Безглинистый ингибирующий буровой раствор



Безглинистый ингибирующий буровой раствор
Безглинистый ингибирующий буровой раствор

Владельцы патента RU 2586162:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ухтинский государственный технический университет" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам на водной основе, применяемым в процессе бурения скважин на нефть и газ в потенциально неустойчивых глинистых породах. Безглинистый ингибирующий буровой раствор содержит понизитель фильтрации - высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу, ингибирующую и утяжеляющую добавку - углекислый калий, ингибирующую добавку - Гликойл, структурообразователь - ксантановый биополимер, смазочную добавку, воду и адгезионно кольматирующую добавку, в качестве которой используется углеродный продукт - гранулированная сажа, мелкодисперсный сферический графит, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: высоковязкая карбоксиметилцеллюлоза - 0,4-1,0, углекислый калий - 5,0-20,0, Гликойл - 1,0-2,0, ксантановый биополимер - 0,3-0,4, углеродный продукт - 0,5-1,5, смазочная добавка - 0,5-1,0, вода - остальное. Результатом является получение высокоингибирующего состава для сохранения стабильности литифицированных глинистых пород, обладающего кольматирующей, ингибирующей и смазочной способностью. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам на водной основе, применяемым в процессе бурения скважин на нефть и газ в потенциально неустойчивых глинистых породах.

Известен буровой раствор без твердой фазы с повышенными ингибирующими свойствами для вскрытия продуктивных пластов в неустойчивых глинистых породах (Заявка на изобретение №2007146965/03 RU, МПК Е21В 21/00. Буровой раствор без твердой фазы с повышенными ингибирующими свойствами. Опубл. 20.06.2009. Прототип), содержащий следующие ингредиенты, мас. %:

карбоксиметилцеллюлоза 0,8-1,2
углекислый калий 5-20
Гликойл 3-5
ксантановый биополимер 0,3-0,4
смазочная добавка 0,1-0,2
вода остальное

Данный буровой раствор обладает высокими ингибирующими свойствами в интервалах неустойчивых набухающих глинистых пород.

Недостатком известного бурового раствора, выбранного в качестве прототипа, является недостаточная ингибирующая способность при вскрытии литифицированных глинистых пород, неустойчивость которых обусловлена плитчатым, тонкослоистым строением, тектоническими нарушениями, развитой структурой макро- и микротрещин, слабыми связями между поверхностями внутри породы.

Задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является получение высокоингибирующего состава, обладающего повышенной кольматирующей, ингибирующей и смазочной способностью, в том числе при наличии обломочного материала.

Технический результат изобретения заключается в сохранении стабильности стенок скважины, сложенных литифицированными глинистыми породами.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в составе известного бурового раствора без твердой фазы с повышенными ингибирующими свойствами, содержащего понизитель фильтрации - карбоксиметилцеллюлозу, ингибирующую и утяжеляющую добавку - углекислый калий и Гликойл, структурообразователь - полимер ксантанового ряда, смазочную добавку и воду, дополнительно содержится в качестве адгезионного кольматанта углеродный продукт (гранулированная сажа, сферический мелкодисперсный графит), при следующем соотношении ингредиентов, мас. %:

высоковязкая карбоксиметилцеллюлоза 0,4-1,0
углекислый калий 5,0-20,0
Гликойл 1,0-2,0
ксантановый биополимер 0,3-0,4
углеродный продукт 0,5-1,5
смазочная добавка 0,5-1,0
вода остальное

Безглинистый ингибирующий буровой раствор, отличающийся тем, что в качестве смазочной добавки используется смазочная композиция, представляющая собой смесь неионогенных и анионоактивных ПАВ в минеральном масле.

