RU2252238C1 - Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов - Google Patents
Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2252238C1 RU2252238C1 RU2003129859/03A RU2003129859A RU2252238C1 RU 2252238 C1 RU2252238 C1 RU 2252238C1 RU 2003129859/03 A RU2003129859/03 A RU 2003129859/03A RU 2003129859 A RU2003129859 A RU 2003129859A RU 2252238 C1 RU2252238 C1 RU 2252238C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- foam
- composition
- perforation
- water
- bone glue
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 75
- 239000006260 foam Substances 0.000 title abstract description 78
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 51
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 45
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 claims abstract description 45
- 239000002639 bone cement Substances 0.000 claims abstract description 43
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Inorganic materials [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 38
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims abstract description 15
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims abstract description 12
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 42
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 42
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims description 35
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 8
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 7
- 239000004927 clay Substances 0.000 abstract description 35
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 18
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 9
- 239000004568 cement Substances 0.000 abstract description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 3
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 abstract 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 19
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 15
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 11
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 description 10
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 10
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 10
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 9
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 8
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 6
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 6
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 6
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 6
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 description 5
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 5
- 238000005341 cation exchange Methods 0.000 description 5
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 5
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 5
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M potassium chloride Inorganic materials [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 5
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 4
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 4
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 4
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 3
- -1 carboxymethyloxyethyl Chemical group 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 239000003925 fat Substances 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 3
- 230000002147 killing effect Effects 0.000 description 3
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N nitrogen oxide Inorganic materials O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 108020001775 protein parts Proteins 0.000 description 3
- 239000000344 soap Substances 0.000 description 3
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 3
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N Isoprene Chemical compound CC(=C)C=C RRHGJUQNOFWUDK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910001617 alkaline earth metal chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000003277 amino group Chemical group 0.000 description 2
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 150000002632 lipids Chemical class 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 2
- 108090000765 processed proteins & peptides Proteins 0.000 description 2
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 2
- 102000004169 proteins and genes Human genes 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M Bisulfite Chemical compound OS([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 102000008186 Collagen Human genes 0.000 description 1
- 108010035532 Collagen Proteins 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N Isobutene Chemical group CC(C)=C VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001465754 Metazoa Species 0.000 description 1
- IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-N Nitrous acid Chemical class ON=O IOVCWXUNBOPUCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 125000000539 amino acid group Chemical group 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 210000000988 bone and bone Anatomy 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 229920001436 collagen Polymers 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000004567 concrete Substances 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 230000002542 deteriorative effect Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000011381 foam concrete Substances 0.000 description 1
- 108010025899 gelatin film Proteins 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 239000010439 graphite Substances 0.000 description 1
- 229910002804 graphite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 description 1
- 229920001748 polybutylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001184 polypeptide Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940114930 potassium stearate Drugs 0.000 description 1
- ANBFRLKBEIFNQU-UHFFFAOYSA-M potassium;octadecanoate Chemical compound [K+].CCCCCCCCCCCCCCCCCC([O-])=O ANBFRLKBEIFNQU-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 102000004196 processed proteins & peptides Human genes 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 1
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 1
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000007127 saponification reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000007614 solvation Methods 0.000 description 1
- 210000002435 tendon Anatomy 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003440 toxic substance Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Materials For Medical Uses (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к пенообразующим составам двухфазных пен для вторичного вскрытия неоднородных по проницаемости заглинизированных пластов перфорацией в условиях аномально низких пластовых давлений. Техническим результатом является повышение эффективности вторичного вскрытия пласта перфорацией за счет использования образующейся из предлагаемого состава пены с повышенной кратностью, стабильностью, высокими ингибирующими свойствами по отношению к глинистой составляющей коллектора, низкими значениями показателя фильтрации, улучшенными удерживающей способностью и декольматирующими свойствами, позволяющей улучшить гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом и способстствующей сохранению целостности обсадной колонны и цементного кольца. Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов, содержащий пенообразователь, ингибирующий реагент, растворитель и воду, в качестве пенообразователя и ингибирующего реагента содержит костный клей, а в качестве растворителя - гидроксид натрия или калия при следующем соотношении компонентов, мас.%: костный клей 4-6, гидроксид натрия или калия 0,2-0,5, вода остальное.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к пенообразующим составам двухфазных пен для вторичного вскрытия неоднородных по проницаемости заглинизированных пластов перфорацией в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).
Анализ существующего уровня техники показал следующее:
- известен состав пены для перфорации, указанный в способе вскрытия продуктивного пласта в скважине, содержащий следующие компоненты, маc.%:
Хлористый аммоний 19,4
Нитрит натрия 23,6
Пенообразователь - сульфонол НП-3 2,1
Вода 54,9
Сульфаминовая кислота 0,029,
(см. а.с. №1273508 от 27.11.1984 г. по кл. Е 21 В 43/00, опубл. в ОБ №44, 1986г.).
Недостатком указанного состава является низкая эффективность вторичного вскрытия пласта перфорацией. Обусловлено это следующими причинами: в результате взаимодействия компонентов указанного состава образуется двухфазная пена с низкой стабильностью. Способ образования пены основан на выделении газообразного агента (азота) в результате химической реакции
NH4Cl+NaNO2→ NaCl+H2O+N2↑ .
