Состав для временной изоляции пласта

 

Сущность изобретения: состав содержит, мас. % : хлористый кальций 3,0 - 14,0, карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) 0,5 - 2,0, аммоний фосфорнокислый двузамещенный 5,0 - 18,0, алкилбензолсульфонат 0,05 - 1,0 и вода остальное. В воде растворяют КМЦ, выдерживают сутки. В половину этого раствора добавляют хлористый кальций. В оставшуюся часть раствора КМЦ вводят аммоний фосфорнокислый двузамещенный и алкилбензолсульфонат. Растворы соединяют при перемешивании. Состав обеспечивает надежность изоляции при сохранении естественной проницаемости пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для временной изоляции пласта при капитальном ремонте скважин.

Известен состав для разобщения пласта от ствола скважины, содержащий крахмал, неионогенное поверхностно-активное вещество, мел и воду.

Недостатком состава является ненадежность изоляции, которая объясняется ферментативной неустойчивостью крахмала. Процесс ферментативного разложения облегчает удаление состава из пласта, но является неуправляемым. В связи с этим, время существования блокирующего экрана может оказаться недостаточным для проведения ремонтных работ.

За прототип предлагаемого изобретения принят состав для временной изоляции пласта, содержащий карбоксиметилцеллюлозу, соединение кальция и воду. В качестве соли кальция использована гашеная известь при следующем соотношении компонентов, мас. % : Карбоксиметилцеллюлоза 0,75-2,00 Гашеная известь 10-30 Вода Остальное Состав обладает хорошей адгезией с пористой средой, но качество изоляции зависит от соотношения размеров твердых частиц извести с порами пласта. Недостатком состава является также невозможность его полного удаления из пласта после проведения ремонтных работ, что отрицательно сказывается на его проницаемости.

Целью изобретения является повышение эффективности изоляции при одновременном обеспечении сохранения естественной проницаемости пласта.

Указанная цель достигается тем, что известный состав, содержащий карбоксиметилцеллюлозу, соединение кальция и воду, дополнительно содержит аммоний фосфорнокислый двузамещенный (диаммонийфосфат) и алкилбензолсульфонат, а в качестве соединения кальция - хлористый кальций при следующем соотношении компонентов, мас. % : Карбоксиметилцеллюлоза 0,5-2,0 Хлористый кальций 3,0-14,0 Аммоний фосфорнокислый 5,0-18,0 Двузамещенный алкилбен- золсульфонат 0,05-1,0
Вода Остальное
Сущность изобретения заключается в том, что два электролита (хлористый кальций и аммоний фосфорнокислый двузамещенный) при смешении вступают друг с другом в обменную реакцию с образованием труднорастворимых в воде частиц гидроортофосфата кальция. Система является неустойчивой во времени и приводит к произвольному росту кристаллов. Введение алкилбензолсульфонатов (ПАВ) позволяет замедлить кристаллизацию на начальной стадии и получить дисперсную фазу с определенным размером частиц. Поверхностно-активное вещество добавляют непосредственно в один из электролитов еще до смешения с другим, так как скорость образования частиц велика и введение ПАВ в момент кристаллизации может быть затруднено техническими возможностями. Поверхностно-активные вещества выбирают так, чтобы они были устойчивы к растворам солей. Если ПАВ образуют с ионами кальция нерастворимые соли, то они не оказывают влияния на рост кристаллов, так как выпадают в осадок. Растворимость предложенных алкилбензолсульфонатов составляет до 10 г/дм3, что позволяет им сохранять поверхностно-активные свойства в солевых растворах. Поверхностно-активное вещество, входящее в предлагаемый состав, оказывает влияние не только на рост кристаллов, но и ослабляет химические связи между КМЦ и твердой частицей, что облегчает удаление состава из пласта.

Изобретение иллюстрируется следующими примерами.

П р и м е р 1. В 914,5 г (91,45 мас. % ) воды растворяют 5 г (0,5 мас. % ) карбоксиметилцеллюлозы. Выдерживают в течение суток. Отливают половину раствора и добавляют в него 30,0 г (3,0 мас. % ) хлористого кальция. В оставшуюся часть добавляют 50,0 г (5,0 мас. % ) диаммонийфосфата и 0,5 г (0,05 мас. % ) - алкилбензолсульфоната (ПАВ). Растворы при перемешивании соединяют. Состав обеспечивает следующие показатели: толщина блокирующего слоя 0,5 см, прочность блокирующего слоя 0,6 МПа/см при перепаде давления 0,3 МПа, коэффициент проницаемости по воздуху до блокирования - 1,17 10-11, после блокирования - 1,43 10-11, коэффициент восстановления проницаемости 1,02.