Роль адгезионного кольматанта может выполнять вещество, способное адсорбироваться на поверхности фильтрационных каналов в литифицированных глинистых породах, изменяя их свойства, и одновременно с этим кольматировать микротрещины и поровые каналы, по которым происходит проникновение фильтрата бурового раствора. Таким образом, снижается вероятность возникновения осложнений деформационного характера и разупрочнения горных пород. Основной проблемой является малая раскрытость трещин, что не позволяет использовать многие виды кольматантов. В то же время основные ингибиторы глин, в том числе хлориды и карбонаты калия, полигликоли, способны проникнуть в такие трещины, не обеспечивая необходимую степень кольматации и не уменьшая радиус проникновения водных фильтратов бурового раствора в околоствольную зону.

Примером адгезионного кольматанта является углеродный продукт, в частности гранулированная сажа и мелкодисперсный сферический графит, обладающие высокой пластичностью, что способствует их проникновению в поры, микротрещины, а также между обломками породы. Присутствие Гликойла не только обеспечивает образование комплексов в присутствии углекислого калия [Заявка на изобретение №2007146965/03 RU, МКИ Е21В 21/00. Буровой раствор без твердой фазы с повышенными ингибирующими свойствами / Ф.Р. Яхшибеков, В.И. Рассадников, О.А. Лушпеева, Н.В. Попова, Л.П. Вахрушев, В.П. Полищученко, приоритет 14.12.2007. Опубл. 20.06.2009], образуя устойчивые коагуляционные структуры, замедляя проникновение фильтрата в микротрещины глин, но и изменяет свойства твердого кольматанта. Это объясняется тем, что Гликойл абсорбируются на поверхности частиц углеродного продукта, модифицируя его и усиливая гидрофобные свойства [Ружников, А.Г. Стабильность ствола скважины при бурении на месторождениях Южного Ирака / А.Г. Ружников // Нефтегазовое дело: электрон, науч. журн. - 2013. - №6. - С. 58-80]. Проникая в микротрещины пласта, модифицированный углеродный продукт кольматирует проводящие фильтрат поры и трещины, тем самым, предотвращает его продвижение по плоскостям напластования и микротрещинам. Таким образом, предотвращается воздействие бурового раствора и разрушение литифицированных глинистых пород.

Наличие в безглинистом ингибирующем буровом растворе адгезионного кольматанта с одновременным изменением количества понизителя фильтрации карбоксиметилцеллюлозы с 0,8-1,2 мас. % до 0,4-1,0 мас. %, Гликойла с 3,0-5,0 мас. % до 1,0-2,0 мас. % и смазочной добавки от 0,1-0,2 мас. % до 0,5-1,0 мас. % является отличительным признаком заявляемого изобретения.

Вышеперечисленные признаки позволяют считать заявляемый состав безглинистого ингибирующего бурового раствора новым, не описанным в научно-технической и патентной литературе.

Для проверки эффективности действия предлагаемого бурового раствора проведены лабораторные исследования. Замеры технологических параметров бурового раствора проводились с использованием стандартных приборов; оценка ингибирующей способности - тестере продольного набухания пород в динамическом режиме компании OFITE; изменение силы взаимодействия контактирующих поверхностей (коэффициент адгезионного сцепления) - на лабораторной установке ВСВ - 25.

Для проведения исследований по оценке влияния бурового раствора на степень набухания и изменение адгезионного сцепления между контактирующими поверхностями был использован искусственный керн, изготовленный методом прессования при давлении 6 МПа молотой и увлажненной глинистой породы хлорит-гидрослюдистого состава.

Буровой раствор готовится в определенной последовательности: растворяется в воде углекислый калий, добавляется расчетное количество биополимера и высоковязкой карбоксиметилцеллюлозы, после полного растворения вышеназванных реагентов при перемешивании вводится Гликойл, углеродный продукт и смазочная добавка.

Составы буровых растворов и их технологические свойства представлены в таблице 1.

Изменение степени набухания и сил сцепления между контактирующими поверхностями показаны в таблице 2.

Как видно из таблицы 1, предложенный состав безглинистого ингибирующего раствора в пределах заявленных концентраций позволяет обеспечить необходимые реологические и структурные свойства, а добавка углеродного продукта в безглинистый буровой раствор улучшает фильтрационные показатели за счет кольматирующего эффекта и повышает ингибирующие свойства.