Это так называемый конденсационный способ образования пены. Механизм образования такой пены сложный, вследствие влияния на него множества факторов. Обязательным условием получения пены конденсационным способом является точный подсчет реагентов, вступающих в реакцию. Если нитрит натрия берется в эквивалентном соотношении или в избытке по сравнению с хлоридом аммония, то образуются окислы азота - токсичные и коррозионноактивные вещества, образующие в водных растворах азотную и азотистую кислоты. Высокая скорость синерезиса (вытекания жидкости из межпленочного пространства в пене) пены без стабилизатора приводит к быстрому увеличению объема жидкой фазы даже в период интенсивного протекания реакции (около 30 минут). Полученная двухфазная пена не обладает необходимыми вязкостными характеристиками из-за отсутствия стабилизатора, который увеличивая вязкость состава, способствовал бы замедлению процесса истечение жидкости из пены. Указанное влияет на снижение показателей стабильности пены. В скважинных условиях это приведет к быстрому повышению уровня выделяющейся из пены жидкой фазы и достаточно длительный по времени процесс вторичного вскрытия пласта перфорацией будет происходить в водной среде состава. Происходит проникновение воды в перфорационные каналы и образование зоны пониженной проницаемости вокруг перфорационных каналов. Не обладая достаточными вязкостными характеристиками, пена не способна выдерживать воздействие ударных волн, образующихся при отстреле перфорационных каналов, что в свою очередь нарушает целостность обсадной колонны и цементного кольца и как следствие межколонные и заколонные флюидопроявления, при которых часть флюида из пласта поступает не на забой скважины, а в пространство между обсадной трубой и стенкой скважины, происходит безвозвратная его потеря. Для ликвидации флюидопроявлений необходимо проведение дополнительных ремонтных работ. Образованная из указанного состава пена не обладает высокими ингибирующими свойствами по отношению к глинистой составляющей коллектора, так как количество соли хлористого натрия, полученное в результате взаимодействия хлористого аммония и нитрита натрия, недостаточно для катионного обмена с молекулами глинистых частиц. Функция электролита - хлористого натрия в поддержании стабильности полученной пены. Однако невысоки показатели стабильности пены, так как электролит еще участвует в катионном обмене с глинистыми частицами коллектора. Указанная пена не способна удерживать продукты, загрязняющие перфорационные каналы. Содержание сульфаминовой кислоты в составе недостаточно для очистки - декольматации призабойной зоны пласта от проникших в пласт остатков после перфорации. Вышесказанное обуславливает ухудшение гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом;
- известен пенообразующий состав - среда для проведения прострелочных работ, содержащий следующие компоненты, маc.%:
Оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ)
или карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза (КМОЭЦ) 0,2-1,0
Крахмал 0,05-3,00
Хлорид калия или натрия или кальция 1,0-20,0
Поверхностно-активное вещество 0,1-0,5
Вода остальное,
(см. а.с. №1724671 от 11.05.1989 по кл. С 09 К 7/02, опубл. в ОБ №13 от 07.04.1992 г.).
В качестве поверхностно-активного вещества состав содержит сульфонол и/или продукт конденсации моно- и диалкилфенолов, алкилированных полибутиленом, с окисью этилена ОП-10 и/или побочный продукт производства изопрена из изобутилена и формальдегида Т-80 и/или соединение метилсиликоната натрия ГКЖ-10 и/или модифицированный амино-парафин АНП-2.
Поверностно-активное вещество выполняет функцию пенообразователя, ОЭЦ или КМОЭЦ - стабилизатора, хлорид калия или натрия или кальция - ингибирующего реагента.
Недостатком указанного состава является низкая эффективность вскрытия продуктивных пластов перфорацией. Обусловлено это следующими причинами: образующаяся из указанного состава двухфазная пена имеет недостаточно высокие показатели пенообразующей способности (кратности) и стабильности (см. пр. №14 акта испытания).
Это связано с тем что, во-первых, при использовании компонентов в указанных количествах, а именно пенообразователя 0,1-0,5%, и при содержании электролитов - указанных хлоридов до 20%, как правило подавляется процесс пенообразования, во-вторых, наличие двух полимерных реагентов (ОЭЦ или КМОЭЦ и крахмал) способствует разжижению состава, поэтому полученная пена не обладает вязкой межпленочной структурой, тем самым уменьшается прочность пленок пены и увеличивается скорость истекания жидкости, повышаются капиллярное давление в каналах Гиббса-Плато и скорость диффузии в пене, ухудшается пенообразование - снижается кратность, а также снижается стабильность пены. Все это приведет к тому, что большая часть перфорационных работ будет проводиться уже в водной среде, что приведет к нарушению целостности обсадной колонны, деформации цементного кольца, произойдет ухудшение проницаемости коллектора, и ухудшению гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом. Пена должна обладать определенными реологическими свойствами для ослабления воздействия ударных волн, образующихся при отстреле перфораторов, что в свою очередь способствует сохранению целостности обсадной колонны и цементного кольца, а также ослабит проникновение в перфорационные каналы посторонних частиц и продуктов разложения взрывчатых веществ перфоратора, удерживая их во взвешанном состоянии. Невысокие вязкостные характеристики полученной пены не обеспечивают вышеуказанное.
