Состав для изоляции пластовых вод

 

Использование: изоляция или ограничение водопритока в нефтяные и газовые скважины. Сущность: состав для изоляции пластовых вод содержит, мас.%: силикат натрия 6-12; карбамид 5-15; электролит 0,3-1,0 и воду остальное. 1 з. п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции или ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтегазонасыщенных пластов.

Известен состав для обработки проницаемых зон, содержащий силикат натрия (жидкое стекло), лигносульфонат и воду [1] Недостатками этого состава являются его низкая прочность и мгновенная коагуляция в минерализованной воде.

Наиболее близким решением, взятым за прототип, является вязкопластичный материал для изоляции пластов, содержащий гипан, жидкое стекло, соляную кислоту, наполнитель, добавку и воду [2] Недостатками состава являются его многокомпонентность, затрудняющая приготовление состава на скважине, а также недостаточная прочность геля и короткий срок гелеобразования (10-45 мин), затрудняющий осуществление технологического процесса закачки раствора в пласт и даже во многих случаях делающий ее невозможной.

Целью изобретения является улучшение технологических и изоляционных свойств состава за счет увеличения прочности и возможности регулируемого в широком интервале времени гелеобразования.

Сущность изобретения заключается в том, что состав для изоляции пластовых вод, содержащий силикат натрия, электролит и воду, дополнительно содержит карбамид при следующем соотношении компонентов, мас.

Силикат натрия 6-12 Карбамид 5-15 Электролит 0,3-1,0 Вода Остальное.

Причем в качестве электролита в предлагаемом составе используют хлорид кальция или соляную кислоту, а воду берут пресную или минерализованную.

Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемый состав отличается от известного введением карбамида, являющегося модификатором, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию "Новизна".

Анализ известных составов для изоляции пластовых вод показывает, что введенные в заявляемое решение вещества известны, например жидкое стекло, соляная кислота. Однако их применение в известных составах не обеспечивает такие свойства, которые они проявляют в заявляемом решении, а именно, получение прочного геля в короткий срок (15-60 мин) при температуре пласта 60-80oС и достаточно продолжительный срок гелеобразования (4-10 ч) при температуре окружающей среды; возможность использования минерализованной воды для приготовления состава.

Карбамид (мочевина) кристаллическое вещество белого цвета, без запаха или со слабым запахом аммиака, хорошо растворимого в воде и спиртах.

Промышленностью карбамид выпускается в больших объемах, не дорог и не дефицитен, используется в качестве удобрения и для производства пластмасс.

Карбамид является полным амидом угольной кислоты. В пласте при повышенной температуре и наличии кислой или щелочной среды происходит гидролиз самого карбамида с образованием угольной кислоты и аммиака.

Присутствие угольной кислоты ускоряет процесс гелеобразования и обеспечивает быстрое формирование геля при повышенной температуре пласта.

Этот эффект увеличения прочности геля и ускорения гелеобразования в условиях пласта проявляет себя при приготовлении состава как на пресной воде, так и на минерализованной воде.

При приготовлении состава на минерализованной воде введение карбамида предотвращает мгновенное выпадение осадка, частично коагулированного силиката натрия, который затрудняет закачку состава в пласт.

Это объясняется тем, что карбамид образует с солями металлов, присутствующих в минерализованной воде, комплексное соединение типа: CO(NH2)2CaCl2H2O, CO(NH2)2MgCl2H2O, которые разлагаются только при повышенной температуре пласта. В заявляемом составе в качестве инициатора гелеобразования используются соляная кислота при работе с минерализованной водой. Для изолирующих составов, приготовляемых на пресной воде, в качестве электролита лучше использовать хлориды двух- и трехвалентных металлов. Гелеобразование растворов силиката натрия могут вызвать все электролиты, важно, чтобы концентрация данного электролита была достаточна для достижения порога коагуляции, но процесс не должен происходить мгновенно.

