RU2750804C1 - Состав для изоляции водопритока в скважине - Google Patents
Состав для изоляции водопритока в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2750804C1 RU2750804C1 RU2020137992A RU2020137992A RU2750804C1 RU 2750804 C1 RU2750804 C1 RU 2750804C1 RU 2020137992 A RU2020137992 A RU 2020137992A RU 2020137992 A RU2020137992 A RU 2020137992A RU 2750804 C1 RU2750804 C1 RU 2750804C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- added
- water
- lauryl sulfate
- sodium lauryl
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 34
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 31
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 33
- SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M potassium acetate Chemical compound [K+].CC([O-])=O SCVFZCLFOSHCOH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 33
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 claims abstract description 17
- 235000011056 potassium acetate Nutrition 0.000 claims abstract description 17
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 17
- 235000019333 sodium laurylsulphate Nutrition 0.000 claims abstract description 17
- DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M Sodium laurylsulphate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCOS([O-])(=O)=O DBMJMQXJHONAFJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 16
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims abstract description 11
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 11
- 229920013642 Biopol™ Polymers 0.000 claims abstract description 6
- IUPHTVOTTBREAV-UHFFFAOYSA-N 3-hydroxybutanoic acid;3-hydroxypentanoic acid Chemical compound CC(O)CC(O)=O.CCC(O)CC(O)=O IUPHTVOTTBREAV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 claims description 16
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 9
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 9
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 3
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 22
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 16
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 15
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 12
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 11
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 6
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- 239000002585 base Substances 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 125000002015 acyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000012764 mineral filler Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical compound OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- -1 hydroxyethylcarboxymethyl Chemical group 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области строительства и обслуживания скважин, в частности к жидкостям изолирования межколонных перетоков нефтяных и газовых скважин, осложненных наличием пластов с аномально низким давлением гидроразрыва. Технический результат заключается в создании состава для блокирования межколонных перетоков нефтяных и газовых скважин, осложненных наличием пластов с аномально низким давлением гидроразрыва. Состав для изоляции водопритока включает, мас. %: лаурилсульфат натрия 0,04-0,1%, кальцинированная сода 0,06, биопол 0,3-2,6, мел 1,0-3,5, ацетат калия 0,05, полианионная целлюлоза 0-0,5, дистиллированная вода остальное. 3 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к области строительства и обслуживания скважин, в частности к жидкостям изолирования межколонных перетоков нефтяных и газовых скважин, осложненных наличием пластов с аномально низким давлением гидроразрыва.
Известна эмульсия для глушения скважин (Патент SU №484300 A1, опубликован 15.09.1975), состоящая из 25 
50 об. % сульфит-спиртовой барды, 38%-ной концентрации и 50 75 об. % газоконденсата с добавлением 0,25 0,5% резиновой крошки (по весу к объему конденсата).
Недостатком состава является узкий диапазон регулирования плотности состава из-за присутствия газоконденсата в указанных соотношениях, а также высокое значение статического напряжения сдвига из-за наличия сульфит-спиртовой барды, что усложняет процесс доставки состава на необходимый интервал.
Известна блокирующая жидкость (Патент РФ №2255209, опубликован 27.06.2005), содержащая углеводородную основу, ациклическую кислоту, каустическую соду и минеральный наполнитель при следующем соотношении компонентов, об. %: углеводородную основу – 41,0 72,0; ациклическая кислота – 6,114,4; каустическую соду – 4,9 13,0; остальное составляет минеральный наполнитель.
Недостатком данного технического решения является неэффективность применения блокирующей жидкости в условиях изоляции водопритока, в связи с образованием нестабильной эмульсии.
Известен эмульсионный раствор (Патент РФ №2196164, опубликован 10.01.2003), содержащий в масс. %: нефть – 15 30; дробино-щелочной реагент – 30 40; остальное составляет вода.
К недостатку данного технического решения следует отнести нарушение фильтрационно-емкостных параметров породы коллектора, в следствие присутствия в составе раствора твердого дробино-щелочного реагента и как следствие, комплексов мероприятий по их удалению.
Известна жидкость для глушения скважин (Патент РФ №1175951, опубликован 30.08.1985), содержащая до 8,0% в пересчете на сухое вещество гидролизного лигнина; 0,3% щелочи; 0,2% КМЦ-600; 1,0% сырой нефти; 0,01% ПАВ (сульфонол); 90,44% воды и 0,05% от веса раствора этилендиамина.