Пена, образованная из указанного состава не обеспечивает высоких ингибирующих свойств по отношению к глинистой составляющей коллектора и декольматирующее действие на призабойную зону пласта скважины. На ингибирующие свойства должны оказывать влияние как имеющиеся в рецептуре полимеры, так и хлорид калия или натрия или кальция. Однако не обеспечивается эффективное ингибирование (см. пр. №14 акта испытаний) ввиду содержания указанных хлоридов - электролитов до 20 мас.%. При таком содержания электролитов полимер (ОЭЦ или КМОЭЦ) не способен загущать воду, а стабилизация - ингибирование глинистых частиц пород продуктивных пластов при наличии полимера, улучшается по мере того, как полимер загущает водную фазу. Так как в системе остается не прочно связанная вода, то она легко фильтруется в пласт и гидратирует глинистую составляющую коллектора, которая в свою очередь кольматирует продуктивный пласт, тем самым ухудшая фильтрационные свойства пласта. Низкие показатели ингибирования вызваны еще и тем, что имеющиеся молекулы электролита участвуют в образовании адсорбционных слоев пузырьков пены, то есть положительные и отрицательные ионы связаны с поверхностно-активным веществом и КМОЭЦ в построении непрочных адсорбционных слоев пузырька пены, но не в катионном обмене с глинистрй составляющей коллектора. Рецептура состава не обеспечивает декольматирующих свойств. Тонкодисперсные частицы крахмала, не участвующие в процессе сольватации с молекулами воды, проникают на большую глубину внутрь перфорационных каналов. Все это отрицательно сказывается на естественной проницаемости пласта, происходит нарушение гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом;
- в качестве прототипа взят пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов, содержащий следующие компоненты, мас.%:
Хлорид щелочного или щелочноземельного металла 0-50
Ингибирующая соль 0,1-10,0
Органический растворитель 0,1-10,0
Водорастворимое ПАВ 0,1-0,3
Вода остальное,
(см. патент РФ №2188843 от 23.07.2001 г. по кл. С 09 К 7/06, Е 21 В 43/12, опубл. в ОБ №25, 2002 г.).
В качестве водорастворимого ПАВ используют преимущественно неонол АФ9-12, ОП-10, нефтенол ВВД или сульфонол. ПАВ выполняет функцию пенообразователя. В качестве органического растворителя используют преимущественно спирты или гликоли, эфиры на их основе, ацетон или углеводороды, в качестве ингибирующей соли - хлорид аммония, или хлорид калия или составы на их основе.
Недостатком указанного состава является неэффективность вторичного вскрытия пласта перфорацией. Обусловлено это следующими причинами: образованная из предлагаемого состава двухфазная пена характеризуется невысокой кратностью и стабильностью. Используемые в составе органические растворители являются пеногасителями, что приводит к снижению кратности и стабильности образуемой пены. Низкая стабильность пены обусловлена и тем, что состав не содержит стабилизатор, который увеличивал бы вязкость, предотвращая тем самым истечение жидкости из пены. Ввиду последнего будет происходить фильтрация в пласт, и как следствие произойдет снижение проницаемости пласта. Полученная из указанного состава пена не обладает необходимыми реологическими свойствами, что не обеспечивает удерживающую способность. Указанная пена не способна ослаблять воздействие ударных волн, образующихся при перфорации. Вследствие чего нарушается целостность обсадной колонны и цементного кольца, ухудшается гидродинамическая связь скважины с продуктивным пластом.
Ингибирующий реагент в составе, представленный солью - хлоридом калия или хлоридом аммония, не обеспечивает высоких показателей ингибирования глинистой составляющей коллектора. Это происходит из-за неполного катионного обмена между ингибирующим реагентом и глинистыми частицами, так как наличие в составе органических растворителей не дает им полностью участвовать в катионном обмене, и как следствие снижается степень их гидрофильности, что приводит к набуханию глинистых частиц. Лишь незначительно органический растворитель участвует в декольматации. Большая часть гидратированной глины кольматирует поры пласта. Вышесказанное приводит к нарушению - ухудшению гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему:
- повышается эффективность вторичного вскрытия пласта перфорацией за счет использования образующейся из предлагаемого состава пены с повышенной кратностью, стабильностью, высокими ингибирующими свойствами по отношению к глинистой составляющей коллектора, низкими значениями показателя фильтрации, улучшенными удерживающей способностью и декольматирующими свойствами, позволяющей улучшить гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом и способствующей сохранению целостности обсадной колонны и цементного кольца.
Технический результат достигается с помощью известного пенообразующего состава для перфорации продуктивных пластов, содержащего пенообразователь, ингибирующий реагент, растворитель и воду, отличающегося тем, что он в качестве пенообразователя и ингибирующего реагента содержит костный клей, а в качестве растворителя - гидроксид натрия или калия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Костный клей 4-6
Гидроксид натрия или калия 0,2-0,5
Вода остальное.
Заявляемый состав соответствует условию “новизна”.
Используют костный клей по ГОСТу 2067-93, гидроксид натрия по ГОСТу - 4328-66, гидроксид калия по ГОСТу - 4203-65.
Костный клей - белковое вещество, продукт переработки костей и сухожилий животных. По аминокислотному и элементарному составу костный клей близок к коллагену.
Элементарный состав костного клея, %:
С 50-55
Н 6,5-7,3
N 15,0-17,6
O 21,5-23,5
S 0,3-2,5
Массовая доля влаги,% не более 17
Массовая доля общего жира,% не более 3,0
Массовая доля золы,% не более 3,5.
Гидродинамическая связь между скважиной и продуктивным пластом создается в основном путем перфорации обсадной колонны.
Вторичное вскрытие продуктивного пласта перфорацией - один из важных процессов в системе мероприятий по заканчиванию скважин.
