Состав для селективной изоляции пластовых вод

 

Сущность изобретения: состав содержит, мас.%: силикат натрия 5 - 8; лигносульфонат (ЛС), например (КССБ-2 или КБП), 5 - 6; неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), например неонол АФ9-12, СНО-ЗА, дипроксамин 157 - 65 М, 0,1 - 1,0; вода с минерализацией до 30 г/л остальное. Готовят минерализованную воду добавкой NaCl. Взвешивают жидкое стекло и готовят его раствор на минерализованной воде. Аналогично готовят раствор ЛС, перемешивают до полного растворения и добавляют в него НПАВ. Полученную смесь медленно добавляют к раствору жидкого стекла в минерализованной воде. Перемешивают 5 - 10 мин. Готовый состав испытывали при 20° и 80°С. Характеристика состава: повышается стойкость и прочность геля в минерализованной среде обводненных неоднородных пластов - нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции водопритоков в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах, Известен состав для селективного тампонирования обводненных зон пласта, включающий жидкое стекло и едкий натр [1].

Недостатком состава является ограниченная продолжительность эффекта, равная 3 мес., обусловленная жесткостью структуры получаемого геля, Известен состав для изоляции пластовых вод в скважине, содержащий силикат щелочного металла и кремнефтористый натрий [2].

Состав обладает удовлетворительной изолирующей способностью, Однако малое время коагуляции, равное 2-6 ч при 20оС, может вызвать технологические затруднения при приготовлении раствора и проведении изоляционных работ, Наиболее близким к предлагаемому техническим решением, взятым за прототип, является состав, содержащий силикат натрия и лигносульфонат [3], Недостатком состава является малое время коагуляции в минерализованной воде, особенно при повышенных пластовых температурах, Цель изобретения - повышение стойкости геля в минерализованной среде и прочности путем введения в состав дополнительно неиногенного поверхностно-активного вещества на основе оксиэтилированных алкилфенолов или аминов.

Смешение силиката натрия (жидкого стекла) с лигносульфонатом, являющимся полиэлектролитом, имеющим неупорядоченное строение в виде ветвистых спиралей с различной степенью уплотнения молекул, построенных в виде ароматических цепей с включенными в них функциональными группами, приводит к интенсивной коагуляции, усиливающейся при повышенной температуре и в минерализованной среде за счет дополнительной поляризации. В непромытых пропластках степень минерализации достигает 30-35 г/л, что затрудняет использование известных составов.

Вводимое поверхностно-активное вещество, адсорбируясь на поверхности молекул лигносульфоната, блокирует его сильно полярные группы (SO3-) и уравнивает полярности исходных компонентов в составе, что способствует повышению стойкости геля в минерализованной среде, а также повышает прочность образующегося геля, Для приготовления состава используют следующие вещества: 1. Жидкое стекло, ГОСТ 13078-81, модуль n = 2,0-2,3, представляет собой вязкую жидкость серого цвета; 2. Лигносульфонат, ТУ 81-04-225-79 марки КССБ-2 или КБП. представляет собой порошок светло-коричневого цвета, хорошо растворимый в воде;
3. Оксиэтилированные алкилфенолы, например неонол АФ9-12, ТУ 38.103625-87, товарная форма СНО-3А, или дипроксамин 157-65М, ТУ 38,401-292-87, причем дипроксамин предпочтительно использовать для предотвращения пенообразования при изоляции газоконденсатных и газовых скважин.

В табл.1 приведены физико-химические свойства исходных компонентов.

Состав готовят путем смешения исходных компонентов в определенном соотношении.

Готовый состав имеет следующие физико-химические свойства: Внешний вид Жидкость
темно-корич-
невого цвета
Удельная плот- ность, кг/м3 1,17-1,175
Вязкость, мПас, при 20оС 1,56-1,82 рН 10
Температура засты- вания, оС (-1)-(-10)
Эффективность предлагаемого состава исследовали в лабораторных условиях путем определения времени коагуляции в пресной и минерализованной воде при 20 и 80оС, т.е. при условиях, соответствующих пластовым, показателя прочности геля при максимальном давлении до прорыва воды и времени выдержки заданного давления,
П р и м е р 1. Исследовали стойкость состава к минерализованной воде.

Предварительно в мерных колбах на 100 мл готовили минерализованную воду путем растворения навесок от 1,0 до 3,5 г хлорида натрия в дистиллированной воде, что соответствовало минерализации получаемой воды, равной 10-35 г/л. В стакане взвешивали 5 г жидкого стекла, добавляли 40 г воды с минерализацией 10 г/л. В другом стакане взвешивали 5 г лигносульфоната, добавляли 49 г воды с минерализацией 10 г/л. Содержимое колбы перемешивали на магнитной мешалке до полного растворения компонентов. Затем добавляли 0,5 г неонола АФ9-12. Полученную смесь медленно добавляли к раствору жидкого стекла в минерализованной воде, смесь перемешивали в течение 5-10 мин. Готовый состав использовали для определения времени коагуляции при 20 и 80оС. Аналогичным образом при тех же навесках жидкого стекла и лигносульфоната готовили составы с водой, имеющей минерализацию 14-35 г/л.

Состав по прототипу готовили смешением 6 г жидкого стекла, 8 г лигносульфоната и 86 г воды соответствующей минерализации.