Недостатком является низкая блокирующая способность, загрязнение пластов из-за присутствия в составе жидкости для глушения скважин сырой нефти после проведения ремонтно-изоляционных работ.
Известна жидкость для глушения скважин (патент РФ № 2183735, опубликован 20.06.2002), принятая за прототип, содержащая в масс. %: поверхностно-активное вещество (ПАВ) – 0,5; хлористый калий – 5,0; гидроксиэтилкарбоксиметилкрахмал – 3,0 4,0; конденсированную сульфитспиртовую барду (КССБ) – 0,5 1,0; мел – 3,0; остальное составляет вода.
Недостатком жидкости глушения является применение только КССБ в качестве понизителя фильтрации жидкости глушения. Для эффективного использования КССБ требуется комплексная обработка состава жидкости глушения, например, в сочетании с карбоксиметилцеллюлозой.
Техническим результатом является создание состава для блокирования межколонных перетоков нефтяных и газовых скважин, осложненных наличием пластов с аномально низким давлением гидроразрыва.
Технический результат достигается тем, что дополнительно содержит кальцинированную соду, биопол, ацетат калия и полианионную целлюлозу, в качестве ПАВ используют лаурилсульфат натрия, в качестве воды используют дистиллированную воду, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| лаурилсульфат натрия | 0,04-0,1 |
| кальцинированная сода | 0,06 |
| биопол | 0,3-2,6 |
| мел | 1,0-3,5 |
| ацетат калия | 0,05 |
| полианионная целлюлоза | 0-0,5 |
| дистиллированная вода | остальное |
Описываемый состав поясняется следующими фигурами:
фиг. 1 – график изменения параметра кратности пены;
фиг. 2 – график изменения параметра условной вязкости.
фиг. 3 – график изменения параметра фильтрации;
Заявляемый состав для изоляции водопритока в скважине включает в себя следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие:
- лаурилсульфат натрия 0,04 0,1%, выпускаемый по ГОСТ ТУ 2481-023-50199225-2002;
- кальцинированная сода 0,06%, выпускаемая по ГОСТ 5100-85;
- биопол 0,3 2,6%, выпускаемый по ГОСТ 24888-81;
- мел 1,0 3,5%, выпускаемый по ГОСТ 4530-76;
- ацетат калия 0,05%, выпускаемый по ГОСТ 32053-2013;
- полианионная целлюлоза 0 0,5, выпускаемая по ГОСТ 3914-98;
- дистиллированная вода
Добавление лаурилсульфата натрия позволяет вспенить раствор и увеличить его проникающую способность в пласт, являясь поверхностно-активным веществом (ПАВ). Кальцинированная сода является регулятором pH, смягчает воду, повышает показатель кислотности и обеспечивает флокуляцию раствора. Биопол понижает фильтрацию раствора, при повышенной вязкости и низких скоростях сдвига и выступает структурообразователем (загустителем). Мел служит для образования тонкой фильтрационной корки и утяжеления раствора. Ацетат калия способствует ингибированию глин, снижает капиллярное давление, обладает бактерицидным действием. Полианионная целлюлоза снижает водоотдачу и выполняет роль эффективного загустителя, создает фильтрующий слой у стенок скважины для минимизации потерь воды и контролирует реологию жидких систем. Дистиллированная вода служит основой, дисперсионной средой.
Рабочий агент закачивают в скважину, продавливают до интервала установки в скважине расчетного объема изоляционного раствора. В качестве воды могут быть использованы подтоварная вода, или вода из системы поддержания пластового давления, или пресная вода. Состав не образует эмульсий как с высокоминерализованной, так и с пресной водой.
Для более эффективной изоляции водопритока необходимо после закачки реагента провести технологическую выдержку не менее 1 часа с целью набора прочности состава с закрытым трубным и затрубным пространством. После этого проводят подъем оборудования с доливом скважины.
Эффективность предлагаемого состава доказана лабораторными испытаниями. Были проведены лабораторные исследования по определению реологических показателей при различных концентрациях реагентов на ротационном визкозиметре Fann 35A и воронке Марша для получения необходимых значений прокачиваемости изоляционного состава, который характеризуется параметром условной вязкости. Оценка эффективности блокирующих свойств изоляционного состава была проведена на фильтр-прессе OFITE «Dynamic HTHP Filter Press». Оценка и замер показателя кратности пены осуществлялся путем отношения полученного объема раствора к первоначальному объему.