Как и при вскрытии пласта бурением, перфорация должна проводиться в условиях, исключающих проникновение в пласт большого количества фильтрата и промывочной жидкости. Качество жидкости, которой заполняется колонна перед перфорацией, и величина противодавления на пласт должны обеспечить сохранение естественной проницаемости призабойной зоны. Недостаток существующей практики проведения перфорации состоит в том, что жидкости, используемые при перфорации, проникают в пробитые каналы в призабойной зоне и существенно ухудшают фильтрационные свойства пласта. Кроме того, по завершении формирования канала при перфорации в него устремляются продукты разложения из активной части взрывчатых веществ перфоратора, которые могут содержать частицы пластификатора взрывчатых веществ (парафин, графит, смолы и т.д.). В канал могут внедриться также кусочки затрубного цемента, остатки резиновых герметизирующих деталей гнезда перфоратора и другие посторонние частицы. Становится совершенно очевидным, что необходимо существенно повысить качество вскрытия продуктивных пластов перфорацией как в скважинах, вводимых из бурения в эксплуатацию, так и после окончания в них ремонтно-восстановительных работ.
Молекула костного клея по химическому составу состоит из белковой части, липидов (жиров), минеральных солей и других соединений. Белковая часть молекулы костного клея представлена аминокислотами, имеющими кислые (карбоксильные) и основные аминогруппы, что придает раствору костного клея амфотерный характер. При определенных значениях водородного показателя рН в растворах костного клея преобладает диссоциация тех или других групп, что придает молекуле костного клея соответствующий заряд. Присутствие данных веществ, а также некоторых органических и неорганических соединений в растворе молекулы костного клея обуславливают его поверхностно-активные свойства. При интенсивном перемешивании костного клея с гидроксидом натрия или калия и водой происходит вспенивание - образуется двухфазная пена. Обильное вспенивание (высокая кратность) обусловлено поверхностной активностью, которая увеличивается вследствие роста сил притяжения между гидрофобными частями различных веществ в растворе костного клея. Поверхностно-активные свойства костного клея также зависят от свойств и состава аминокислот, входящих в его белковую часть, от длины и разветвленности углеводородной цепи. Аминокислоты в белковой молекуле костного клея соединены друг с другом кетоимидными (пептидными) связями (-СО-NH-), образуя длинные цепи главных валентностей - полипептидные цепи
где R', R'', R'''... - боковые группы или боковые цепи у отдельных аминокислотных остатков.
Пептидные связи образуются путем отщепления воды от карбоксильной группы одной аминокислоты и аминогруппы другой. Находящуюся в растворе макромолекулу костного клея можно рассматривать как свернутую в клубок полимерную цепь, состоящую из звеньев различной полярности. При вспенивании такая макромолекула разворачивается и располагается на поверхности раздела фаз в межпленочной жидкости. Полярные концы молекул, входящих в состав костного клея, обращены наружу в водную часть пленки пены, образуя как химические связи, так и межмолекулярные с полярными концами соседней ячейки пузырьков пены, а неполярные - вовнутрь (в воздушную часть). Дополнительно в построении адсорбционных слоев пузырька пены участвует кустарное мыло (смесь стеарата натрия или калия и глицерина), которое образуется в присутствии гидроксида натрия или калия, в результате омыления липидной (жировой) части молекулы костного клея и является поверхностно-активным веществом, что способствует увеличению пенообразования - кратности и стабильности получаемой пены. Стабильность образующейся пены оценивается по скорости вытекания жидкости из межпленочного пространства - синерезис. Низкая скорость синерезиса достигается за счет образования структурных оболочек в пленке пузырька пены с большим количеством разнообразных полярных (гидрофильных) групп, прочно удерживающих молекулы воды. Последнее приводит к снижению значений показателя фильтрации и к повышению реологических свойств (пластическая вязкость, СНС), что в свою очередь приводит к улучшению удерживающей способности.
