность 25,0 МПа, коэффициент восстановления проницаемости 99,0, структурно-механическая прочность (коэффициент устойчивости горной породы) для аргиллита составляет 0,87, для алевролита 0,96, максимальное набухание 0,5.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условию «новизны, изобретательского уровня и промышленной применимости», то есть является патентоспособным.

Claims

Состав для временной изоляции пласта, состоящий из карбоксиметилцеллюлозы, хлористого кальция, аммония фосфорнокислого двузамещенного, анионоактивного поверхностно-активного вещества - АПАВ и воды, отличающийся тем, что в качестве АПАВ он содержит Морпен при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Карбоксиметилцеллюлоза 0,5-2,0 Хлористый кальций 7-12 Аммоний фосфорнокислый двузамещенный 19-21 Морпен 0,05-1,00 Вода Остальное