Результатом стало повышение кольматирующих свойств изоляционного состава и возможность регулирования плотности в широком диапазоне, а также выявление положительного эффекта при взаимодействии с минерализованными водами. Из сопоставления полученных кривых видно, что массовая концентрация карбоната кальция 3,37% и полианионной целлюлозы 0,5% заметно повышает кратность пены и стабилизирует структуру раствора.
Способ поясняется следующими примерами.
Ход эксперимента: приготовление раствора и замеры его реологических параметров проводили в соответствии с ГОСТ 33696-2015 (ISO 10416:2008) «Растворы буровые. Лабораторные испытания».
Высокий показатель кратности пены с 0,7 до 1,58 (фиг. 1), выход на оптимальную величину показателя фильтрации в 9,0 см3/ 30 мин (фиг. 2) и условной вязкости в 200 с (фиг. 3), позволяет сделать вывод о том, что используемый состав №9 достаточно эффективен в качестве изоляционного раствора, блокирующего водоносный горизонт.
Пример 1. 2,48 г биопола насыпают в емкость любого объема, добавляют 0,1 г лаурилсульфат натрия, добавляют 1,91 г карбоната кальция, добавляют 0,06 г кальцинированнной соды, затем добавляют 0,05 г ацетата калия и заливают дистиллированной водой плотностью 1000 г/см3 до 100 г. Перемешивают в течение 10 минут при температуре от 20 до 25 °С. Затем проводят измерения условной вязкости полученного состава, которая равна 240 с, кратность полученной пены равна 0,7 и фильтрация 12,1 г/см3 (табл.1).
Таблица 1 – cостав для изоляции водопритока в скважине
| п/п | Реагенты | Состав смеси, масс. % | ||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | ||
| 1 | Биопол | 2,48 | 1,45 | 1,45 | 0,49 | 0,29 | 0,29 | 0,39 | 0,29 | 0,29 |
| 2 | Лаурилсульфат натрия (ПАВ) | 0,10 | 0,10 | 0,10 | 0,10 | 0,06 | 0,10 | 0,10 | 0,08 | 0,04 |
| 3 | Мел | 1,91 | 1,93 | 1,93 | 0,98 | 2,90 | 1,95 | 1,95 | 1,95 | 3,37 |
| 4 | Кальцинированная сода | 0,06 | 0,06 | 0,06 | 0,06 | 0,06 | 0,06 | 0,06 | 0,06 | 0,06 |
| 5 | Ацетат калия | 0,05 | 0,05 | 0,05 | 0,05 | 0,05 | 0,05 | 0,05 | 0,05 | 0,05 |
| 6 | Полианионная целлюлоза | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0,5 | 0 | 0,5 |
| 7 | Дистиллированная вода | до 100 | до 100 | до 100 | до 100 | до 100 | до 100 | до 100 | до 100 | до 100 |
| ИТОГО: | 100,00 | 100,00 | 100,00 | 100,00 | 100,00 | 100,00 | 100,00 | 100,00 | 100,00 | |
Пример 2. 1,45 г биопола насыпают в емкость любого объема, добавляют 0,1 г лаурилсульфат натрия, добавляют 1,93 г карбоната кальция, добавляют 0,06 г кальцинированнной соды, затем добавляют 0,05 г ацетата калия и заливают дистиллированной водой плотностью 1000 г/см3 до 100 г. Перемешивают в течение 10 минут при температуре от 20 до 25 °С. Затем проводят измерения условной вязкости полученного состава, которая равна 240 с, кратность полученной пены равна 0,9 и фильтрация 12 г/см3 (табл.1).
Пример 3. 1,45 г биопола насыпают в емкость любого объема, добавляют 0,1 г лаурилсульфат натрия, добавляют 1,93 г карбоната кальция, добавляют 0,06 г кальцинированнной соды, затем добавляют 0,05 г ацетата калия и заливают дистиллированной водой плотностью 1000 г/см3 до 100 г. Перемешивают в течение 10 минут при температуре от 20 до 25 °С. Затем проводят измерения условной вязкости полученного состава, которая равна 250 с, кратность полученной пены равна 1 и фильтрация 11,8 г/см3 (табл.1).
Пример 4. 0,49 г биопола насыпают в емкость любого объема, добавляют 0,1 г лаурилсульфат натрия, добавляют 0,98 г карбоната кальция, добавляют 0,06 г кальцинированнной соды, затем добавляют 0,05 г ацетата калия и заливают дистиллированной водой плотностью 1000 г/см3 до 100 г. Перемешивают в течение 10 минут при температуре от 20 до 25 °С. Затем проводят измерения условной вязкости полученного состава, которая равна 230 с, кратность полученной пены равна 0,4 и фильтрация 12 г/см3 (табл.1).