Из предлагаемого состава образуется система с сильно развитой поверхностно-активной способностью - двухфазная пена, которая обладает повышенными ингибирующими свойствами по отношению к глинистой составляющей коллектора. Процесс ингибирования происходит за счет следующего: адсорбируясь на поверхности глинистых частиц, молекула костного клея образует пленку двухмерного геля. Молекула костного клея, дающая адсорбционные пленки с достаточной прочностью на разрыв (поверхностная прочность) обладает способностью предохранять частицы суспензии от слипания. Адсорбционная стабилизация прочными пленками усиливает молекулу кустарного мыла. Благодаря пептизирующим свойствам молекулы костного клея в пене предотвращается слипание, оседание глинистых частиц в перфорационных каналах и микротрещинах пласта, а следовательно, не нарушаются фильтрационные свойства пласта, тем самым сохраняется его естественная проницаемость. Обеспечение равномерной очистки призабойной зоны пласта от глинистого кольматанта является серьезной проблемой и основной причиной часто низкой эффективности очистки неоднородных и низкопроницаемых пластов из-за ухода составов вглубь пласта по высокопроницаемым пропласткам. Поэтому для ингибирования и декольматации (очистки) прискважиной зоны очень важным является нахождение состава в непосредственной близости к перфорационным каналам, а не проникновение его по отдельным каналам глубоко в пласт. Для обеспечения эффективной декольматации призабойной зоны пласта от остатков бурового раствора, обычно используемого при первичном вскрытии пласта, необходим перевод последних в мелкодисперсное состояние разрушением коагуляционных контактов и частично разрушением структуры глинистых частиц бурового раствора. Этому способствует влияние молекулы костного клея на разрушение гидратных слоев, которые могут образовываться на глинистой поверхности в результате проникновения фильтрата бурового раствора, используемого при бурении. Молекулы, ионы или атомы кристаллической решетки глины взаимодействуют с диполями воды. Активность этого взаимодействия определяется прежде всего характером свободных ненасыщенных поверхностных сил кристаллической решетки глины и в соответствии с этим наиболее активно данное взаимодействие проявляется для ионных сил, а наименее - для сил молекулярных. В связи с этим в непосредственной близости к поверхности образуются упорядоченные гидратные слои. Первый слой гидратной оболочки на поверхности глины образуется в результате адсорбции воды, тогда как в последующих слоях принимают участие и силы водородной связи. Пена, имеющая на своей поверхности полярные (солидофильные) группы, закрепляется на поверхности глинистой частицы, уменьшая тем самым силовые поля вокруг этой поверхности. Гидрофобные части молекулы костного клея обращаются в сторону воды и экранируют эти силовые поля. При полном покрытии глинистой составляющей коллектора пеной, образованной из предлагаемого состава, экранирующее действие усиливается. В результате этого взаимодействия между диполями воды и ионами кристаллической решетки глины уменьшается устойчивость аномальных слоев воды. Благодаря указанному пена обладает декольматирующими свойствами. Благодаря таким защитным свойствам пены в процессе проведения перфорационных работ значительная часть воды от остатков бурового раствора, которая отфильтровалась, извлекается. Кроме того, по тем же причинам извлекается также часть связанной воды. Мелкодисперсные не сцепленные глинистые частицы удаляются из призабойной зоны пласта потоком пластовых флюидов в процессе освоения и эксплуатации скважин. Улучшается гидродинамическая связь скважины с продуктивным пластом.
Использование указанной стабильной пены при проведении перфорации ослабляет воздействие ударных (взрывчатых волн), образующихся при отстреле перфоратором. Дополнительное гашение последних обеспечивается значительными вязкостными характеристиками пены, полученной из предлагаемого состава. Вязкоупругие свойства указанной пены интенсивно отражают энергию ударной (взрывной волны), гашение которой предотвращает растрескивание цементного кольца и способствует сохранению целостности обсадной колонны. Использование в качестве растворителя гидроксида натрия или калия увеличивает растворимость костного клея с образованием нового поверхностно-активного вещества кустарного мыла и способствует растворению углеводородных образований. Совместное использование растворителя и костного клея придает составу поверхностно-активные свойства, за счет которых происходит удаление загрязняющих реагентов, эффективно удерживаются во взвешанном состоянии различные дисперсионные частицы, кольматирующие призабойную зону пласта скважины. Выбор компонентов, используемых в предлагаемом составе, объясняется не только их свойствами, но и возможностью быстрого удаления из скважины после проведения перфорации.
Содержание в составе костного клея в количестве менее 4 мас.%, а гидроксида натрия или калия в количестве менее 0,2 мас.% не обеспечивает образование пены с требуемыми свойствами, происходит их ухудшение.
Содержание в составе костного клея в количестве более 6 мас.%, а гидроксида натрия или калия в количестве более 0,5 мас.% нецелесообразно, так как существенного улучшения свойств не происходит.
Таким образом, согласно вышесказанному обеспечивается достижение заявляемого технического результата.
Известна комплексная добавка для ячеистобетонной смеси (см. а.с. СССР №1719377 от 14.02.1990 г. по кл. С 04 В 38/02, опубл. в ОБ №10, 1992 г. Совместное действие сульфокислоты и костного клея в ее составе дает эффект воздухововлечения и стабилизации пены. Цель указанного изобретения - повышение степени закрытой пористости ячеистого бетона и снижение его теплопроводности.
По имеющимся источникам известности не выявлены технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату.
Заявляемый состав соответствует условию "изобретательский уровень".
Более подробно сущность предлагаемого изобретения описывается следующими примерами.
В промысловых условиях осуществляют перфорацию на скважине №26 Пелагиадинская.
Исходные данные
Эксплуатационная колонна - 0,146 м
(толщина стенок 8 мм) 1010 м
Насосно-компрессорные трубы - 0,073 м 850 м
Искусственный забой, L 919 м
Интервал перфорации, Нперф 853-915 м
Пластовое давление, Рпл 1,97 МПа.
Неоднородный по проницаемости пласт представлен высокопроницаемыми алевритами и низкопроницаемыми алевролитами. Призабойная зона пласта загрязнена остатками бурового раствора.
1. Производят глушение скважины технической водой из условия создания репресии на пласт. Для этого:
величину забойного давления Рзаб определяют следующим образом:
Pзаб=Pпл· 1,15,
где 1,15 - коэффициент превышения гидростатического давления над пластовым (см. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, М., 1998 г.).
Рзаб=1,97· 1,15=2,27 МПа,
Указанное давление обеспечит столб жидкости h от верхних перфорационных отверстий:
где ρ ж - плотность жидкости глушения, кг/м3.
Тогда столб жидкости глушения будет находиться на уровне Н:
Н=853-231=622 м.
2. Объем жидкости глушения составляет:
где d - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
Следовательно, объем жидкости глушения составляет около 4 м3.
