Гелеобразующий состав для изоляции поглощающего пласта

 

Сущность изобретения: состав для изоляции содержит, мас. радиализованный -излучением полиакриламид (РПАА) 0,7-0,9; феррохромлигносульфонат (ФХЛС) 1,4-2,3; ПАВ (сульфонол или ОП-10) 2,0-2,6 и воду остальное. В воду вводят РПАА, перемешивают и оставляют на 1,5 ч. В раствор добавляют ФХЛС и ПАВ. Перемешивают в течение 5 мин. РПАА вводят из расчета на 1 мас.ч. РПАА 2,0-2,6 мас. ч. ФХЛС. Характеристики состава: изоляционный эффект увеличивается в 2 раза за счет повышения устойчивости пены в 220-340 раз, уменьшения водоотделения в 7-10 раз и сокращения времени гелеобразования в 20-50 раз. 1 з. п. ф-лы, 1 табл.

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

Известен состав для изоляции водопритока в скважину, содержащий следующие компоненты, мас.

Гидролизованный поли- акриламид 0,15-1,0 Анионное поверхност- но-активное вещество (ПАВ) 0,2-5,0 Калийхромовые квасцы 0,005-0,030 Вода Остальное (1) Недостатком состава является невысокая эффективность изоляции поглощающих пластов, обусловленная неустойчивостью образующейся пенной системы за счет понижения вязкости междупленочной жидкости; повышенным водоотделением, так как молекулы гидролизованного полиакриламида, имеющие линейное строение, окружены гидратной оболочкой, недостаточно прочно удерживаемой; повышенным (до 24 ч) временем гелеобразования за счет недостатка сшивающих ионов хрома на единицу массы полиакриламида.

Известен гелеобразный состав для ограничения водопритока в скважину, содержащий следующие компоненты, мас. Полиакриламид 0,4-0,6 Конденсированная сульфит-спиртовая барда 2-3 ПАВ 2-3 Вода Остальное (2) Недостатком состава является невысокая эффективность изоляции поглощающих пластов. Низкая устойчивость пены обусловлена слабой стабилизирующей способностью полиакриламида и незначительной его солюбилизацией в мицеллах ПАВ, что приводит к уменьшению концентрации стабилизатора в адсорбционном слое и снижению вязкости междупленочной жидкости и механической прочности адсорбционных слоев. Повышенное водоотделение пенной системы обусловлено истечением жидкости из пены по каналам под действием сил тяжести и капиллярных сил всасывания. Кроме того повышенное водоотделение обусловлено структурой полиакриламида, макромолекулы которого имеют линейное строение, что не позволяет в достаточной степени удерживать воду при фильтрации под действием перепада давлений. Вулканизация хромом приводит к образованию сетки из растянутых макромолекул, соединенных поперечными мостиками, что влечет за собой уменьшение прочности образующегося геля. Сроки гелеобразования при нормальных температурах затягиваются до 8 сут, что приводит к вынужденным простоям и удорожанию изоляционных работ.

Целью изобретения является повышение эффективности изоляции за счет получения устойчивой пены, уменьшения ее водоотделения и сокращения времени гелеобразования.

Цель достигается известным гелеобразующим составом, содержащим полимер акрилового ряда, лигносульфонатный реагент, ПАВ и воду, который в качестве полимера содержит радиализованный -излучением полиакриламид (РПАА), в качестве лигносульфонатного реагента феррохромлигносульфонат (ФХЛС), при следующем соотношении компонентов, мас. РПАА 0,7-0,9 ФХЛС 1,4-2,3 ПАВ 2,0-2,6 Вода Остальное, при этом 2,0-2,6 мас.ч. ФХЛС приходится на 1 мас.ч. РПАА.

РПАА используют по ТУ 6-01-1049-81; ФХЛС по ТУ 39-01-08-348-78, причем в качестве ФХЛС используют модифицированные соединениями железа и хрома концентрат бражки жидких веществ (КБЖ) и сульфитдрожжевую барду (СДБ), действие которых в заявляемом составе равноценное. В качестве ПАВ используют сульфонол или ОП-10. Сульфонол взят по ТУ 6-01-1001-75, ОП-10 по ГОСТ 8433-81. РПАА имеет пространственную сетчатую структуру, образующуюся при разрыве связей основной цепи макромолекулы ПАА линейного строения под действием -излучения. Сетчатая структура РПАА способна удерживать молекулярную воду, входящую в макромолекулярную матрицу, увеличивая внутреннее трение между макромолекулами, повышая вязкость состава. Содержание ФХЛС предопределяет одновременно хелатную и межмолекулярную вулканизацию РПАА, образующаяся при этом макромолекулярная сетка имеет более мелкие ячейки, лучше удерживающие воду. Оставшаяся вне сетки вода не увеличивает водоотделения, а идет на образование пены при участии ПАВ. Коллоидные комплексы, образованные взаимодействием сульфогрупп высокомолекулярной фракции лигносульфонатов и ионов железа, участвуют в построении макромолекулярной матрицы геля. Низкомолекулярная фракция лигносульфонатов обладает повышенной поверхностной активностью и высоким воздухововлекающим эффектом, усиленным действием ПАВ. Макромолекулы лигносульфонатов и ПАВ образуют прочную пленку с повышенной вязкостью, окружающую пузырьки воздуха, и препятствуют истечению жидкости из пены.