Подготовленные для эксперимента пробы поочередно помещали в измерительный сосуд реотеста, где их выдерживали в течение времени, необходимого для структурирования системы, при 20 или 80оС. За временной критерий структурирования (время гелеобразования, ч) принимали время выдержки пробы, минимальную вязкость которой определяли с помощью реотеста.

Результаты исследования влияния минерализации воды на время гелеобразования прототипа и предлагаемого составов приведены в табл.2.

Анализ результатов испытания показывает, что состав по прототипу, приготовленный на пресной воде (см. оп. 1) имеет удовлетворительное время гелеобразования. Однако повышение температуры до 80оС, равно как и минерализации воды до 10-35 г/л, делает его непригодным для проведения изоляционных работ ввиду быстрого структурирования системы и мгновенной желатинизации.

Предлагаемый состав (см.оп.5) при минерализации воды 14 г/л, соответствующей минерализации пластовых вод большинства месторождений Западной Сибири, сохраняет свои технологические свойства, требуемые при закачке его в пласт и структурировании его в пласте. При повышении минерализации до 30 г/л время гелеобразования снижается, однако технологичность состава сохраняется.

П р и м е р 2. Исследовали эффективность состава по времени коагуляции и прочности геля в зависимости от концентрации исходных компонентов.

Для экспериментальной проверки заявляемого состава были приготовлены четыре образца, два из которых соответствуют составам, приготовленным с запредельными значениями концентраций жидкого стекла и лигносульфоната (см. табл.3, оп.10 и 11), оп.5 - один из составов по предлагаемому решению, оп.1 соответствует составу по прототипу,
Составы готовили путем смешения исходных компонентов в емкости, установленной на магнитную мешалку.

Время коагуляции приготовленных образцов определяли по методике, описанной в примере 1. Определение прочности геля осуществляли по ОСТ 39-195-86. Методика определения коэффициентов нефтевытеснения - на жидкостном хроматографе высокого давления.

Подготовленные для испытания составы пропускали через колонку, заполненную керном исследуемого пласта, в виде оторочки. Затем термостатировали колонку в течение времени, необходимого для образования геля, после чего фильтровали три поровых объема минерализованной воды. Отмечают давление до прорыва воды и время выдержки достигнутого давления. Результаты исследований приведены в табл.3.

Сравнительный анализ эффективности предлагаемого состава с составом по прототипу показывает, что он обладает повышенной в 1,25 раза прочностью геля. Составы, приготовленные при запредельных значениях исходных компонентов, имеют более низкую прочность или малое время гелеобразования, что может вызвать технологические затруднения при применении,
В промысловых условиях состав готовят перед применением путем растворения исходных компонентов в емкости агрегата ЦА-320. Объем тампонирующего материала, закачиваемого в пласт, зависит от геологофизических характеристик объекта закачки и определяется по результатам технико-экономических расчетов.


Формула изобретения

СОСТАВ ДЛЯ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТОВЫХ ВОД, включающий силикат натрия, лигносульфонат и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество,а в качестве воды - воду с минерализацией до 30 г/л при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Силикат натрия 5 - 8
Лигносульфонат 5 - 6
Неионогенное поверхностно-активное вещество 0,1 - 1,0
Вода с минерализацией до 30 г/л Остальное

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 22.05.2003

Извещение опубликовано: 10.10.2004        БИ: 28/2004

MM4A Досрочное прекращение действия патента из-за неуплаты в установленный срок пошлины заподдержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 22.05.2006

Дата публикации: 27.12.2011




 

Похожие патенты:
Изобретение относится к бурению скважин в зонах неустойчивых горных пород, в частности к производству высокопроницаемых тампонажных составов для закрепления неустойчивого, осмотически проницаемого околоскважинного пространства, и может быть использовано в нефтегазовой промышленности, геологии и горном деле при изоляции коррозионных и пресных водопритоков

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам селективной изоляции водонасыщенных интервалов пласта
Изобретение относится к горному делу, в частности к составам облегченных тампонажных растворов для цементирования скважин в условиях нормальных и умеренных температур
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин и предназначено для повышения качества цементирования скважин, а также для очистки стволов перед газофизическими исследованиями

Изобретение относится к производству тампонажных составов, обладающих высокой прочностью при растяжении, деформативностью, равнопрочностью цементного камня по всей высоте цементирования скважин, и может быть использовано для цементирования скважин с нормальными и умеренными температурами

Изобретение относится к использованию тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых скважин в условиях умеренных и высоких температур

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к получению тампонажных растворов для цементирования скважин, располагающихся в пластах с флюидами, содержащими сероводород

Изобретение относится к строительным материалам, а именно к производству тампонажного цемента

Изобретение относится к глубокому бурению, в частности к способам подготовки нефтегазовых, геотермальных и других специальных скважин к цементированию

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для блокирования или ограничения водопритока в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и карбонатных коллекторах и для выравнивания профиля приемистости в нагревательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для блокирования или ограничения водопритока в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, а также для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам блокирования или ограничения водопритоков в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах, и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к составам для блокирования или ограничения водопритоков в скважины и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к получению расширяющихся тампонажных материалов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области изоляции зон поглощения при бурении скважин
Наверх