Тампонажный материал для установки мостов в скважине, пробуренной на инвертно-эмульсионном буровом растворе (варианты)



Тампонажный материал для установки мостов в скважине, пробуренной на инвертно-эмульсионном буровом растворе (варианты)
Тампонажный материал для установки мостов в скважине, пробуренной на инвертно-эмульсионном буровом растворе (варианты)

 


Владельцы патента RU 2525408:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") (RU)

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к строительству и ремонту скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе (ИЭР), и может быть использовано при установке мостов. Технический результат - обеспечение гарантированной надежности установки цементных мостов за счет придания высоких адгезионных и прочностных свойств цементному камню, формируемому в среде ИЭР, при одновременном обеспечении прокачиваемости и достижении оптимальных сроков твердения тампонажного материала при низком водоцементном отношении. Тампонажный материал по первому варианту содержит компоненты при следующем соотношении, мас.ч: портландцемент тампонажный - 95,0-97,0, расширяющая добавка - гидросульфоалюминат кальция - 3,0-5,0, указанный понизитель фильтрации - 0,1-0,5, указанное НПАВ - 0,1-3,0, указанный пластификатор - 0,01-0,5, указанный пеногаситель - 0,2-0,4, хлорид кальция - 0,01-6,0, вода для обеспечения водоцементного отношения 0,4-0,52, а по второму варианту тампонажный материал дополнительно содержит мас.ч: ПАВ4 или ПАВ6 - 0,05-1, при этом массовое соотношение НПАВ и ПАВ4 или ПАВ6 составляет 65:35 соответственно. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 ил.

 

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к строительству и ремонту скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе (ИЭР), и может быть использовано при установке мостов с целью: ликвидации пилотного ствола скважины при бурении скважин с горизонтальным окончанием на ИЭР; укрепления стенок скважины за счет перекрытия пластов неустойчивых пород; обеспечения возможности зарезки нового ствола скважины при ликвидации части ствола - опорный мост для зарезки; изоляции водопоглощения или водопроявления в скважине.

Обычно установка моста в перечисленных случаях производится в среде того бурового раствора, на котором производится бурение скважины. В отечественной практике при установке цементных мостов обычно используют тампонажные материалы на основе портландцементов с добавкой ускорителей. Особых проблем при установке мостов в среде буровых растворов на водной основе не отмечается.

Но в настоящее время большую часть пологих и горизонтальных скважин бурят с использованием буровых растворов на углеводородной основе - инвертно-эмульсионные растворы (ИЭР), которые представляют собой обратную эмульсию (вода в масле) и не обладают химическим сродством с традиционно-используемыми тампонажными составами.

Традиционные тампонажные составы на основе цементов для мостов в среде ИЭР при контакте с ним (сверху и снизу) образуют непрокачиваемую смесь, которая не твердеет. Поскольку объем цементного раствора для установки моста обычно ограничен 5-6 м3, то в подавляющем большинстве случаев в результате смешения с ИЭР не обеспечиваются требуемые свойства формируемого цементного камня, т.к. большая часть объема цементного раствора не схватывается и впоследствии вымывается из скважины. При этом не обеспечивается надежность устанавливаемого моста.

Для исключения такого смешения ИЭР с цементным раствором необходимо прокачивать специальные буферные жидкости расчетных объемов, разделяющие цемент и ИЭР, что усложняет технологический процесс установки мостов.

В связи с этим, проблема создания специальных тампонажных материалов, обеспечивающих твердение в среде ИЭР в полном объеме с набором необходимой прочности цементного камня даже на контакте с ИЭР, в настоящее время является актуальной.

Из числа известных составов, предназначенных именно для установки цементных мостов, можно указать расширяющийся тампонажный материал по заявке РФ №2005122807 и тампонажный раствор по заявке РФ №97111468, оба из которых содержат цемент, пластификаторы и воду. Однако оба известных состава не обеспечивают достаточную прочность образующегося цементного камня в зоне смешения с ИЭР.

Известен тампонажный состав для установки зарезных опорных мостов (Патент РФ №2434923), содержащий, мас.%: портландцемент 65,3-70,4; микродур 0,72-7,6; поликарбоксилат Melflux F 0,02-0,23; полицем ДФ 0,07-0,15; полиоксихлорид алюминия 0,06-0,53 и хлорид кальция 0,24-2,12 при их массовом соотношении 1:4; вода техническая 24,1-28,5. Он обеспечивает прочность образующегося цементного камня до прочности, сравнимой и превышающей прочность пород, в которых установлен зарезной опорный мост, и одновременно характеризуется приемлемой прокачиваемостью и оптимальными сроками твердения при низком водоцементном отношении.

Однако указанный известный состав не обеспечивает твердение цементного раствора и образование прочного цементного камня в среде ИЭР в полном объеме. При прокачивании тампонажного материала для установки цементного моста происходит образование 2-х зон смешения цементного и бурового раствора, что при ограниченном объеме цементного раствора (обычно для установки зарезных опорных мостов используется 5-6 м3) приводит к вымыванию незатвердевшего раствора и к значительному снижению объема сформированного цементного камня. В результате снижается надежность установленного опорного цементного моста, что с возрастанием нагрузки при зарезке может привести к его разрушению. Переустановка цементного моста приводит к дополнительным затратам времени и средств.

Из патента США №6761765 В2 (опубл. 13.07.2004) известна эмульсионная добавка для придания водоотталкивающих свойств цементам. Добавка содержит полимер, поверхностно-активное вещество, а также - гидрофобный материал в виде органических сложных эфиров алифатических карбоновых кислот. Предпочтительно в качестве полимера использовать латексный полимер (например, латекс из сополимера бутадиена и стирола); в качестве поверхностно-активного вещества - любую поверхностно-активную добавку, способную превращать в эмульсию гидрофобный материал, и наиболее предпочтительный этоксилированный нонилфенол. Указанные компоненты присутствуют в цементной композиции в следующем соотношении, мас.%: полимер - от 0,5% до 20%; гидрофобный материал - от 5% до 60%; поверхностно-активное вещество - от 0,1% до 20%. Указанную смесь добавляют в количестве 2-40 унций жидкости на сто массовых частей цемента. Предпочтительно, смесь добавляют в количестве 4-20 г на унцию.