3. Объем пенообразующего состава Vпос определяют по формуле
где Нперф - интервал перфорации, м;
где 1,20 - коэффициент, учитывающий зону смешения разных составов (см. Временную инструкцию по глушению скважин с применением пеноэмульсий с наполнителем в условиях АНПД, Ставрополь, 2001 г).
С учетом объема буферной жидкости, равного 0,2 м3, объем пенообразующего состава составляет 1,2 м3.
4. Готовят пенообразующий состав, маc.%:
Костный клей 6
Гидроксид калия 0,5
Вода 93,5.
В мернике цементировочного агрегата типа ЦА-320М объемом 3 м3 готовят пенообразующий состав. Для приготовления состава в 1122 л воды (93,5 мас.%), растворяют 6 кг (0,5 маc.%) гидроксида калия, затем вводят 72 кг костного клея (6 мас.%) и оставляют до его полного растворения.
5. Насосно-компрессорные трубы устанавливают на уровне предполагаемых нижних перфорационных отверстий (915 м).
6. Обвязывают цементировочный агрегат ЦА-320М с задавочной линией через эжектор Д-14.
7. Последовательно закачивают в затрубное пространство скважины буферную жидкость того же состава, что и для перфорации в объеме V1=0,15 м3 без подсоса воздуха из атмосферы, затем открывают воздушный вход на эжекторе и прокачивают V2=1,0 м3 со свободным подсосом воздуха из атмосферы. Отсоединяют эжектор и прокачивают V3=0,05 м3 пенообразующей жидкости.
8. Поднимают насосно-компрессорные трубы.
9. Устанавливают перфозадвижку.
10. Спускают перфоратор ПК-105 на кабеле.
11. Производят перфорацию продуктивного пласта в намеченном интервале (915-853 м).
12. Поднимают перфоратор.
13. Спускают НКТ до глубины 5-10 м выше верхних дыр.
14. Монтируют фонтанную арматуру.
15. Производят освоение скважины плавным увеличением депрессии на пласт с помощью двухфазной пены.
Дебит скважины до проведения работ составлял в среднем 90-110 тыс.м3/сут, после - 138 тыс. м3/сут.
Пример 1 (лабораторный).
Для приготовления 100 г пенообразующего состава в 95,8 мл воды, что составляет 95,8 мас.%, растворяют 0,2 г гидроксида натрия, что составляет 0,2 мас.%, затем добавляют 4 г костного клея, что составляет 4 мас.% и оставляют для полного растворения на 3 часа, после чего состав вспенивают на миксере “Воронеж”.
Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 5,3, стабильность пены - 860,2 с/см3.пластическая вязкость - 8,2 мПа· с, динамическая вязкость - 2,9 Па, СНС через 1 минуту - 6,0 Па, через 10 минут - 12,0 Па, водоотдача - 2,6 см3 за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 5,63· 10-3 см3/г, коэффициент восстановления проницаемости - 99,4%.
Пример 2.
Готовят 100 г пенообразующего состава, г/мас.%:
Костный клей 4/4
Гидроксид калия 0,5/0,5
Вода 95,5/95,5.
Проводят все операции, как указано в примере 1.
Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 5,6, стабильность пены - 856,0 с/см3, пластическая вязкость - 8,9 мПа· с, динамическая вязкость - 3,2 Па, СНС через 1 минуту - 6,2 Па, через 10 минут - 12,0 Па, водоотдача - 2,4 см3 за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 4,71· 10-3 см3/г, коэффициент восстановления проницаемости - 99,3%.
Пример 3. Готовят 100 г пенообразующего состава, г/мас.%:
Костный клей 4/4
Гидроксид натрия 0,3/0,3
Вода 95,7/95,7.
Проводят все операции, как указано в примере 1.
Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 5,4, стабильность пены - 852,0 с/см3, пластическая вязкость - 8,5 мПа· с, динамическая вязкость - 3,0 Па, СНС через 1 минуту - 6,0 Па, через 10 минут - 12,0 Па, водоотдача - 2,3 см3 за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 5,02· 10-3 см3/г, коэффициент восстановления проницаемости - 99,3%.
Пример 4.
Готовят 100 г пенообразующего состава, г/мас.%:
Костный клей 5/5
Гидроксид калия 0,2/0,2
Вода 94,8/94,8.
Проводят все операции, как указано в примере 1.
Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 5,1, стабильность пены - 710,0 с/см3, пластическая вязкость - 9,0 мПа· с, динамическая вязкость - 3,3 Па, СНС через 1 минуту - 7,0 Па, через 10 минут - 13,0 Па, водоотдача - 2,2 см3 за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 4,93· 10-3 см3/г, коэффициент восстановления проницаемости - 99,4%.
Пример 5.
Готовят 100 г пенообразующего состава, г/мас.%:
Костный клей 5/5
Гидроксид натрия 0,5/0,5
Вода 94,5/94,5.
Проводят все операции, как указано в примере 1.
Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 5,6, стабильность пены - 688,6 с/см3, пластическая вязкость - 9,4 мПа· с, динамическая вязкость - 3,5 Па, СНС через 1 минуту - 7,2 Па, через 10 минут - 13,0 Па, водоотдача - 2,1 см за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 4,18· 10-3 см3/г, коэффициент восстановления проницаемости - 99,5%.
Пример 6.
Готовят 100 г пенообразующего состава, г/мас.%:
Костный клей 5/5
Гидроксид калия 0,3/0,3
Вода 94,7/94,7.