П р и м е р 2. В 793 г (79,3 мас. % ) воды растворяют 12,0 г (1,2 мас. % ) КМЦ. Выдерживают в течение суток. Отливают половину раствора и добавляют в него 80,0 г (8,0 мас. % ) хлористого кальция. В оставшуюся часть раствора добавляют 110,0 г (11,0 мас. % ) диаммонийфосфата и 5,0 г (0,5 мас. % ) ПАВ. Растворы соединяют при перемешивании. Состав обеспечивает следующие показатели: толщина блокирующего слоя 0,5 см, прочность блокирующего слоя - 0,6 МПа/см, коэффициент проницаемости по воздуху до блокирования - 1,42 10-11, после деблокирования - 1,71 10-11, коэффициент восстановления проницаемости 1,2.

П р и м е р 3. В 650 г (65,0 мас. % ) воды растворяют 20,0 г (2,0 мас. % ) КМЦ. Выдерживают в течение суток. Отливают третью часть раствора и добавляют в него 140 г (14,0 мас. % ) хлористого кальция. В оставшуюся часть раствора добавляют 180 г (18 мас. % ) диаммонийфосфата и 10,0 г (1,0 мас. % ) ПАВ. Растворы соединяют при перемешивании. Состав обеспечивает следующие показатели: толщина блокирующего слоя 0,49 см, прочность блокирующего слоя 0,61 МПа/см, коэффициент проницаемости по воздуху до блокирования 1,71 10-11, после деблокирования - 1,84 10-11, коэффициент восстановления проницаемости 1,08.

Для удобства данные по примерам сведены в таблицу.

При содержании в растворе хлористого кальция меньше 3 мас. % и диаммонийфосфата меньше 5 мас. % образуется недостаточное количество твердых частиц гидроортофосфата кальция. Верхний предел обусловлен растворимостью исходных солей и составляет для CaCl2 74,5 г в 100 г воды (при 20оС) и для (NH4)2HPO4 - 42,3 г в 100 г воды. Соотношение CaCl2 и (NH4)2HPO4 выбирается так, чтобы обеспечить полноту протекания реакции, т. е. стехиометрическое.

Содержание алкилбензолсульфонатов менее 0,05 мас. % является недостаточным для формирования адсорбционного слоя. Содержание ПАВ более 1,0 мас. % может вызвать вспенивание, что ухудшает прокачиваемость раствора.

Содержание КМЦ менее 0,5 мас. % не обеспечивает хорошей адгезии, достаточной для создания надежного блокирующего экрана. Содержание КМЦ более 2,0 мас. % не влияет на увеличение прочности блокирующего экрана и является экономически нецелесообразным.

Предлагаемый состав в заявленных пределах обеспечивает большую прочность блокирующего слоя при его малой толщине, что позволяет повысить эффективность изоляции. Коэффициент восстановления проницаемости продуктивного пласта после удаления изолирующего слоя больше единицы, т. е. производительность скважины после ремонта увеличивается. (56) Авторское свидетельство СССР N 1044768, кл. Е 21 В 33/138, 1983.

Авторское свидетельство СССР N 981583, кл. Е 21 В 31/138, 1982.


Формула изобретения

СОСТАВ ДЛЯ ВРЕМЕННОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТА, содержащий карбоксиметилцеллюлозу, соединение кальция и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности изоляции при одновременном обеспечении сохранения естественной проницаемости пластин, он дополнительно содержит аммоний фосфорнокислый двузамещенный и алкилбензолсульфонат, а в качестве соединения кальция - хлористый кальций при следующем соотношении компонентов, мас. % :
Карбоксиметилцеллюлоза 0,5 - 2,0
Хлористый кальций 3 - 14
Аммоний фосфорнокислый двузамещенный 5 - 18
Алкилбензолсульфонат 0,05 - 1,00
Вода Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к способам получения тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к способам получения облегченных тампонажных растворов

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых 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