За счет наличия гидрофобных алкиларильных цепей в сшитом полимере образуется устойчивый пеногель с макромо- лекулярной сеткой, дающей более прочный и эластичный гель. Время структурообразования пеногеля находится в пределах 3-6 ч, что связано с интенсифицирующим образованием макромолекулярной матрицы комплексным действием входящих в состав компонентов.

П р и м е р 1. В 959 мл (95,9 мас.) воды вводят 7 г (0,7 мас.) РПАА, перемешивают и оставляют для набухания на 1,5 ч. После этого в раствор добавляют 14 г (1,4 мас.) ФХЛС (модицифированного железом и хромом КБЖ) и 20 г (2 мас.) ПАВ (сульфонола) и в течение 5 мин перемешивают на мешалке. При этом в составе на 1 мас.ч. РПАА приходится 2 мас.ч. ФХЛС.

Полученный гелеобразующий состав имеет следующие характеристики: устойчивость 2419 с/см3, водоотделение 14 см3/30 мин, сроки гелеобразования 5 ч 30 мин, изоляционный эффект 78,4% П р и м е р 2. Готовят гелеобразующий состав при следующем соотношении компонентов, мас./г: РПАА 0,9/9 ФХЛС (модифициро- ванная Fe и Cr СДБ) 2,3/23 ПАВ (ОП-10) 2,6/26 Вода 94,2/942 В этом составе соблюдается следующее соотношение: на 1 мас.ч. РПАА приходится 2,6 мас.ч. ФХЛС.

Проводят все операции так, как указано в примере 1. Полученный гелеобразующий состав имеет следующие характеристики: устойчивость 3283 с/см3, водоотделение 12 см3/30 мин, сроки гелеобразования 4 ч 05 мин, изоляционный эффект 84,5% П р и м е р 3. Готовят гелеобразующий состав при следующем соотношении компонентов, мас./г: РПАА 0,8/8
ФХЛС (модифициро-
ванный железом и хромом КБЖ) 1,8/18 ПАВ (сульфонол) 2,3/23 Вода 95,1/951
В этом составе соблюдается следующее соотношение: на 1 мас.ч. РПАА приходится 2,2 мас.ч. ФХЛС.

Проводят все операции так, как указано в примере 1. Полученный гелеобразующий состав имеет следующие характеристики: устойчивость 5789 с/см3, водоотделение 11 см3/30 мин, сроки гелеобразования 5 ч 00 мин, изоляционный эффект 70,7%
Для удобства данные по примерам приведены в таблице.

Гелеобразующий состав для изоляции поглощающего пласта более эффективен по сравнению с известным: изоляционный эффект увеличивается в 2 раза за счет повышения устойчивости пены в 220-340 раз, уменьшения водоотделения в 7-10 раз и сокращения времени гелеобразования в 20-50 раз.


Формула изобретения

1. ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПОГЛОЩАЮЩЕГО ПЛАСТА, содержащий водорастворимый полимер акрилового ряда, лигносульфонатный реагент, поверхностно-активное вещество и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности изоляции за счет получения устойчивой пены, уменьшения ее водоотделения и сокращения времени гелеобразования, он в качестве водорастворимого полимера акрилового ряда содержит радиализованный -излучением полиакриламид, а в качестве лигносульфонатного реагента - феррохромлигносульфонат при следующем соотношении компонентов, мас.

Радиализованный g-излучением полиакриламид 0,7 0,9
Феррохромлигносульфонат 1,4 2,3
Поверхностно-активное вещество 2,0 2,6
Вода Остальное
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что он содержит 2,0 2,6 мас.ч. феррохромлигносульфоната на 1 мас. ч. радиализованного g-излучением полиакриламида.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам селективной изоляции водопритока в неоднородных по проницаемости пластах

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного пласта нефтяной залежи заводнением

Изобретение относится к горному делу и может использоваться для цементирования нефтяных и газовых скважин с аномально низкими пластовыми давлениями

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к ограничению контурных и закачиваемых вод

Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к тампонажным растворам для цементирования нефтяных и газовых скважин в соленосных отложениях в условиях нормальных температур

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при креплении глубоких нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к ремонту скважин от притока воды, и может быть использовано для выравнивания приемистости и тампонирования промытых зон нагнетательных скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости заводненных пластов

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