Пример 5. 0,29 г биопола насыпают в емкость любого объема, добавляют 0,06 г лаурилсульфат натрия, добавляют 2,9 г карбоната кальция, добавляют 0,06 г кальцинированнной соды, затем добавляют 0,05 г ацетата калия и заливают дистиллированной водой плотностью 1000 г/см3 до 100 г. Перемешивают в течение 10 минут при температуре от 20 до 25 °С. Затем проводят измерения условной вязкости полученного состава, которая равна 230 с, кратность полученной пены равна 0,6 и фильтрация 13,2 г/см3 (табл.1).
Пример 6. 0,29 г биопола насыпают в емкость любого объема, добавляют 0,1 г лаурилсульфат натрия, добавляют 1,95 г карбоната кальция, добавляют 0,06 г кальцинированнной соды, затем добавляют 0,05 г ацетата калия и заливают дистиллированной водой плотностью 1000 г/см3 до 100 г. Перемешивают в течение 10 минут при температуре от 20 до 25 °С. Затем проводят измерения условной вязкости полученного состава, которая равна 160 с, кратность полученной пены равна 0,7 и фильтрация 12 г/см3 (табл.1).
Пример 7. 0,39 г биопола насыпают в емкость любого объема, добавляют 0,1 г лаурилсульфат натрия, добавляют 1,95 г карбоната кальция, добавляют 0,06 г кальцинированнной соды, добавляют 0,05 г ацетата калия, затем добавляют 0,5 г полианионной целлюлозы и заливают дистиллированной водой плотностью 1000 г/см3 до 100 г. Перемешивают в течение 10 минут при температуре от 20 до 25 °С. Затем проводят измерения условной вязкости полученного состава, которая равна 150 с, кратность полученной пены равна 1,5 и фильтрация 8,8 г/см3 (табл.1).
Пример 8. 0,39 г биопола насыпают в емкость любого объема, добавляют 0,1 г лаурилсульфат натрия, добавляют 1,95 г карбоната кальция, добавляют 0,06 г кальцинированнной соды, затем добавляют 0,05 г ацетата калия и заливают дистиллированной водой плотностью 1000 г/см3 до 100 г. Перемешивают в течение 10 минут при температуре от 20 до 25 °С. Затем проводят измерения условной вязкости полученного состава, которая равна 170 с, кратность полученной пены равна 1,4 и фильтрация 11 г/см3 (табл.1).
Пример 9. 0,29 г биопола насыпают в емкость любого объема, добавляют 0,04 г лаурилсульфат натрия, добавляют 3,37 г карбоната кальция, добавляют 0,06 г кальцинированнной соды, добавляют 0,05 г ацетата калия, затем добавляют 0,5 г полианионной целлюлозы и заливают дистиллированной водой плотностью 1000 г/см3 до 100 г. Перемешивают в течение 10 минут при температуре от 20 до 25 °С. Затем проводят измерения условной вязкости полученного состава, которая равна 200 с, кратность полученной пены равна 1,58 и фильтрация 9 г/см3. По всем полученным параметрам самым удовлетворительным является данный состав (табл.1).
Результаты эксперимента показали, что изоляционный раствор №9 проявил высокую эффективность в условиях высоких температур (90 °С), достигнув необходимых значений по кратности пены, фильтрации и условной вязкости.
Достигаемый при осуществлении изобретения технический результат заключается в достижении высокой устойчивости пены и получении возможности ее использования в качестве промывочной жидкости в условиях аномально низких пластовых давлениях. Благодаря низкой фильтрации и кислоторастворимости твердой фазы обеспечивается возможность раскольматации поровых каналов при освоении, вследствие чего повышается проницаемость продуктивного пласта после воздействия на него заявляемого состава.
Для блокирования зон высокой проницаемости необходимо применение кольматанта, размеры которого зависят от размера пор пласта. Наиболее подходящие для этой цели – карбонат кальция крупной фракции или микросферы (стеклянные, алюмосиликатные или керамические).