1. Безглинистый ингибирующий буровой раствор, содержащий понизитель фильтрации - высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу, ингибирующую и утяжеляющую добавку - углекислый калий, ингибирующую добавку - Гликойл, структурообразователь - ксантановый биополимер, смазочную добавку и воду, отличающийся тем, что в составе дополнительно содержится адгезионно кольматирующая добавка, в качестве которой используется углеродный продукт - гранулированная сажа, мелкодисперсный сферический графит, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

высоковязкая карбоксиметилцеллюлоза 0,4-1,0
углекислый калий 5,0-20,0
Гликойл 1,0-2,0
ксантановый биополимер 0,3-0,4
углеродный продукт 0,5-1,5
смазочная добавка 0,5-1,0
вода остальное.

2. Безглинистый ингибирующий буровой раствор по п.1, отличающийся тем, что в качестве смазочной добавки используется смазочная композиция, представляющая собой смесь неионогенных и анионоактивных ПАВ в минеральном масле.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к способу ускорения роста прочности цементирующей композиции, включающему: обеспечение отверждаемой композиции, включающей перлит, гидравлический цемент и воду, в которой перлит и гидравлический цемент совместно перемалывают перед соединением с водой с образованием отверждаемой композиции, причем совместно перемолотые перлит и гидравлический цемент имеют бимодальное распределение размеров частиц с первым пиком примерно от 1 микрона до 7 микрон и со вторым пиком примерно от 7 микрон до 15 микрон, альтернативно, с первым пиком примерно от 3 микрон до 5 микрон и со вторым пиком примерно от 9 микрон до 11 микрон и, альтернативно, с первым пиком примерно 4 микрона и вторым пиком примерно 10 микрон; и предоставление отверждаемой композиции возможности схватиться; где перлит присутствует в количестве от примерно 50 мас.
Изобретение относится к области нефтяной промышленности. В способе удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, включающем подачу моющей композиции в затрубное пространство скважины, циркуляцию моющей композиции по замкнутому циклу, вынос продуктов отмыва из скважины, в качестве моющей композиции используют композицию НПС-Р1, которую подают в объеме 10-50% от объема циркуляции, равного сумме объемов затрубного пространства и колонны НКТ, причем цикл отмыва повторяют дважды.

Изобретение относится к гелю для обработки скважин, способу получения геля для обработки скважин, способу получения восстановленного геля и способу обработки скважины.

Настоящее изобретение относится к способу обработки иллитсодержащего пласта, предпочтительно пласта песчаника. Способ обработки иллитсодержащего пласта включает введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль.

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных нефтегазовых скважин. Технический результат - улучшение структурно-реологических, ингибирующих, смазывающих, крепящих, антиприхватных и природоохранных свойств бурового раствора для бурения в осложненных условиях.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при глушении скважин. Сухая смесь для глушения нефтегазовых скважин и обработки пластов призабойной зоны, содержащая хлорид кальция, хлорид магния и ингибитор коррозии, содержит в качестве ингибитора коррозии хромат натрия, дополнительно - ингибитор солеотложения - аминотриметиленфосфоновую кислоту при содержании кристаллизационной влаги, при следующем соотношении компонентов, мас.

Изобретение относится к бурению скважин. Технический результат - повышение скорости проходки долота в карбонатных породах, сокращение времени бурения скважин, уменьшение коррозии бурильной колонны и поверхности оборудования.