Коагулирующая сила одно- двух- и трехвалентных катионов находится в следующем соотношении: Na+ Ca2+ Al3+ 1 20 500
Хлорид натрия имеет высокий порог коагуляции, но в его присутствии получается непрочный гель. Катион Al3+ имеет очень низкий порог коагуляции, его концентрация не превышает 0,090 ммоль/л. Дозировка его в промысловых условиях будет затруднительна.

В практической деятельности лучше всего применять хлорид кальция или соляную кислоту, т. к. эти вещества широко применяются в нефтегазодобывающей промышленности, имеют невысокую стоимость и не дефицитны.

Эффективность предлагаемого состава исследовали в лабораторных условиях путем определения: времени коагуляции в пресной и минерализованной воде при 20oC и 70oС, т.е. при условиях, соответствующих пластовым; показателя прочности геля путем отделения величины статического напряжения сдвига.

Для сопоставительного анализа готовились растворы по прототипу и предлагаемому решению, представленные в таблице.

Для приготовления составов используются технические продукты: гранулированный карбамид, жидкое стекло (силикат натрия ГОСТ 13078-81), соляная кислота ГОСТ 857-78, хлорид кальция ГОСТ 450-77, пресная вода, сеноманская вода, содержащая 1000-1500 мг-экв/л Ca+2 и 16-18 г/л NaCl.

Все компоненты состава хорошо растворимы в воде и образуют с ней истинный раствор, который готовится в следующей последовательности: расчетное количество воды, необходимое для приготовления гелеобразующего состава, делится на две равные части и наливается в два стакана. В первом стакане растворяется навеска карбамида и хлорида кальция (соляной кислоты). Во втором стакане растворяют жидкое стекло. В раствор жидкого стекла добавляют электролит с карбамидом при постоянном перемешивании до полного смещения растворов. Готовый раствор используют для определения времени коагуляции при температуре 20oС, 70oС. Аналогичным образом готовят растворы с минерализованной водой.

Подготовленные для эксперимента пробы поочередно помещают в измерительный сосуд реотеста, где их выдерживают в течение времени, необходимого для начала гелеобразования при 20oС (70oС).

Время начала образования геля определяется с помощью реотеста по изменению вязкости раствора.

Прочность геля определяется по величине статического напряжения сдвига на минимальных оборотах реотеста (0,082 об/с). Время формирования геля определяется по контрольной пробе в пробирке, находящейся в тех же температурных условиях.

Пример 1. Приготавливают состав для изоляции со следующим соотношением компонентов, мас.

Силикат натрия 6
Карбамид 5
Соляная кислота 0,3
Вода минерализованная 88,7
Вычисляют массу компонентов на 1 м3 cостава. Для этого потребуется 100 л товарного жидкого стекла плотностью 1420 кг/м3, 14 л 20%-ной соляной кислоты, плотностью 1100 кг/м3, 50 кг гранулированного карбамида, 880 л сеноманской воды с общей минерализацией 18 г/л. Расчетное количество воды для приготовления состава делится на две равные части. В первую емкость набирают 440 л воды и в нее вливают 100 л жидкого стекла. Раствор перемешивают до полного смешения. Во второй емкости готовят раствор электролита. В 440 л воды растворяют 14 л соляной кислоты и 50 кг карбамида, затем этот раствор вливают в первую емкость с жидким стеклом при постоянном перемешивании до полного смешения компонентов.

Пример 2. Приготовляют состав со следующим соотношением компонентов, мас.

Силикат натрия 6
Карбамид 7
Хлорид кальция 0,6
Вода пресная 86,4
Для приготовления 1 м3 состава потребуется 100 л жидкого стекла, 70 кг карбамида, 34 л хлорида кальция с плотностью раствора 1160 кг/м3 (при концентрации 18% CaCl2) и 870 л пресной воды.

Раствор готовится аналогичным образом. Полученный раствор закачивают в скважину. Поскольку в предлагаемом составе все компоненты хорошо растворимы в воде и являются истинными растворами, а так как вязкость их близка к вязкости воды, то они легко проникают как в высокопроницаемые, так и в низкопроницаемые пропластки.

