Гелеобразующий состав

 

Использование: бурение скважин и разработка месторождений. Сущность: гелеобразующий состав содержит полиакриламид, феррохромлигносульфонат, бишофит и воду.

Изобретение относится к бурению скважин и разработке месторождений, а именно к составам для тампонирования пластов с целью ликвидации поглощений, газоводопроявлений, заколонных перетоков и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известен гелеобразующий состав для закупорирования пластов, содержащий полиакриламид (ПАА), хромпик, восстановитель, регулятор гелеобразования, наполнитель кероген, и воду [1] Основными недостатками указанного состава являются многокомпонентность системы, токсичность хромпика, пожароопасность керогена, выполняющего одновременно роль регулятора гелеобразования и наполнителя, замерзаемость состава при минусовой температуре.

Известен также гелеобразующий состав, содержащий карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), феррохромлигносульфонат (ФЛХС) и воду [2] Основными недостатками данного состава являются ускоренное структурообразование, приводящее к получению резиноподобного продукта на стадии смешения исходных компонентов, что затрудняет закачку указанной смеси в пласт и требует специальной технологии, сложной в исполнении, а также невозможность использования состава при отрицательной температуре.

Задачей изобретения является расширение технологических возможностей состава за счет снижения температуры его применения до -35оС.

Сущность изобретения заключается в том, что гелеобразующий состав, состоящий из полиакриламида, феррохромлигносульфоната и воды, содержит дополнительно бишофит при следующем соотношении ингредиентов, мас. Полиакриламид 0,40-1,12 Феррохромлигно- сульфонат 0,40-1,12 Бишофит 4,66-37,22 Вода Остальное.

Бишофит выпускается по ГОСТ 7759-73.

Положительный эффект при использовании бишофита объясняется, с одной стороны, тем, что в его присутствии при обычной температуре растворение полиакриламида происходит медленно, о чем свидетельствуют данные условной вязкости исходных растворов полимера. Это позволяет готовить растворы ПАА высокой концентрации и закачивать их в скважину без технологических трудностей. При повышении температуры в пластовых условиях процесс растворения ПАА интенсифицируется и образуются высоковязкие растворы, которые в присутствии ФХЛС "сшиваются" с образованием резиноподобного геля. С другой стороны, наличие бишофита в системе в качестве соли-электролита позволяет понизить температуру замерзания исходных растворов ПАА, приготовленных на его основе, и снизить температурный интервал использования предлагаемого вязкоупругого состава для -35оС.

Приготовление гелеобразующего состава осуществляется следующим образом. Готовят раствор бишофита требуемой концентрации, в котором растворяют ФХЛС. Затем при перемешивании вводят расчетное количество ПАА, и полученный состав закачивают в скважину.

Плотность указанного состава составляет 1020-1180 кг/м3; вязкость по СПВ-5 20-60 с.

Состав и свойства гелеобразующего материала приведены в таблице.

Время гелеобразования определяли по прекращению каплеотделения раствора из термостатируемой при определенной температуре пробирки, в которой он приготовлен, т.е. с течением времени образуется язык полимера, втягивающийся в пробирку при изменении ее наклона в первоначальное положение. Условную прочность оценивали по прогибу мениска 100 мл геля в стеклянном стаканчике с внутренним диаметром 50 мм под действием веса стеклянной палочки диаметром 4 мм и массой 10,0 г. Температуру замерзания исходного раствора ПАА определяли в морозильной камере.

П р и м е р 1 (см. табл. п.1). В 100 мл (93,10 мас.) воды растворили 5 г (4,66 мас.) бишофита и 1,2 г (1,12 мас.) ФХЛС. Смесь перемешивали в течение 10 мин до полного растворения компонентов. Затем при перемешивании добавили 1,2 г (1,12 мас.) ПАА.

Время гелеобразования указанной смеси при температуре 22оС составляет 4 ч 20 мин, а при температуре 75оС 50 мин. Через 24 ч гель приобретает условную прочность, определяемую по прогибу мениска, равную 3 мм при температуре 22оС и 2 мм при температуре 75оС. Температура замерзания исходного раствора ПАА составляет -20оС.

П р и м е р 2 (см.табл.п.5). В 76,22 мас. воды растворили 22,86 мас. бишофита и 0,46 мас. ФХЛС. Смесь перемешивали в течение 10 минут до полного растворения компонентов. Затем при перемешивании добавили 0,46 мас. ПАА.

Время гелеобразования указанной смеси при температуре 22оС составляет 7 ч 50 мин, а при температуре 75оС 3 ч 10 мин. Через 24 ч гель приобретает условную прочность, равную 8 мм при температуре 22оС и 7 мм пир температуре 75оС. Температура замерзания исходного раствора ПАА составляет -29оС.

П р и м е р 3 (см. табл.п.9). В 70,23 мас. воды растворили 28,09 мас. бишофита и 0,84 мас. ФХЛС. Смесь перемешали в течение 10 минут до полного растворения компонентов. Затем при перемешивании добавили 0,84 мас. ПАА.

Время гелеобразования указанной смеси при температуре 22оС составляет 6 ч 20 мин, а при температуре 75оС 2 ч 30 мин. Через 24 ч гель приобретает условную прочность, равную 6 мм при температуре 22оС и 4 мм при температуре 75оС. Темпеpатуpа замерзания исходного раствора ПАА составляет -32оС.

Технический эффект от использования предлагаемой композиции достигается введением в ее состав бишофита, обеспечивающего получение концентрированных растворов ПАА, закачивание которых в скважину осуществляется без технологических трудностей, и понижением температуры замерзания исходных растворов ПАА, что позволяет использовать гелеобразующий состав в зимнее время года без применения ПУ.

Формула изобретения

ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ, содержащий полиакриламид, феррохромлигнисульфонат и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит бишофит при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Полиакриламид - 0,40 - 1,12 Феррохромлигносульфонат - 0,40 - 1,12 Бишофит - 4,66 - 37,22 Вода - Остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к заканчиванию горизонтальных, наклонно-направленных и вертикальных скважин с различным типом коллекторов

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

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 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