Проводят все операции, как указано в примере 1.
Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 5,5, стабильность пены - 701,2 с/см3, пластическая вязкость - 9,2 мПа· с, динамическая вязкость - 3,4 Па, СНС через 1 минуту - 7,1 Па, через 10 минут - 13,0 Па, водоотдача - 2,2 см3 за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 3,99· 10-3 см3/г, коэффициент восстановления проницаемости - 99,7%.
Пример 7.
Готовят 100 г пенообразующего состава, г/мас.%:
Костный клей 6/6
Гидроксид натрия 0,2/0,2
Вода 93,8/93,8.
Проводят все операции, как указано в примере 1.
Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 5,0, стабильность пены - 923,8 с/см3, пластическая вязкость - 9,5 мПа· с, динамическая вязкость - 3,7 Па, СНС через 1 минуту - 8,0 Па, через 10 минут - 13,5 Па, водоотдача - 2,0 см3 за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 3,81· 10-3 см3/г, коэффициент восстановления проницаемости - 99,7%.
Пример 8.
Готовят 100 г пенообразующего состава, г/мас.%:
Костный клей 6/6
Гидроксид калия 0,5/0,5
Вода 93,5/93,5.
Проводят все операции, как указано в примере 1.
Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 5,9, стабильность пены - 884,0 с/см3, пластическая вязкость - 11,0 мПа· с, динамическая вязкость - 3,9 Па, СНС через 1 минуту - 8,5 Па, через 10 минут - 14,0 Па, водоотдача - 2,2 см3 за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 3,13· 10-3 см3/г, коэффициент восстановления проницаемости - 99,8%.
Пример 9.
Готовят 100 г пенообразующего состава, г/мас.%:
Костный клей 6/6
Гидроксид натрия 0,3/0,3
Вода 93,7/93,7.
Проводят все операции, как указано в примере 1.
Пенообразующий состав имеет следующие свойства: кратность пены - 5,7, стабильность пены - 907,6 с/см3, пластическая вязкость - 10,0 мПа· с, динамическая вязкость - 3,8 Па, СНС через 1 минуту - 8,2 Па, через 10 минут - 14,0 Па, водоотдача - 2,0 см3 за 30 минут, максимальная набухаемость глинистого образца - 3,86· 10-3 см3/г, коэффициент восстановления проницаемости - 99,5%.
Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условию “новизны, изобретательского уровня и промышленной применимости”, то есть является патентоспособным.
Claims (1)
- Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов, содержащий пенообразователь, ингибирующий реагент, растворитель и воду, отличающийся тем, что он в качестве пенообразователя и ингибирующего реагента содержит костный клей, а в качестве растворителя - гидроксид натрия или калия при следующем соотношении компонентов, маc. %:Костный клей 4-6Гидроксид натрия или калия 0,2-0,5Вода остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003129859/03A RU2252238C1 (ru) | 2003-10-07 | 2003-10-07 | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003129859/03A RU2252238C1 (ru) | 2003-10-07 | 2003-10-07 | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003129859A RU2003129859A (ru) | 2005-04-10 |
| RU2252238C1 true RU2252238C1 (ru) | 2005-05-20 |
Family
ID=35611294
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003129859/03A RU2252238C1 (ru) | 2003-10-07 | 2003-10-07 | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2252238C1 (ru) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2435018C2 (ru) * | 2008-07-02 | 2011-11-27 | КЛИАРВОТЕР ИНТЕРНЭШНЛ, ЭлЭлСи | Улучшенные композиции пенного бурового раствора на масляной основе, способ их получения и применения |
| RU2558360C2 (ru) * | 2009-03-06 | 2015-08-10 | Байополимер Текнолоджиз, Лтд. | Белоксодержащие пеноматериалы, их получение и применение |
| RU2563856C2 (ru) * | 2014-02-13 | 2015-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами |
| US9816019B2 (en) | 2010-06-07 | 2017-11-14 | Evertree | Protein-containing adhesives, and manufacture and use thereof |
| US9873823B2 (en) | 2012-07-30 | 2018-01-23 | Evertree | Protein adhesives containing an anhydride, carboxylic acid, and/or carboxylate salt compound and their use |
| US9909044B2 (en) | 2009-03-06 | 2018-03-06 | Evertree | Protein-containing emulsions and adhesives, and manufacture and use thereof |
| US10125295B2 (en) | 2011-09-09 | 2018-11-13 | Evertree | Protein-containing adhesives, and manufacture and use thereof |
| US11028298B2 (en) | 2011-09-09 | 2021-06-08 | Evertree | Protein-containing adhesives, and manufacture and use thereof |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1273508A1 (ru) * | 1984-11-27 | 1986-11-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт По Креплениям Скважин И Буровым Растворам | Способ вскрыти продуктивного пласта в скважине |
| CN1053631A (zh) * | 1991-02-11 | 1991-08-07 | 大庆石油管理局井下作业公司 | 水溶性地层暂堵剂 |
| SU1719377A1 (ru) * | 1990-02-14 | 1992-03-15 | Киевский Инженерно-Строительный Институт | Комплексна добавка дл чеистобетонной смеси |
| SU1724671A1 (ru) * | 1989-05-11 | 1992-04-07 | Производственное Геологическое Объединение По Разведке Нефти И Газа "Полтавнефтегазгеология" | Состав дл вскрыти продуктивного пласта |
| RU2188843C1 (ru) * | 2001-07-23 | 2002-09-10 | ЗАО "Полином" | Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин |
| CN1403529A (zh) * | 2001-08-24 | 2003-03-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油井用热压裂液配方及配制工艺 |
-
2003
- 2003-10-07 RU RU2003129859/03A patent/RU2252238C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1273508A1 (ru) * | 1984-11-27 | 1986-11-30 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт По Креплениям Скважин И Буровым Растворам | Способ вскрыти продуктивного пласта в скважине |
| SU1724671A1 (ru) * | 1989-05-11 | 1992-04-07 | Производственное Геологическое Объединение По Разведке Нефти И Газа "Полтавнефтегазгеология" | Состав дл вскрыти продуктивного пласта |
| SU1719377A1 (ru) * | 1990-02-14 | 1992-03-15 | Киевский Инженерно-Строительный Институт | Комплексна добавка дл чеистобетонной смеси |
| CN1053631A (zh) * | 1991-02-11 | 1991-08-07 | 大庆石油管理局井下作业公司 | 水溶性地层暂堵剂 |
| RU2188843C1 (ru) * | 2001-07-23 | 2002-09-10 | ЗАО "Полином" | Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин |
| CN1403529A (zh) * | 2001-08-24 | 2003-03-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | 油井用热压裂液配方及配制工艺 |
Cited By (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2435018C2 (ru) * | 2008-07-02 | 2011-11-27 | КЛИАРВОТЕР ИНТЕРНЭШНЛ, ЭлЭлСи | Улучшенные композиции пенного бурового раствора на масляной основе, способ их получения и применения |
| RU2558360C2 (ru) * | 2009-03-06 | 2015-08-10 | Байополимер Текнолоджиз, Лтд. | Белоксодержащие пеноматериалы, их получение и применение |
| US10745601B2 (en) | 2009-03-06 | 2020-08-18 | Evertree | Protein-containing emulsions and adhesives, and manufacture and use thereof |
| US9909044B2 (en) | 2009-03-06 | 2018-03-06 | Evertree | Protein-containing emulsions and adhesives, and manufacture and use thereof |
| US10160842B2 (en) | 2009-03-06 | 2018-12-25 | Evertree | Protein-containing foams, manufacture and use thereof |
| US10465103B2 (en) | 2010-06-07 | 2019-11-05 | Evertree | Protein-containing adhesives, and manufacture and use thereof |
| US10913880B2 (en) | 2010-06-07 | 2021-02-09 | Evertree | Protein-containing adhesives, and manufacture and use thereof |
| US9816019B2 (en) | 2010-06-07 | 2017-11-14 | Evertree | Protein-containing adhesives, and manufacture and use thereof |
| US10125295B2 (en) | 2011-09-09 | 2018-11-13 | Evertree | Protein-containing adhesives, and manufacture and use thereof |
| US11028298B2 (en) | 2011-09-09 | 2021-06-08 | Evertree | Protein-containing adhesives, and manufacture and use thereof |
| US11072731B2 (en) | 2011-09-09 | 2021-07-27 | Evertree | Protein-containing adhesives, and manufacture and use thereof |
| US10526516B2 (en) | 2012-07-30 | 2020-01-07 | Evertree | Protein adhesives containing an anhydride, carboxylic acid, and/or carboxylate salt compound and their use |
| US9873823B2 (en) | 2012-07-30 | 2018-01-23 | Evertree | Protein adhesives containing an anhydride, carboxylic acid, and/or carboxylate salt compound and their use |
| RU2563856C2 (ru) * | 2014-02-13 | 2015-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2003129859A (ru) | 2005-04-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9045965B2 (en) | Biodegradable activators to gel silica sol for blocking permeability | |
| US6875728B2 (en) | Method for fracturing subterranean formations | |
| US20130000900A1 (en) | Down-hole placement of water-swellable polymers | |
| EA026696B1 (ru) | Способ удаления фильтрационной корки при низкой температуре (варианты) | |
| EA011561B1 (ru) | Способ бурения скважины, предусматривающий борьбу с поглощением бурового раствора | |
| US11098564B2 (en) | Hydraulic fracturing using multiple fracturing fluids sequentially | |
| AU2014281149A1 (en) | Invert emulsion for swelling elastomer and filtercake removal in a well | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| RU2168531C1 (ru) | Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
| RU2601635C1 (ru) | Буровой раствор на полимерной основе для строительства скважин | |
| RU2314331C1 (ru) | Жидкость для глушения скважин без твердой фазы | |
| RU2456444C2 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2256787C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах | |
| EP2751220A1 (en) | Carbon dioxide-resistant portland based cement composition | |
| AU2012301442A1 (en) | Carbon dioxide-resistant Portland based cement composition | |
| WO2017155524A1 (en) | Exothermic reactants for use in subterranean formation treatment fluids | |
| US11535786B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| US11472996B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| RU2788935C1 (ru) | Способ временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений | |
| RU2258136C1 (ru) | Жидкость-песконоситель для гидравлического разрыва пласта | |
| RU2744325C1 (ru) | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами | |
| RU2322472C1 (ru) | Технологическая жидкость для глушения нефтегазовых скважин и способ ее приготовления | |
| US12286585B2 (en) | Foamed gel system for water shut off in subterranean zones | |
| US20240240074A1 (en) | Compositions for stimulation operations | |
| RU2601708C1 (ru) | Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 14-2005 FOR TAG: (73) |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201008 |