Кроме того, в известном патенте теоретически доказано, что введение эмульгированного гидрофобного материала в цементирующую смесь равномерно распределяет его по всей цементирующей матрице, а также по его поверхности. Это предотвращает вход и выход воды в «пористые цементирующие структуры, такие как строительные блоки, материалы для мощения, элементы подпорной стенки».

Однако эта известная цементирующая смесь создана для использования в строительной отрасли. И, если ее использовать области строительства скважин, в частности для установки мостов, то она будет иметь следующие недостатки:

- т.к. указанная цементная композиция относится к материалам для строительства, а достигаемым техническим результатом является повышение водоотталкивающей способности, и в идеале без наложения дополнительных слоев гидроизоляционных материалов, может применяться для цементного теста, кладочных цементов, строительных растворов, а также бетонов, то высокие значения реологических параметров не имеют значения при проведении вышеуказанных работ. Использование же этих материалов при цементировании обсадных колонн может привести к высоким гидравлическим сопротивлениям и невозможности его прокачивания;

- кроме того, указанный тампонажный материал при заявленном соотношении компонентов и без ускорителя сроков схватывания имеет более длительные сроки загустевания и схватывания, что нежелательно при установке мостов, т.к. время ожидания застывания цемента (ОЗЦ) будет завышено;

- указанный тампонажный материал с оптимальной концентрацией реагентов, обладающий необходимыми технологическими свойствами для установки цементных мостов, имеет высокий уровень фильтрационных потерь, что снижает надежность проводимых работ при установке моста в интервалах проницаемых пород из-за возможной непрокачиваемости цементного раствора из-за отфильтровывания большого количества водной фазы;

- отсутствие расширяющих свойств у указанного тампонажного материала и возникновение усадочных явлений, вследствие высоких фильтрационных показателей, могут привести к снижению прочности контакта цементный камень-порода, что также негативно влияет на надежность и технологически требуемые характеристики установленного опорного цементного моста.

Кроме того, из уровня техники известна тампонажная смесь для установки цементных мостов (Патент РФ №2209928) в скважине при ликвидации негерметичности обсадной колонны, заполненной жидкостью плотностью 1,02-1,23 г/см3, содержащей, мас.%: поверхностно-активное вещество (ПАВ) - неонол - 0,1-0,5; силикат или метасиликат натрия - 30-35; пресная вода - 45-50; полимер PAC-LV - 0,3-0,5; пластификатор сульфацел или C3 - 0,1-0,5; асбест хризотиловый - 0,3-0,5; цемент марки G - остальное.

Использование указанной известной тампонажной смеси при ремонтных работах обеспечивает высокую эффективность и безопасность цементирования. Однако наряду с указанными преимуществами, указанная смесь имеет следующие недостатки:

- в условиях ИЭР прочностные показатели образующегося цементного камня с заявленной концентрацией цемента и В/Ц (водоцементным отношением) составляют 2,5-3,7, что не соответствует требованиям прочности для опорных мостов, причем сама известная смесь характеризуется длительными и неконтролируемыми сроками схватывания;

- наличие избытка воды в указанной тампонажной смеси при прокачивании его в среде ИЭР приведет к образованию зоны перемешивания неконтролируемого объема с нетекучими свойствами. В результате, большое количество дорогостоящего бурового инвертно-эмульсионного раствора из зоны перемешивания будет утилизировано, а сформированный цементный камень из оставшегося объема тампонажной смеси не сможет обеспечить функции установленного моста.

Из уровня техники неизвестен тампонажный состав, предназначенный для установки мостов в скважине, пробуренной на инвертно-эмульсионном буровом растворе, вследствие чего прототип у предлагаемого технического решения отсутствует.

Единый технический результат, достигаемый предлагаемыми вариантами изобретения, заключается в обеспечении гарантированной надежности установки цементных мостов с технологически требуемыми показателями в скважине в среде ИЭР за счет придания высоких адгезионных и прочностных свойств цементному камню, формируемому в среде ИЭР, без применения специальной системы подготовки ствола скважины, при одновременном обеспечении прокачиваемости и достижении оптимальных сроков твердения тампонажного материала при низком водоцементном отношении.

Дополнительным техническим результатом является снижение непроизводительных потерь ИЭР в промысловых условиях за счет исключения негативного воздействия тампонажного материала на указанный буровой раствор.

Указанный технический результат достигается предлагаемым тампонажным материалом для установки мостов в скважинах, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе, который, по первому варианту, содержит портландцемент тампонажный, расширяющую добавку - гидросульфоалюминат кальция, понизитель фильтрации - полимер на основе эфира целлюлозы Гидроцем Н или Гидроцем С, неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе триммеров пропилена со степенью оксиэтилирования 12, пластификатор - вещество, активным действующим началом которого является сульфированный меламинформальдегид ЦЕМПЛАСТ МФ, пеногаситель - модифицированный кремнеорганический реагент ПОЛИЦЕМ ДФ, ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч:

портландцемент тампонажный 95,0-97,0
расширяющая добавка - гидросульфоалюминат кальция 3,0-5,0
указанный понизитель фильтрации 0,1-0,5
указанное НПАВ 0,1-3,0
указанный пластификатор 0,01-0,5
указанный пеногаситель 0,2-0,4
хлорид кальция 0,01-6,0
вода для обеспечения водоцементного отношения 0,4-0,52