Изобретение относится к способу герметизации нарушения целостности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонного перетока в скважине. Технический результат - повышение эффективности РИР за счет расширения сроков отверждения состава на основе микроцемента и улучшения прочностных характеристик образующегося тампонажного камня.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам укрепления призабойной зоны скважины и предотвращения выноса породы. Способ укрепления призабойной зоны скважины включает спуск в призабойную зоны скважины колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, последовательную закачку по колонне НКТ в призабойную зону закрепляющего состава и водного раствора соляной кислоты 12-24%-ной концентрации при максимальном расходе, не приводящем к росту давления закачивания выше допустимого давления на пласт, находящийся в призабойной зоне скважины, с созданием экрана в призабойной зоне.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для обработки - очистки призабойной зоны пласта - ПЗП. Наибольшее применение может найти на месторождениях, где бурение и вскрытие продуктивных пластов осуществляется на глинистых и безглинистых утяжеленных буровых растворах, в том числе содержащих соединения бария, например сульфат бария, или других тяжелых металлов, а также на месторождениях и залежах с аномально высоким пластовым давлением - АВПД и сверхглубоких скважинах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в том числе к разработке нефтяных пластов с неоднородными, низкопроницаемыми, глинизированными коллекторами, при наличии искусственных трещин и кольматацин порового пространства глинистым материалом, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями. Состав для повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, содержащий водные растворы поверхностно-активного вещества-ПАВ и полиакриламида - ПАА, содержит в качестве раствора ПАВ 0,5-15%-ный водный раствор анионного мицеллообразующего натурального мыла - АМНМ, в качестве раствора ПАА 0,3-5% водный раствор ПАА с молекулярной массой до 18 млн ед. и дополнительно 0,1-1%-ную водную суспензию ультрадисперсного нанометрического углерода - УДНМУ при следующем соотношении компонентов, масс.%: указанный раствор АМНМ 10-90, указанный раствор ПАА 9,9-89, указанная суспензия 0,1-1. В способе повышения нефтеотдачи нефтяных пластов, включающем десорбцию остаточной и каппилярной нефти водными растворами ПАВ и вытеснение остаточной нефти к добывающим скважинам высоковязкими агентами на основе водных растворов ПАА, преобразуемых в «микрогель» под действием «сшивателей», например водных растворов солей металлов, используют указанный выше состав, перед закачкой которого осуществляют закачку в нефтяной пласт смеси 0,5-15%-ного водного раствора АМНМ и 0,1-1%-ной водной суспензии УДНМУ, проталкивают ее в зону соприкосновения фронта вытеснения нефти водой и низкопроницаемой глинизированной части нефтяного пласта, экстрагируют ею соли металлов из глинистого материала указанной части для сшивания ПАА и формирования микрогеля. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат - увеличение нефтеотдачи, в т.ч. в пластах с большим содержанием остаточной нефти и на месторождениях высоковязкой нефти. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 10 табл.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня. Способ включает глушение скважины, установку в ней цементного моста, продувку скважины газообразным агентом до полной просушки труб в скважине и для поддержания в скважине давления газообразного агента, превышающего значение пластового давления не менее чем на 1,0 МПа. При этом газообразный агент выбран из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ. Закачивают в затрубное пространство герметизирующий состав, представляющий собой смесь модифицированной эпоксидной смолы или модифицированной силиконовой смолы с отвердителем, от которого с помощью цементного моста защищают продуктивный пласт-коллектор для сохранения его фильтрационно-емкостных свойств. Осуществляют выдержку скважины в течение времени, необходимого для перемещения герметизирующего состава до забоя с последующей продувкой скважины выбранным ранее газообразным агентом до полного удаления излишков герметизирующего состава из затрубного пространства скважины. В технологическом отстое скважину выдерживают в течение по меньшей мере двух суток с последующим разбуриванием цементного моста, установкой эксплуатационного оборудования и освоением скважины. Техническим результатом является ликвидация негерметичности колонн нефтегазовых скважин, повышение надежности эксплуатации газовых скважин с использованием физико-химических методов воздействия, увеличение продолжительности действия герметизации неплотных соединений колонн и каналов в цементном камне. 7 ил., 4 табл.

Изобретение относится к способу цементирования в подземной формации, включающему: приготовление медленно застывающей цементной композиции, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, диспергирующий агент и замедлитель схватывания, где замедлитель схватывания содержит производное фосфоновой кислоты, а диспергирующий агент содержит диспергирующий агент на основе поликарбоксилированного эфира; активацию медленно застывающей цементной композиции; введение медленно застывающей цементной композиции в подземную формацию; и предоставление возможности медленно застывающей цементной композиции схватиться в подземной формации. Изобретение также относится к медленно застывающей композиции, используемой в указанном способе цементирования. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - замедление сроков схватывания композиции, повышение её жизнеспособности. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 6 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин. Техническим результатом является увеличение времени гелеобразования состава, что обеспечивает повышение эффективности и качества изоляции водопритока. Тампонажный состав для изоляции водопритоков в скважину, содержащий силикат натрия, этилацетат, воду и поверхностно-активное вещество - ПАВ, дополнительно содержит добавку - моноэтаноламин, а в качестве ПАВ - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена при следующем соотношении ингредиентов, об. ч.: силикат натрия с рН 9,5-11,5 и силикатным модулем 3,5-5 100, вода 100, этилацетат 5-10, оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена 1, моноэтаноламин 0,8-1,2. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа). Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта включает закачку на забой скважины двух водных растворов. Первый раствор содержит, мас.%: нитрат аммония NH4NO3 48-54; кислота лимонная C6H8O7 2,9-3,4; карбонат натрия Na2CO3 2,3-3,0; вода пресная - остальное. Второй раствор содержит, мас.%: нитрит натрия NaNO2 40-45; вода пресная - остальное. Закачку указанных растворов осуществляют параллельно или последовательно в объемах, обеспечивающих стехиометрическое взаимодействие нитрита натрия с нитратом аммония и лимонной кислотой. 4 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления слабосцементированных пород и призабойной зоны пескопроявляющих скважин. Способ крепления призабойной зоны пласта и изоляции притока пластовых вод включает закачку гомогенного отверждаемого полимерного состава на основе 50,0-70,0 мас.% карбамидной смолы, 0,1,0-7,0 мас.% хлористого аммония, 0,1-5,0 мас.% нитрита натрия и воды в слабосцементированные участки пласта в количестве 0,5 порового объема закрепляемой породы. Продавливают состав одним поровым объемом гидрофобной жидкости. Осуществляют выдержку на реагирование и отверждение в течение суток. При этом отверждаемый полимерный состав дополнительно содержит 10,0-30,0 мас.% ацетонформальдегидной смолы и 5,0-20,0 мас.% изопропанола. Техническим результатом является расширение области применения полимерного состава и улучшение его технологичности. 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационной колонны верхних надпродуктивных интервалов скважины тампонажным материалом с добавлением пеностекла. Облегченный тампонажный состав для цементирования верхних надпродуктивных интервалов скважины включает тампонажный портландцемент, облегчающую добавку в виде пеностекла, понизитель водоотдачи и пеногаситель, причем пеностекло выбрано с фракционным составом 0,4-1 мм, водопоглощением по объему 2-10% и насыпной плотностью гранул 400±50 кг/м3, в качестве понизителя водоотдачи состав содержит поливинилацетат марки ВР-08, а в качестве пеногасителя - низковязкую силиконовую пеногасящую эмульсию марки Пента 463, при следующем соотношении компонентов, мас. %: тампонажный портландцемент - 100, и сверх 100% пеностекло - 17-23, понизитель водоотдачи - 0,3-0,6, пеногаситель - 0,04-0,06. Технический результат - расширение технологических возможностей применения тампонажного состава за счет изменения диапазона плотностей при сохранении высокой прочности цементного камня и высокой адгезионной прочности. 1 пр., 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к области бурения нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для крепления нефтяных и газовых скважин и боковых стволов с горизонтальными и наклонными участками в условиях нормальных температур. Технический результат - повышение качества крепления скважин и боковых стволов. Тампонажный состав в качестве алюминатного вяжущего содержит глиноземистый цемент и дополнительно содержит кварцевый песок, негашеную известь, суперпластификатор С-3, реагент-стабилизатор и понизитель водоотдачи - 1%-ный раствор гидроксиэтилцеллюлозы, пеногаситель Пента-465 и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: портландцемент - 55-65, глиноземистый цемент - 10-20, известь негашеная - 5-10, песок кварцевый - 15-20, указанный суперпластификатор - 1-1,3, гидроксиэтилцеллюлоза - 0,2-0,3, указанный пеногаситель - 0,05-0,1, вода - остальное. 1 табл., 6 пр.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области крепления обсадных колонн в процессе строительства скважин, установки изоляционных и ликвидационных мостов в процессе КРС и ликвидации скважин в условиях сероводородной агрессии и аномально-высоких пластовых давлений при температуре до 120°C. Техническим результатом является повышение устойчивости тампонажного камня в сероводородной среде в условиях повышенных температур и давлений и придания ему свойств химически стойкого элемента. Сероводородостойкий уплотняющийся ингибированный тампонажный раствор, включающий вяжущее вещество портландцемент, тонкодисперсное вяжущее «Микродур», тонкомолотый кварцевый песок, полиметиленнафталинсульфонат - суперпластификатор С-3, нитрилотриметиленфосфоновую кислоту НТФ, этилсиликат, ПАВ сульфанол, утяжелитель барит, жидкость затворения, дополнительно содержит ингибитор триоксан, тонкомолотую маслорастворимую бутадиен-стирольную СКС резину, дизельное топливо, при следующих соотношениях ингредиентов, мас.%: вяжущее вещество портландцемент 56,34-46,51, тонкодисперсное вяжущее «Микродур» 1,4-32, тонкомолотый кварцевый песок 2,8-4,65, полиметиленнафталинсульфонат - суперпластификатор С-3 0,14-0,23, нитрилотриметиленфосфоновая кислота НТФ 0,06-0,09, этилсиликат 1,12-1,86, ПАВ сульфанол 0,14-0,23, утяжелитель барит 5,6-9,29, жидкость затворения 31,0-32,5, ингибитор триоксан 0,28-0,46, тонкомолотая маслорастворимая бутадиен-стирольная СКС резина 0,56-0,93, дизельное топливо 0,56-0,93. В качестве жидкости затворения используют воду или рассол хлористого натрия или кальция плотностью от 1,0 до 1,35. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя и промывают скважину циркуляцией, закачивают через колонну насосно-компрессорных труб на забой водный раствор поверхностно-активного вещества в объеме 3-4 м3 и продавливают водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 в объеме 5-6 м3. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб с доливом скважины водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 до устья. Выполняют перфорацию скважины в интервалах продуктивного пласта, спускают колонну насосно-компрессорных труб с конусообразной воронкой и патрубком на устье скважины. Нижний конец колонны насосно-компрессорных труб устанавливают на 30-50 м выше планируемой верхней границы проппантного моста. Закачкой воды плотностью 1,17-1,19 г/см3 восстанавливают циркуляцию. Для создания проппантного моста используют проппант фракции 16/20 и выше. Проппант загружают в воронку по объему с одновременной подачей воды плотностью 1,17-1,19 г/см3. Поддерживают концентрацию проппанта в воде 50 кг/м3 в начале и до 100-150 кг/м3 в конце засыпки. После засыпки всего объема проппанта продолжают подачу воды через воронку для вытеснения проппанта из колонны насосно-компрессорных труб в объеме, равном объему колонны. Проводят технологическую выдержку для осаждения проппанта в течение 4-8 часов, восстанавливают циркуляцию жидкости, плавным допуском колонны насосно-компрессорных труб без циркуляции определяют верхнюю границу проппантного моста. При необходимости досыпают проппант при малой величине моста или вымывают часть моста при его большой величине, после чего поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб. Технический результат заключается в сокращении времени образования проппантного моста и исключении расхода жидкости разрыва через нижние перфорационные отверстия.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-06-10 2016-06-10T08:11:55
Наверх