Claims (2)
- Состав для изоляции водопритока в скважине, включающий поверхностно-активное вещество (ПАВ), мел и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит кальцинированную соду, биопол, ацетат калия и полианионную целлюлозу, в качестве ПАВ используют лаурилсульфат натрия, в качестве воды используют дистиллированную воду, при следующем соотношении компонентов, мас. %:
-
лаурилсульфат натрия 0,04-0,1 кальцинированная сода 0,06 биопол 0,3-2,6 мел 1,0-3,5 ацетат калия 0,05 полианионная целлюлоза 0-0,5 дистиллированная вода остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020137992A RU2750804C1 (ru) | 2021-01-14 | 2021-01-14 | Состав для изоляции водопритока в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020137992A RU2750804C1 (ru) | 2021-01-14 | 2021-01-14 | Состав для изоляции водопритока в скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2750804C1 true RU2750804C1 (ru) | 2021-07-02 |
Family
ID=76756155
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020137992A RU2750804C1 (ru) | 2021-01-14 | 2021-01-14 | Состав для изоляции водопритока в скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2750804C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2120027C1 (ru) * | 1996-05-14 | 1998-10-10 | Научно-исследовательский и проектный институт "Севернипигаз" | Эмульсия для глушения скважин |
| RU2168003C2 (ru) * | 1999-06-25 | 2001-05-27 | ОАО "Газпром" | Эмульсия для глушения скважин |
| RU2183735C2 (ru) * | 2000-05-11 | 2002-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Жидкость для глушения скважин |
| RU2539484C1 (ru) * | 2013-07-01 | 2015-01-20 | Закрытое акционерное общество Опытный завод НЕФТЕХИМ | Эмульсионный состав для ограничения водопритоков, выравнивания профиля приемистости и глушения скважин |
| WO2019088999A1 (en) * | 2017-10-31 | 2019-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diversion using solid particulates |
-
2021
- 2021-01-14 RU RU2020137992A patent/RU2750804C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2120027C1 (ru) * | 1996-05-14 | 1998-10-10 | Научно-исследовательский и проектный институт "Севернипигаз" | Эмульсия для глушения скважин |
| RU2168003C2 (ru) * | 1999-06-25 | 2001-05-27 | ОАО "Газпром" | Эмульсия для глушения скважин |
| RU2183735C2 (ru) * | 2000-05-11 | 2002-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Жидкость для глушения скважин |
| RU2539484C1 (ru) * | 2013-07-01 | 2015-01-20 | Закрытое акционерное общество Опытный завод НЕФТЕХИМ | Эмульсионный состав для ограничения водопритоков, выравнивания профиля приемистости и глушения скважин |
| WO2019088999A1 (en) * | 2017-10-31 | 2019-05-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Diversion using solid particulates |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11098231B2 (en) | Spacer fluid compositions that include surfactants | |
| US9018145B2 (en) | Foamer composition and methods for making and using same | |
| US4646834A (en) | Aqueous treatment fluid and method of use | |
| US2890169A (en) | Drilling fluid for wells | |
| EP0293191B1 (en) | Drilling and completion fluid | |
| CA1127074A (en) | Treating wells to mitigate flow-after-cementing | |
| RU2521259C1 (ru) | Буровой раствор | |
| US20130000900A1 (en) | Down-hole placement of water-swellable polymers | |
| US6422325B1 (en) | Method for reducing borehole erosion in shale formations | |
| AU2017296043A1 (en) | High density clear brine fluids | |
| EP3548580B1 (en) | Invert emulsion drilling fluids with fatty acid and fatty diol rheology modifiers | |
| EA015201B1 (ru) | Буровой раствор на водной основе | |
| CN103154180A (zh) | 钻进液和在含煤地层中钻进的方法 | |
| CN108822811A (zh) | 一种气井水平井小井眼多胺强抑制防塌钻井液及制备方法 | |
| CN105189694A (zh) | 油基钻液的添加剂 | |
| US2687375A (en) | Drilling fluids | |
| RU2750804C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважине | |
| RU2386656C1 (ru) | Буровой раствор для строительства скважин в осложненных условиях, преимущественно для бурения пологих и горизонтальных скважин | |
| RU2648379C1 (ru) | Полисолевой биополимерный буровой раствор ПОЛИ-С | |
| CA1247355A (en) | Gelling organic liquids | |
| CN106398667A (zh) | 一种适用于硬脆性泥页岩的水基钻井液及其制备方法 | |
| RU2483091C1 (ru) | Буровой раствор для промывки длиннопротяженных крутонаправленных скважин в условиях многолетнемерзлых и высококоллоидальных глинистых пород и способ его применения | |
| RU2733766C1 (ru) | БУРОВОЙ РАСТВОР С ТАМПОНИРУЮЩЕЙ ТВЕРДОЙ ФАЗОЙ Petro Plug | |
| Serpen | Use of sepiolite clay and other minerals for developing geothermal drilling fluids | |
| RU2487909C1 (ru) | Блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин |