Состав для блокирования поглощающих пластов

 

Состав содержит, мас.%: мел 57-62, флотореагент ВЖС 8-12 и воду - остальное Флотореагент ВЖС - кубовый остаток производства жидких спиртов, представляет собой натриевые соли монои дикарбоновых кислот.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)5 Е 21 В 33/138

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4838244/03 (22) 03.05.90 (46) 23.07.93. Бюл. № 27 (71) Украинский научно-исследовательский институт природных газов (72) В.И.Тищенко, И.Г.Зезекало, В.Ф.Троцкий и Н.Я.Зезекало (56) Авторское свидетельство СССР

¹ 1416670, кл. Е 21 В 33/138, 1984.

Авторское свидетельство СССР № 554396, кл. С 09 К 7/02, 1962.

Авторское свидетельство СССР

¹599043,,кл. Е 21 В 3/138, 1962.

Авторское свидетельство СССР

¹1074887,,кл. С 09 P 7/02, 1982.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к блокированию поглощающих пластов при капитальном ремонте скважин.

Целью изобретения является улучшение структурно-механических свойств и повышение закупоривающий способности предложенного состава по отношению к поглощающим пластам. В улучшении качества блокирования особенно нуждаются скважины на поздней стадии разработки, где известные составы не исключают поглощений задавочных жидкостей в больших количествах.

Известна жидкость для заканчивания и ремонта скважин (4) по авт.св. СССР

¹ 1074887, кл. С 09 7/02, (опубл,23,02.1984 г, бюл. № 7), содержащая химически осажденный мел, карбоксилметилцеллюлозу, воду и минеральную соль, отличающаяся тем, что с целью снижения вязкости и повышения стабильности жидкости, а также повышения эффективности последующей.. Ы,„, 1828912 А1 (54) СОСТАВ ДЛЯ БЛОКИРОВАНИЯ ПОГЛОЩАЮЩИХ ПЛАСТОВ (57) Состав содержит, мас. i,: мел 57 — 62, флотореагент ВЖС 8 — 12 и воду — остальное.

Флотореагент ВЖС вЂ” кубовый остаток производства жидких спиртов, представляет собой натриевые соли моно- и дикарбоновых кислот. солянокислотной обработки продуктивных пластов за счет более полного растворения мела в продуктивных коллекторах при мен ьшем расходе кислоты, жидкость дополнительно содержит сульфанол и щелочь, а в качестве минеральной соли жидкость содержит хлорид натрия при следующем соотношении компонентов, мас. :

Мел химически осажден н ы и 29 — 31

Хлорид натрия 12,5 — 14,0

Карбоксилметилцеллюлоза 1,3-1,8

Щелочь 0,06 — 0,10

Сульфанол 0,04-0,10

Вода 53-57

Т.е. данная жидкость для заканчивания скважин рассчитана на заполнение всего ствола скважины и в силу малой вязкости не предотвращает поглощений.

Анализ других известных составов показывает, что в известные меловые составы вводились другие ПАВ. Однако ввод послед1828912

Таблица 1 них не приводит к существенному улучшению структурно-механических свойств, таких как вязкость и статическое напряжение сдвига (СНС) и, следовательно, блокирующих свойств. 5

Таким образом, композиция компонентов мела и флотореагента ВЖС придает составу для блокирования улучшенные свойства.

Изобретение осуществляется следующим образом. Приготовляется состав для блокирования поглощающих пластов со средним содержанием компонентов, представленным в табл. 1.

Расчет количества входящих компонентов для приготовления пульпы иэ молотого мела.

Насчет количества входящих компонентов (Men, ВЖС, вода) производят, исходя из объема меловой пульпы, необходимой для перекрытия поглощающего интервала с запасом в 10 — 20 п,м., но не менее 1 м . Умноз жив расчетный объем меловой пульпы на вы шеуказан ную плотность (1590 кг/мз), получают расчетную массу меловой пульпы. Ум- 25 ножая расчетную массу меловой пульпы на вышеуказанные мас. в долях единицы (мел — 0,6; ВЖС 0,10), определяют расчетное количество молотого мела и флотореагента

ВЖС. Вода — остальное, 30

Приготовление состава для блокирования поглощающих пластов производится в промысловых условиях в емкости, добавлением в воду соответствующего количества мела и флотореагента ВЖС, Цементировоч- 35 ным агрегатом входящие компоненты перемешиваются до получения однородной массы и затем закачиваются в необходимом количестве в скважину и продавливаются буферной жидкостью (водой) до поглощав- 40 мого пласта для создания блокирующей зоны, После проведения ремонтных работ на скважине, блокирующая зона разрушается последующей соляно-кислотной обработкой.

Граничное содержание компонентов состава для блокирования поглощающих пластов представлено в табл, 2.

Сравнение параметров предлагаемого состава для блокирования поглощающих пластов со средним содержанием компонентов с известным составом представлено в табл. 3.

Приведенные примеры в табл. 1 — 3 подтверждают возможность осуществления изобретения с получением ожидаемого положительного эффекта.

Формула изобретения

Состав для блокирования поглощающих пластов, содержащий загуститель, мел и воду, отличающийся тем, что, с целью улучшения структурно-механических свойств и повышения его закупоривающей способности по отношению к поглощающим пластам, он в качестве загустителя содержит флотореагент ВЖС вЂ” кубовый остаток производства жирных кислот, представляющий собой натриевые соли монодикарбоновых кислот при следующем соотношении ингредиентов,мас. :

Мел 57 — 62

Флотореагент ВЖС— кубовый остаток производства жирных спиртов, представляющий собой натриевые соли монодикарбоновых кислот 8 — 12

Вода Остальное

1828912

Таблица 2

%1Ф п/и

Таблица 3

Составы и соотношение компонентов, мас. %

Время истечения объема воды

130 см через модель пласта, мин

Сравнит закупооив, способн. в долях единицы

Известный: мел — 60 превоцел ГΠ— 6 вода — остальное

1600

Предлагаемый: мел — 60

Флотореагент

ВЖС вЂ” 10 вода — остальное

3290

2,05

Соотношение компонентов мас.

Мел — 57

Флотореагент ВЖС вЂ” 8

Вода — остальное

Мел — 62

Флотореагент ВЖС вЂ” 12

Вода — остальное

Мел — 62

Флотореагент ВЖС вЂ” 16

Вода — остальное

Мел — 60

Флотореагент ВЖС вЂ” 20

Вода — остальное

Параметры:

Плотность р, кг/мз

Условн. вязкость Т, с

СН С вЂ” мгс/см

Водоотдача В, см /30 мин

Толщина корки h, мм

p = 1590

Т = 20

СНС1-)o = 3,78 — 4,62

В =62

h =17 р =1590

Т = 40

СНС1->o = 39,5 — 45,2

В =45

h =12

Параметры:

Плотностьp, кгlм

Условн. вязкость Т, с

СНС вЂ” мгсlсм

Водоотдача В, см /30 мин з

Толщина корки h, мм

p = 1540

Т = 32

CHC>-

В =55

h=17

p = 1600

Т = 70

СНС>-ю = 78 — 82

B =35

h=17 р = 1600

Т вЂ” не течет

СНС1-)o = 212 — 214

В =25,6

h =20 р =1580

Т вЂ” не течет

СНС1-io = 271 — 288

В =21

h=20