а по второму варианту - содержит портландцемент тампонажный, расширяющую добавку - гидросульфоалюминат кальция, понизитель фильтрации - полимер на основе эфира целлюлозы Гидроцем Н или Гидроцем C, неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе триммеров пропилена со степенью оксиэтилирования 12, и поверхностно-активное вещество ПАВ4 - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе триммеров пропилена со степенью оксиэтилирования 4 или поверхностно-активное вещество ПАВ6 - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе триммеров пропилена со степенью оксиэтилирования 6, пластификатор - вещество, активным действующим началом которого является сульфированный меламинформальдегид ЦЕМПЛАСТ МФ, пеногаситель - модифицированный кремнеорганический реагент ПОЛИЦЕМ ДФ, ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч:

портландцемент тампонажный 95,0-97,0
расширяющая добавка - гидросульфоалюминат кальция 3,0-5,0
указанный понизитель фильтрации 0,1-0,5
указанный НПАВ 0,1-3,0
указанный ПАВ4 или ПАВ6 0,05-1,6
указанный пластификатор 0,01-0,5
указанный пеногаситель 0,2-0,4
хлорид кальция 0,01-6,0
вода для обеспечения водоцементного отношения 0,4-0,52

Массовое соотношение НПАВ и ПАВ4 или ПАВ6 составляет 65:35 соответственно.

Достижение указанного технического результата по каждому из вариантов обеспечивается за счет синергетического эффекта при определенном подборе компонентов (качественном и количественном) в заявляемом тампонажном материале.

Только благодаря совокупности указанных компонентов обеспечивается образование прочного тампонажного камня в среде ИЭР.

Благодаря введению в предлагаемый материал по первому варианту неионогенного поверхностно-активного вещества - оксиэтилированного моноалкилфенола на основе триммеров пропилена со степенью оксиэтилирования 12 (далее - НПАВ), который, адсорбируясь, преимущественно, на поверхности цемента, вероятнее всего, обеспечивает локальный перевод обратной эмульсии инвертно-эмульсионного раствора в прямую (масло в воде) только в местах контакта (в зоне перемешивания и на стенках скважины), прямая эмульсия - неустойчива и распадается на составляющие - масло и воду. Масло из-за низкой плотности удаляется с границы цементный раствор/порода, что способствует формированию цементного камня в зоне перемешивания и образование адгезионных связей со стенками скважины.

Использование указанного НПАВ в составе заявляемого тампонажного материала, наряду с другими компонентами, позволяет сформировать однородный (без трещин) цементный камень даже в зоне смешения с ИЭР (при перемешивании цементного раствора и ИЭР), а также модифицировать корку - пленку ИЭР на границе цемент - порода.

По второму варианту указанный технический результат достигается путем применения комплекса поверхностно-активных веществ, а именно, смеси водорастворимого оксиэтилированного моноалкилфенола на основе триммеров пропилена со степенью оксиэтилирования 12 (далее - НПАВ) и маслорастворимого оксиэтилированного моноалкилфенола на основе триммеров пропилена со степенью оксиэтилирования 4 (далее ПАВ4) или со степенью оксиэтилирования 6 (далее ПАВ6), при строго определенном их массовом соотношении НПАВ : ПАВ4 (или ПАВ6) = 65:35 соответственно. Использование указанного НПАВ приводит к улучшению прочностных свойств цементного камня, образующегося в среде ИЭР, за счет формирования защитного слоя этого НПАВ на поверхности цементных зерен, обеспечивая при этом снижение негативного воздействия ИЭР на прочность растущего цементного камня. Причем присутствие водорастворимого НПАВ на грани растущего кристалла препятствует образованию контакта кристаллов между собой и формированию спаек с породой. Использование при этом только указанных ПАВ4 или ПАВ6 невозможно, т.к. они практически нерастворимы в воде.

Совместное введение указанных НПАВ и ПАВ4 (или ПАВ6) в массовом соотношении 65:35 соответственно обеспечивает стабилизацию суспензии цемента и гидрофобизацию поверхности цементных зерен, при одновременном сохранении технологических параметров за счет равномерного распределения этих поверхностно-активных веществ в объеме тампонажного материала, способного в заявленных концентрациях создавать координационные комплексы, представляющие собой транспортные агрегаты, внутри которых размещается нерастворимый в воде ПАВ, а на поверхности - необходимый для его введения и равномерного распределения на поверхности тампонажного материала НПАВ. При контакте образующихся указанных агрегатов с поверхностью цементных зерен, а также с продуктами гидратации цемента, вероятнее всего, происходит перераспределение веществ из транспортных агрегатов и адсорбция нерастворимого в воде указанного ПАВ (ПАВ4 или ПАВ6) на поверхности цемента первым слоем, что приводит к гидрофобизации поверхности цементных зерен и тампонажного материала в целом. Избыток водорастворимого НПАВ формирует второй слой на поверхности как зерен цемента, так и всего тампонажного материала. В результате, при контакте тампонажного материала с ИЭР, указанный комплекс, а также его избыток на поверхности тампонажного материала, вероятно, способен переводить ИЭР в прямую эмульсию и удалять органическую фазу с границы тампонажный материал/порода. ПАВ4 или ПАВ6, являясь маслорастворимым поверхностно-активным веществом, может переходить с поверхности цементного зерна в органическую фазу и удаляться вместе с ней, обеспечивая тем самым улучшение сцепления (адгезию) цементного камня и породы, что в совокупности с расширением растущего цементного камня позволяет достигнуть поставленного технического результата. Причем при этих физико-химических эффектах происходит также повышение прочности образующегося тампонажного камня.

Для иллюстрации доказательства наличия у предлагаемого тампонажного материала вышеуказанных свойств приводятся графические материалы на рисунках 1 и 2. На рисунке 1 представлены данные по прочности на изгиб образующегося цементного камня из предлагаемого материала (по первому варианту) с присутствием НПАВ и без него; на рисунке 2 - данные по прочности на сжатие образующегося цементного камня из предлагаемого материала (по второму варианту) с присутствием смеси НПАВ и ПАВ4 и без них.

Введение в предлагаемый тампонажный материал расширяющей добавки указанного вида и в предложенном количественном соотношении обеспечивает расширение тампонажного материала на ранней стадии твердения и формирования тампонажного камня, что позволяет избежать саморазрушения его структуры (образования трещин, снижения прочности). А при использовании НПАВ образуется комплексное соединение с гидрофобной структурой на поверхности тампонажного камня, которое, по-видимому, способно самоудаляться с поверхности цементного зерна, обеспечивая тем самым улучшение сцепления цементного камня и породы, что в совокупности с расширением растущего цементного камня позволяет достигнуть наибольшего результата.

Наличие в составе ускорителя сроков схватывания - хлорида кальция, в оптимальной концентрации, позволяет обеспечить приемлемые сроки схватывания и твердения тампонажного материала, и одновременно с этим, по-видимому, оказывает химическое влияние как на расширяющую добавку с образованием комплексных соединений, обеспечивающих равномерное расширение материала на стадии набора его прочности, причем без разрушения структуры образующегося камня, так и на неионогенное поверхностно-активное вещество. Это влияние в совокупности также позволяет сократить сроки схватывания до необходимых для конкретной скважины пределов.

Использование в предлагаемом тампонажном материале пластификатора указанного вида (вещество, активным действующим началом которого является сульфированный меламинформальдегид) позволяет модифицировать структуру тампонажного раствора, уплотняя ее, что способствует, в первую очередь, улучшению реологических параметров. Кроме того, в совокупности с другими компонентами, и в частности с НПАВ, а по второму варианту - с комплексом поверхностно-активных веществ НПАВ и ПАВ (ПАВ4 или ПАВ6), приводит к увеличению прочности цементного камня.

Введение в предлагаемый тампонажный материал пеногасителя марки ПОЛИЦЕМ ДФ обеспечивает снижение ценообразования, раннюю и надежную стабилизацию плотности тампонажного материала, что исключает погрешности, допущенные при затворении тампонажного материала на поверхности, которые могут привести к неконтролируемым изменениям важнейших технологических показателей: реологии и времени загустевания.

Для получения заявляемого тампонажного материала в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

- тампонажный портландцемент марок: ПЦТ IG-CC-1, ПЦТ-П-50 и ПЦТ-II-100 по ГОСТ 1581-96;

- ГИДРОЦЕМ марки Н, С - водосвязывающая добавка - реагент на основе оксиэтилцеллюлозы, ТУ 2231-009-40912231-2003;

- ЦЕМПЛАСТ МФ - пластификатор, активной составляющей которого является сульфированный меламинформальдегид, с pH 1%-го водного раствора 8,5-10,5; ТУ 2223-011-40912231-2003;

- хлорид кальция - ускоритель сроков схватывания, ГОСТ 450-77;

- ПОЛИЦЕМ ДФ - пеногаситель, модифицированный кремнеорганический реагент, ТУ2228-010-40912231-2003;

- расширяющая добавка - реагент РУ на основе гидросульфоалюмината кальция, ТУ 2157-034-40912231-2005;

- НПАВ - Реверсмол марки B - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе триммеров пропилена со степенью оксиэтилирования 12, ТУ 2458-010-38892610-2012, производитель ООО НПК «ИнТехБурение»; Неонол АФ9-12 по ТУ 2483-077-05766801-98;

- ПАВ4 - Реверсмол марки A - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе триммеров пропилена со степенью оксиэтилирования 4, ТУ 2458-010-38892610-2012, производитель ООО НПК «ИнТехБурение»; Неонол АФ9-4 по ТУ 2483-077-05766801-98;

- ПАВ6 - Неонол АФ9-6 по ТУ 2483-077-05766801-98;

- вода техническая.

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующими примерами.

Пример 1 (по первому варианту)

Для получения предлагаемого тампонажного материала в лабораторных условиях готовили сухую смесь из 950 г портландцемента; 50 г Реагент РУ; 2 г ГИДРОЦЕМ С; 2 г ЦЕМПЛАСТ МФ, 2 г ПОЛИЦЕМ ДФ. Перемешивали вручную до равномерного распределения реагентов по всему объему цемента - 2-3 мин. Затем в 500 г воды технической растворяли 20 г хлористого кальция. На следующем этапе производили затворение приготовленной сухой смеси на растворе хлористого кальция; перемешивали в течение 15 мин с использованием лопастной мешалки площадью около 25 см2 со скоростью 300 об/мин. Далее в область активного перемешивания вводили 20 г НПАВ Реверсмол марки В. Перемешивали до однородного состояния без воздухововлечения (примерно 10 мин). В результате был получен тампонажный материал со следующим содержанием компонентов, мас.ч: портландцемент 95,0; Реагент РУ - 5,0; хлорид кальция 2,0; ГИДРОЦЕМ С - 0,2; ЦЕМПЛАСТ МФ - 0,2; ПОЛИЦЕМ ДФ - 0,2; вода - 50,0 (водоцементное отношение В/Ц=0,52); НПАВ - Реверсмол марки B - 2.

Пример 2 (по второму варианту)

В лабораторных условиях готовили сухую смесь из 950 г портландцемента; 50 г Реагент РУ; 2 г ГИДРОЦЕМ С; 2 г ЦЕМПЛАСТ МФ, 2 г ПОЛИЦЕМ ДФ. Перемешивали вручную до равномерного распределения реагентов по всему объему цемента - 2-3 минуты. Далее готовили раствор хлорида кальция из 500 г воды технической и 20 г хлористого кальция. На следующем этапе производили затворение приготовленной сухой смеси на растворе хлористого кальция; перемешивали в течение 15 мин с использованием лопастной мешалки площадью около 25 см2 со скоростью 300 об/мин. Затем в область активного перемешивания вводили 13 г НПАВ Реверсмол марки В. Перемешивали до однородного состояния без воздухововлечения (примерно 10 минут). Далее в область активного перемешивания вводили 7 г ПАВ4 Реверсмола марки A. Перемешивали до однородного состояния без воздухововлечения. В результате был получен тампонажный материал со следующим содержанием компонентов, мас.ч: портландцемент - 95,0; Реагент РУ - 5,0; хлорид кальция - 2,0; ГИДРОЦЕМ С - 0,2; ЦЕМПЛАСТ МФ - 0,2; ПОЛИЦЕМ ДФ - 0,2; вода - 50,0 (В/Ц=0,52); НПАВ - Реверсмол марки B - 1,3; ПАВ4 - Реверсмол марки A - 0,7.

Тампонажные материалы с другим содержанием компонентов готовили аналогичным образом.

В ходе лабораторных испытаний определяли по общеизвестным методикам следующие свойства тампонажного материала: плотность, г/см3; растекаемость, мм; фильтроотдачу за 30 мин при Р=0,7 МПа, мл;

а также определяли следующие свойства тампонажного камня: усилие выталкивания цементного камня из металлической обоймы, МПа; прочность цементного камня на изгиб/сжатие через 1 сутки хранения при загрязнении цементного раствора инвертно-эмульсионным буровым раствором (25 об.%), МПа.

Данные о компонентном составе исследованных тампонажных материалов приведены в таблице 1, а данные об их свойствах - в таблице 2.

Данные, приведенные в таблицах 1 и 2, показывают, что предлагаемый компонентный состав позволяет получать тампонажные материалы, характеризующиеся следующими преимуществами перед известным из патента РФ №2209928 составом для установки мостов:

- низким объемом фильтрации при сниженной скорости фильтрации;

- хорошими расширяющими свойствами 0,5-1%;

- улучшенными адгезионными показателями при смешении с ИЭР (25%) в 2,5-3 раза;

- улучшенными показателями прочности при смешении с ИЭР (25%) в 2-3 раза.

Снижение прочности при использовании в материале НПАВ другого класса - водорастворимого Сульфонола НП-3, активное действующее вещество в котором алкилбензосульфонат натрия (опыты 8 и 24 таблицы 1 и 2), вероятнее всего, связано с участием указанного НПАВ в процессах гидратации с образованием на поверхности цементных зерен труднорастворимых соединений, которые, образуя плотную, не растворимую адсорбционную оболочку, препятствуют гидратации цемента и росту формируемой кристаллической структуры.

При введении в тампонажный материал смеси водорастворимого (Сульфонол НП-3) и маслорастворимого (алкилбензосульфоната кальция) поверхностно-активных веществ (опыты 9 и 25 таблиц 1 и 2), прочность образцов, снижается еще сильнее, что вероятнее всего связано с наличием на гранях растущего кристалла дополнительного слоя алкилбензосульфоната кальция, препятствующего смыканию кристаллов.

При загрязнении ИЭР образцы тампонажного материала с применением другого класса ПАВ - образец 24 и смеси ПАВ - образец 25, свойства формируемого камня значительно хуже, чем без добавки ИЭР, что, вероятнее всего, связано с дополнительным негативным влиянием ИЭР на формируемый цементный камень.

Таким образом, только использование предлагаемой рецептуры позволит получить тампонажный материал с высокими тампонажными свойствами в среде инвертно-эмульсионнного бурового раствора.

Благодаря указанным свойствам, предлагаемые тампонажные материалы позволят в промысловых условиях обеспечить эффективность проводимых работ по установке мостов в среде ИЭР, снижение временных и материальных затрат на строительство скважин за счет оптимизации состава тампонажного материала и технологии установки мостов.

Таблица 1
Данные о компонентном содержании исследованных тампонажных материалов
№№ ТМ Содержание компонентов, мас.ч
Портландцемент НПАВ ПАВ4 (ПАВ6) Расширяющая добавка Реагент РУ Понизитель фильтрации ГИДРОЦЕМ С (Н) Пластификатор ЦЕМПЛАСТ МФ Пеногаситель ПОЛИЦЕМ ДФ Хлорид кальция Вода/В/Ц Об. % ИЭР
заявляемого состава
1 97 0,1 0,054 3 0,1 0,01 0,2 0,01 45/0,45 -
2 95 1,3 (0,7) 5 0,2 0,2 0,2 2 44/0,44 -
3 95 2,99 1,61 5 (0,5) 0,5 0,4 6 45/0,45 -
4 95 3 - 5 (0,5) 0,5 0,4 6 45/0,45 -
5 95 1 - 5 (0,4) 0,2 0,2 2 44/0,44 -
6 97 0,1 - 3 0,1 0,01 0,2 0,01 45/0,45 -
7 95 - - 5 0,2 0,2 0,2 2 470,47 -
8 96 1 - 4 0,2 0,2 0,2 2 47/0,47 -
9 95 2,99 1,61 5 (0,3) 0,2 0,3 4 47/0,47 -
10 95 1,3 (0,7) 5 0,2 0,2 0,1 1 50/0,5 -
11 95 3 - 5 (0,4) 0,01 0,3 2 50/0,5 -
12 95 1 - 5 (0,4) 0,4 0,2 0,01 60/0,5 -
13 95 2,99 1,61 5 (0,5) 0,5 0,3 0,01 57/0,57 -
14 95 2,99 1,61 5 (0,5) 0,5 0,4 0,01 47/0,47 -
15 95 3 - 5 (0,5) 0,5 0,4 0,01 47/0,47 -
16 95 2 - СИГБ-5 Bermocoll CCM С3 - 0,01 0,2 1 48/0,48 -
825 - 0,2
17 97 0,1 0,054 3 0,1 0,01 0,2 0,01 45/0,45 25
18 95 1,3 (0,7) 5 0,2 0,2 0,2 2 44/0,44 25
19 95 2,99 1,61 5 (0,5) 0,5 0,4 6 45/0,45 25
20 95 3 - 5 (0,5) 0,5 0,4 6 45/0,45 25
Продолжение таблицы 1
21 95 1 - 5 (0,4) 0,2 0,2 2 44/0,44 25
22 97 0,1 - 3 0,1 0,01 0,2 0,01 45/0,45 25
23 95 - - 5 0,2 0,2 0,2 2 470,47 25
24 96 1 - 4 0,2 0,2 0,2 2 47/0,47 25
25 95 2,99 1,61 5 (0,3) 0,2 0,3 4 47/0,47 25
26 95 1,3 (0,7) 5 0,2 0,2 0,1 1 50/0,5 25
27 95 3 - 5 (0,4) 0,01 0,3 2 50/0,5 25
28 95 1 - 5 (0,4) 0,4 0,2 0,01 60/0,5 25
29 95 2,99 1,61 5 (0,5) 0,5 0,3 0,01 57/0,57 25
30 95 2,99 1,61 5 (0,5) 0,5 0,4 0,01 47/0,47
31 95 3 - 5 (0,5) 0,5 0,4 0,01 47/0,47
32 95 2 - СИГБ - 5 Bermocoll CCM С3 - 0,01 0,2 1 48/0,48 25
825 - 0,2
известного состава по патенту РФ №2209928
Силикат натрия Полимер РАС-LV Пластификатор С3 Асбест хризотиловый
33 14-24,2 0,1-0,6 - 30-35 0,3-0,5 0,1-0,5 0,3-0,5 - 45-50 25
34 48-84,3 0,1-0,6 - - 0,3-0,5 0,1-0,5 0,3-0,5 - 15-50 25
Примечание:
1. В опытах 8,24 в качестве НПАВ использовали Сульфонол НП-3.
2. В опытах 9,25 использовали смесь НПАВ - Сульфонол НП-3 и ПАВ - Алкилбензосульфонат кальция.
3. В опытах 10, 11, 26 и 27 в качестве портландцемента использовали ПЦТ-II-50; в опытах 12, 13, 28 и 29 - ПЦТ-II-100; в остальных опытах ПЦТ 1G-CC-1.
4. ТМ - тампонажный материал
Таблица 2
Свойства исследованных тампонажных материалов и тампонажного камня
№№ ТМ из табл.1 Свойства тампонажного раствора Свойства цементного камня
Плотность, г/см3 Растекаемость, мм Фильтрация, мл/30 мин при 0,7 МПа Температура, °C Прочность на изгиб через сутки, МПа Прочность на сжатие через сутки, МПа Усилие выталкивания, МПа
1 1,92 160 89 22-23 6,3 12,03 1,47
2 1,9 155 78 22-23 5,1 9,97 1,61
3 1,89 140 47 22-23 3,87 8,15 1,32
4 1,9 120 48 22-23 3,69 10,02 1,45
5 1,91 130 53 22-23 4,01 8,81 1,64
6 1,92 158 93 22-23 3,75 6,51 1,54
7 1,89 172 63 22-23 5,3 10,3 1,59
8 1,89 167 82 22-23 2,3 8,56 1,23
9 1,88 187 91 22-23 1,97 6,05 0,97
10 1,83 175 85 22-23 4,32 8,12 1,23
11 1,84 163 55 22-23 3,74 9,32 1,37
12 1,82 191 105 74-75 9,2 18,1 1,54
13 1,81 196 95 74-75 7,6 14,2 1,48
14 1,87 165 45 74-75 15,7 25,7 1,81
15 1,89 178 46 74-75 16,3 27,7 1,64
16 1,89 110 156 22-23 1,91 3,04 1,05
17 1,71 220 10,2 22-23 1,03 5,6 0,3
18 1,75 175 7,5 22-23 3,66 5,67 0,95
19 1,73 180 8 22-23 1,76 2,89 0,99
20 1,71 170 9 22-23 3,87 9,97 0,93
21 1,7 167 8,6 22-23 2,3 4,95 0,75
22 1,72 163 7,3 22-23 1,98 3,78 0,81
23 1,74 176 9,9 22-23 1,05 3,84 0,69
24 1,71 141 15,3 22-23 0,98 2,34 0,52
25 1,7 167 19,8 22-23 0,64 1,87 0,13
26 1,76 175 8,6 22-23 1,68 4,02 0,98
Продолжение таблицы 2
27 1,77 163 7,3 22-23 1,45 3,55 0,94
28 1,75 191 18,4 74-75 4,4 7,64 1,1
29 1,74 196 20,3 74-75 3,7 6,24 1,07
30 1,74 180 8 74-75 5,8 10,4 1,01
31 1,72 170 9 74-75 4,7 8,98 0,98
32 1,73 194 22,6 22-23 1,01 2,69 0,6
33 1,27 >270 >500 22-23 менее 0,3 менее 0,6 менее 0,1
34 1,74 235 >500 22-23 менее 0,3 менее 0,6 менее 0,1
Примечание:
1. В качестве ИЭР в опытах 17-29 использовали ИЭР из патента РФ №2336291.
2. Выдержка образцов производилась во влажной среде при температуре 22-23°C, в течение 24 ч.

1. Тампонажный материал для установки мостов в скважине, пробуренной на инвертно-эмульсионном буровом растворе, характеризующийся тем, что он содержит портландцемент тампонажный, расширяющую добавку - гидросульфоалюминат кальция, понизитель фильтрации - полимер на основе эфира целлюлозы Гидроцем H или Гидроцем C, неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе триммеров пропилена со степенью оксиэтилирования 12, пластификатор - вещество, активным действующим началом которого является сульфированный меламинформальдегид ЦЕМПЛАСТ МФ, пеногаситель - модифицированный кремнеорганический реагент ПОЛИЦЕМ ДФ, ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч:

портландцемент тампонажный 95,0-97,0
расширяющая добавка - гидросульфоалюминат кальция 3,0-5,0
указанный понизитель фильтрации 0,1-0,5
указанное НПАВ 0,1-3,0
указанный пластификатор 0,01-0,5
указанный пеногаситель 0,2-0,4
хлорид кальция 0,01-6,0
вода для обеспечения водоцементного отношения 0,4-0,52

2. Тампонажный материал для установки мостов в скважине, пробуренной на инвертно-эмульсионном буровом растворе, характеризующийся тем, что он содержит портландцемент тампонажный, расширяющую добавку - гидросульфоалюминат кальция, понизитель фильтрации - полимер на основе эфира целлюлозы Гидроцем H или Гидроцем C, неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе триммеров пропилена со степенью оксиэтилирования 12 и поверхностно-активное вещество ПАВ4 - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе триммеров пропилена со степенью оксиэтилирования 4 или поверхностно-активное вещество ПАВ6 - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе триммеров пропилена со степенью оксиэтилирования 6, пластификатор - вещество, активным действующим началом которого является сульфированный меламинформальдегид ЦЕМПЛАСТ МФ, пеногаситель - модифицированный кремнеорганический реагент ПОЛИЦЕМ ДФ, ускоритель сроков схватывания - хлорид кальция и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч:

портландцемент тампонажный 95,0-97,0
расширяющая добавка - гидросульфоалюминат кальция 3,0-5,0
указанный понизитель фильтрации 0,1-0,5
указанный НПАВ 0,1-3,0
указанный ПАВ4 или ПАВ6 0,05-1,6
указанный пластификатор 0,01-0,5
указанный пеногаситель 0,2-0,4
хлорид кальция 0,01-6,0
вода для обеспечения водоцементного соотношения 0,4-0,52

3. Тампонажный материал по п.2, характеризующийся тем, что массовое соотношение НПАВ и ПАВ4 или ПАВ6 составляет 65:35 соответственно.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки и безопасности процесса.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения в скважинах с высоким содержанием сероводорода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к нефте-, газодобыче с использованием проппантов из полимерных материалов. Способ получения полимерного проппанта повышенной термопрочности, включающий смешивание дициклопентадиена с, по крайней мере, одним из метакриловых эфиров, выбранных из приведенной группы, и, по крайней мере, одним из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, нагрев исходной смеси до температуры 150-220°C и выдержку при данной температуре в течение 15-360 мин с последующим охлаждением до 20-50°C, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена, по крайней мере, одного из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, и катализатора - соединения приведенной общей формулы, где заместитель выбран из приведенной группы, компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерные стабилизаторы 0,1-3, радикальные инициаторы 0,1-4, катализатор 0,002-0,02, смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена - остальное, затем полученную жидкую полимерную матрицу выдерживают при температуре 0-50°C в течение 1-40 минут, вводят ее в виде ламинарного потока в предварительно нагретую не ниже температуры матрицы воду при ее постоянном перемешивании, содержащую ПАВ, выбранное из приведенной группы, причем смесь воды с ПАВ имеет вязкость ниже вязкости полимерной матрицы, в процессе постоянного перемешивания воду нагревают до 50-100°C, продолжая перемешивать в течение 1-60 мин, затем образовавшиеся микросферы отделяют от жидкости, нагревают в среде инертного газа до температуры 150-340°C и выдерживают в этой среде и при данной температуре в течение 1-360 мин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам селективной изоляции водопритоков в газовых и нефтяных скважинах, герметизации затрубного пространства, устранению межпластовых перетоков в скважинах с близкорасположенным газо-нефтеводяным контактом, в том числе в условиях низкопроницаемых коллекторов.

Изобретение относится к обработке подземных пластов, конкретно к добавкам, улучшающим свойства используемых при этом композиций, и способам обработки с использованием этих добавок.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе и гидрофобный зернистый материал, суспендированный в нем, где гидрофобный зернистый материал имеет объемный медианный размер частиц d50 не больше чем 200 микрон, определяемый как медианный диаметр сфер эквивалентного объема, при этом флюид дополнительно включает газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород.
Изобретение относится к реагентам для химической обработки высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе, используемых при бурении высококоллоидальных глинистых пород и зон аномально высокого пластового давления АВПД. Технический результат - значительное снижение показателя высокотемпературной фильтрации, оптимальные структурно-механические и вязкостные характеристики растворов для безаварийного бурения пологих и горизонтальных скважин, сложенных высококоллоидальными глинистыми породами при температурах до 100°C. Полимерная композиция для высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе включает гидролизованный цианэтилированный поливиниловый спирт, синтезируемый путем взаимодействия акрилонитрила с поливиниловым спиртом в водно-щелочной среде, и оксиэтилцеллюлозу при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: гидролизованный цианэтилированный поливиниловый спирт 80-90, оксиэтилцеллюлоза 10-20. 3 табл., 2 пр.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и конкретно к области получения специальных цементов, а именно тампонажных материалов для крепления нефтяных и газовых скважин. Технический результат - создание тампонажного материала с регулируемой кинетикой расширения. Тампонажный материал с регулируемой кинетикой расширения, включающий тампонажный портландцемент, расширяющий компонент, дополнительно содержит гидрофобизатор олеат натрия или олеат калия, причем указанный гидрофобизатор предварительно смешивается с расширяющим компонентом при следующем соотношении компонентов, мас.%: тампонажный портландцемент - 85-95, расширяющий компонент - 4,975-14,5, олеат натрия или олеат калия - 0,025-0,5. 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора полиалюминия хлорида. Техническим результатом является повышение изолирующей способности состава за счет повышения устойчивости образующегося геля. 2 табл.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов. Затем пробуривают зумпф глубиной, обеспечивающей размещение в нем компоновки в процессе расширения интервала водопроявляющих пластов. Извлекают из скважины бурильную колонну труб с долотом. Затем на устье скважины нижний конец колонны технологических труб оборудуют компоновкой, включающей расположенные друг за другом снизу вверх расширитель, обеспечивающий расширение ствола скважины в интервале водопроявляющего пласта не менее чем в 1,6 раза, и гидромониторную насадку. Спускают колонну технологических труб с компоновкой в скважину, пока резцы расширителя не окажутся напротив верхней границы интервала расширения. Производят расширение всего интервала водопроявляющих пластов. Затем сбрасывают в колонну труб шар диаметром, не превышающим внутреннего диаметра колонны технологических труб. Создают избыточное давление в колонне технологических труб. После чего шар отсекает расширитель и открывается отверстие гидромониторной насадки. Затем доспускают колонну труб так, чтобы отверстия гидромониторной насадки находились напротив верхней границы интервала водопроявляющих пластов и производят гидромониторную обработку интервала расширения водопроявляющих пластов до нижней границы интервала расширения. Извлекают колонну технологических труб и спускают в скважину до нижней границы интервала расширения водопроявляющих пластов колонну заливочных труб. Промывают скважину, после чего через колонну заливочных труб закачивают тампонажный раствор в ствол скважины до кровли водопроявляющих пластов. Поднимают колонну заливочных труб на 5 м выше кровли водопроявляющих пластов, промывают ее, создают противодавление на водопроявляющие пласты и оставляют скважину на ожидание затвердевания тампонажного раствора. При этом тампонажный раствор готовят смешением 74,1-87 мас. ч. ацетонформальдегидной смолы, 4,3-11,1 мас. ч. эпоксидной смолы и 8,7-14,8 мас. ч. полиэтиленполиамина. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопроявляющих пластов. 1 табл., 4 ил.
Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин. Технический результат - создание бурового раствора для использования в условиях многолетней мерзлоты. Буровой раствор для использования в породах многолетней мерзлоты содержит, мас.%: глинопорошок 3,0-5,0, органический стабилизатор - полифторалкилированную карбоксиметилцеллюлозу 0,3-0,6, полигликоль 0,3-0,5, понизитель температуры замерзания - ацетат натрия 1,0-4,0, воду остальное. 2 з. п. ф-лы, 1 табл., 4 пр.

Изобретение относится к области бурения нефтяных скважин, а именно к полимерным реагентам, входящим в состав буровых растворов. Реагент для обработки бурового раствора, полученный модификацией карбоксиметилцеллюлозы КМЦ в растворителе путем обработки суспензии КМЦ агентом-модификатором, выдерживания реакционной массы при нагревании, отделения продукта с помощью фильтра-пресса и сушки, где суспендируют КМЦ размером не более 200 мкм в хлороформе, в качестве агента-модификатора используют 1.1.5-тригидроперфторпентилхлорсульфит в виде раствора в хлороформе, а указанную обработку осуществляют в присутствии диметилформамида при температуре -10 - (-5)°С. Технический результат - обеспечение буровому раствору повышенных кольматирующих свойств. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов. Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта включает стабилизированный латекс, производное кремниевой кислоты и воду. В качестве производного кремниевой кислоты он содержит кремнезоль, представляющий собой высокодисперсную систему на основе двуокиси кремня с силикатным модулем 100. В качестве воды он содержит электрохимически активированную воду с pH 5,4 при электропроводности 3,7 мСм. Состав содержит компоненты в следующем соотношении, мас.%: стабилизированный латекс (в пересчете на сухое вещество) 2-5, кремнезоль с силикатным модулем 100 в количестве 2-5, указанная электрохимически активированная вода - остальное. Технический результат: увеличение коэффициента нефтевытеснения до 4,8%. 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважин. Способ включает: введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от 300000 дальтон до 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно ее общего объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита и карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F). Состав жидкости для технического обслуживания ствола скважины содержит катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от примерно 300000 дальтон до примерно 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно общего ее объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита, карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F). Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - улучшение жидкости технического обслуживания скважин. 2 н. и 18 з. п. ф-лы, 9 пр., 9 табл., 10 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности. В способе освоения нефтяных и газовых скважин, включающем обработку призабойной зоны скважины путем закачки в скважину кислотной эмульсии и проведения технологической выдержки, последовательно закачивают в скважину, оборудованную колонной лифтовых труб, продавочную жидкость, высоковязкую разделительную жидкость и кислотную эмульсию, в качестве кислотной эмульсии используют кислотную пену, которую приготавливают путем газирования расчетного объема пенообразующей эмульсии, равного объему скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта. Пенообразующая эмульсия содержит, мас.%: дизельное топливо 25,0; соль КСl 10,0; поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12 1,0-1,5; соляную кислоту НСl 10,0, воду остальное. Степень газирования пенообразующей эмульсии регулируют, исходя из максимально допустимой депрессии на глубине кровли продуктивного пласта. Закачку кислотной пены осуществляют через межтрубное пространство скважины в интервал вскрытия продуктивного пласта, затем кислотную пену продавливают в продуктивный пласт продавочной жидкостью, причем между продавочной жидкостью и кислотной пеной вводят высоковязкую разделительную жидкость с условной вязкостью не менее 120 с, после чего в межтрубном пространстве скважины и лифтовых трубах создают посредством продавочной жидкости избыточное давление на призабойную зону пласта с периодичностью, обеспечивающей создание чередующихся, по меньшей мере, трех циклов депрессии и репрессии на пласт, при этом проводят технологическую выдержку скважины не менее трех часов в каждом из циклов депрессии и репрессии до получения притока пластового флюида в цикле депрессии. 4 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежи углеводородов, характеризующейся неоднородностью. Осадкообразующий реагент для выравнивания профиля приемистости скважин, содержащий натриевую соль нафтеновых кислот и воду, дополнительно содержит соапсток, омыленный натриевой щелочью, оксиалкилированный алкилфенол и метанол при следующем соотношении компонентов, мас.%: соапсток, омыленный натриевой щелочью 35-40, натриевая соль нафтеновых кислот 10-15, оксиалкилированный алкилфенол 5, метанол 20, вода 20-25. Технический результат - повышение осадкообразующих нефтеотмывающих свойств и отмывающих и диспергирующих свойств по отношению к АСПО. 3 пр., 1 табл.
Наверх