Во всех опытах, приведенных в таблицах, предлагаемый состав имеет лучшие показатели прочности геля. Свои положительные свойства состав проявляет при варьировании содержания ингредиентов в следующем диапазоне, мас. карбамид 5-15, жидкое стекло 6-12, хлорид кальция 0,3-0,7, соляная кислота 0,3-0,4 при использовании минерализованной воды, соляная кислота 0,6-1,0 при использовании пресной воды. Минимальное содержание карбамида 5 мас. (опыт 5), более низкое содержание не улучшает свойств состава. Содержание карбамида более 15 мас. сокращает время гелеобразования и мало влияет на прочность геля (опыт 19).

Увеличение количества хлорида кальция (соляной кислоты) более 0,7-1,0 мас. приводит к мгновенной коагуляции силиката натрия (опыты 8, 10). Снижение содержания хлорида кальция и соляной кислоты ниже 0,3 мас. приводит к снижению прочности геля.

Cоставы, приготовленные при запредельных значениях исходных компонентов, имеют короткое время гелеобразования или низкую прочность.

Анализ результатов таблицы показывает, что состав по прототипу (опыты 1, 2, 3) имеет очень короткий срок гелеобразования, недостаточный для закачки раствора в пласт.

Предлагаемый состав имеет продолжительное время гелеобразования при температуре 20oС (от 4 до 10 ч), достаточное для закачки раствора в пласт. При температуре 70oС (температура пласта) гель образуется в течение 20-40 мин.

Сопоставление прочностной характеристики геля по прототипу (опыты 1, 2, 3) и предлагаемому составу (опыты 10, 11, 12) показало, что прочность растворов, приготовленных на пресной воде в присутствии соляной кислоты, имеет равные показатели, а прочность растворов, приготовленных на пресной воде в присутствии CaCl2 (опыты 7, 8, 9), превышает в 1,72 раза прочность составов по прототипу.

Растворы, приготовленные на минерализованной воде в присутствии HCl (опыты 13, 14), имеют низкие показатели прочности, а при введении карбамида (опыты 15-18) повышаются.

Предлагаемый состав не обладает коррозионным действием, экологически безопасен; безопасен при его приготовлении в производственных условиях, а также имеет наиболее высокие показатели прочности, что позволяет выдерживать большие перепады давления и увеличить длительность эффекта изоляции.


Формула изобретения

1. Coстав для изоляции пластовых вод, включающий силикат натрия, электролит и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит карбамид при следующем соотношении компонентов, мас.

Силикат натрия 6 12
Карбамид 5 15
Электролит 0,3 1,0
Вода Остальное
2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве электролита используют хлорид кальция или соляную кислоту.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

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: 12.08.2003

Извещение опубликовано: 10.08.2004        БИ: 22/2004

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

Дата прекращения действия патента: 12.08.2006

Извещение опубликовано: 20.05.2008        БИ: 14/2008




 

Похожие патенты:

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к тампонажным растворам и способам для временного крепления скважин

Изобретение относится к области ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использовано для ограничения водопритоков в скважинах

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к композициям для повышения нефтеотдачи пласта и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта

Изобретение относится к горному делу, в частности к тампонажным составам, и предназначается для изоляции водоносных пород в скважинах, а также для укрепления горных и грунтовых выработок

Изобретение относится к усовершенствованию изоляции водопритоков заполнением их водно-гелевыми композициями с последующим переходом их в гели

Изобретение относится к способам бурения скважин с одновременным повышением прочности их стенок по отношению к гидроразрыву и снижению гидравлической проницаемости для уменьшения поглощения бурового раствора и увеличения за счет этого нефте- и газоотдачи пластов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к осадко- и гелеобразующим полимерным составам для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов путем выравнивания профиля проницаемости нагнетательных скважин, селективной изоляции водопритока в добывающие скважины и увеличения охвата пластов заводнением

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции притока воды в скважину и зон поглощения как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах

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