Состав для изоляции водопритоков в скважине



Состав для изоляции водопритоков в скважине
Состав для изоляции водопритоков в скважине
Состав для изоляции водопритоков в скважине

 


Владельцы патента RU 2405803:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения, водопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах. Технический результат - повышение эффективности и качества изоляции за счет улучшения реологических, прочностных и адгезионных свойств состава для изоляции. Состав для изоляции водопритоков в скважине включает, мас.%: карбамидоформальдегидную смолу 25-35, полиакриламид или карбоксиметилцеллюлозу 0,1-1,5, отвердитель - сульфаминовую кислоту 0,25-1,5, воду с минерализацией от 0,5 до 290 г/л остальное. 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для изоляции притока воды, поступающей в добывающие скважины из подошвенной части нефтенасыщенного пласта или за счет конусообразного подъема воды из непосредственно прилегающего водонасыщенного пласта, и может быть использовано для изоляции зон поглощения, водопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах.

Известен гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину, содержащий, мас.%: водорастворимый полимер 0,3-1,0; карбамидоформальдегидную смолу 1,0-10,0; соль поливалентного металла 0,03-0,1; хлорид аммония 0,2-1,0 и вода остальное (патент РФ №2277573, МПК С09К 8/44, опубл. 10.06.2006, бюл. №16). В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид или карбоксиметилцеллюлозу, в качестве отвердителя полимера соли поливалентного металла - ацетат хрома или хромокалиевые квасцы, а в качестве отвердителя для смолы используют хлорид аммония. При смешении реагентов образуется сшитый гель, представляющий собой прочную структуру. Применение карбамидоформальдегидной смолы в составе обеспечивает получение геля с высокими изолирующими свойствами. Недостатком известного состава является низкая эффективность при использовании для изоляции водопритока в скважины, так как гель постепенно размывается пластовой водой, что приводит к снижению эффективности изоляции.

Известен тампонажный раствор для изоляции зон поглощения и водопритоков в пористых и мелкотрещиноватых породах, содержащий, мас.%: мочевиноформальдегидную смолу 60-80; полиакриламид 0,1-0,5; хлорное железо 0,5-0,7 и вода остальное (а.с. №675168, МПК Е21В 33/138, опубл. 25.07.79, бюл. №27).

Указанный известный состав обладает недостаточно высокими изолирующими свойствами из-за высокой усадки состава при затвердевании в присутствии минерализованной воды.

Кроме того, данный состав имеет низкую проникающую способность, так как после приготовления происходит резкое повышение вязкости состава, что затрудняет его закачку в пласт.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является состав для изоляции водопритоков в скважине, содержащий, мас.%: карбамидоформальдегидную смолу 40-60; полиакриламид 0,05-0,60; отвердитель 0,04-0,1 и растворитель - остальное (А.с. №1317099, МПК Е21В 33/138, опубл. 15.06.85, бюл. №22). В качестве отвердителя используют соляную кислоту. В качестве растворителя используют пластовую воду с минерализацией 143-260 г/л. После смешения указанных реагентов образуется состав с повышенными технологическими и изоляционными свойствами за счет расширения диапазона времени потери текучести, придания ему эластических свойств, а также исключения усадки. Достижение положительного эффекта обусловлено образованием поперечных связей между макромолекулами полиакриламида за счет сшивки их катионами пластовой воды, что и придает эластичные свойства образовавшемуся камню.

Недостатком известного состава является низкая эффективность изоляции водопритоков в скважине, так как происходит быстрое разрушение камня в кислой среде (рН отвердителя 1,5-2,35), что связано с недостаточно высокими прочностными свойствами и низким адгезионным взаимодействием с породой продуктивных пластов, нестабильность состава. Кроме того, при приготовлении раствора отвердителя в пластовой воде с ПАА и карбамидоформальдегидной смолой резко возрастает его вязкость, что препятствует проникновению на значительную глубину пласта и формированию водоизоляционного экрана. Ограничение используемых компонентов состава и их количественного соотношения сужает технологические возможности использования состава.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности и качества изоляции за счет улучшения реологических, прочностных и адгезионных свойств состава при одновременном получении однородной системы с регулируемой вязкостью, обеспечивающей глубокое проникновение состава в пласт, увеличение диапазона времени отверждения состава, повышение его стабильности и расширение технологических возможностей состава.

Поставленная задача решается за счет состава для изоляции водопритоков в скважине, включающего карбамидоформальдегидную смолу, водорастворимый полимер, отвердитель и воду. Новым является то, что в качестве водорастворимого полимера состав содержит полиакриламид или карбоксиметилцеллюлозу, в качестве отвердителя - сульфаминовую кислоту, а в качестве воды - воду с минерализацией от 0,5 до 290 г/л при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Карбамидоформальдегидная смола 25-35
Полиакриламид или карбоксиметилцеллюлоза 0,1-1,5
Сульфаминовая кислота 0,25-1,5
Вода с минерализацией от 0,5 до 290 г/л остальное.

При смешении полиакриламида или карбоксиметилцеллюлозы с карбамидофор-мальдегидной смолой в присутствии сульфаминовой кислоты при указанных соотношениях компонентов, мас.%: карбамидоформальдегидная смола - 25-35, полиакриламид или карбоксиметилцеллюлоза - 0,1-1,5, сульфаминовая кислота - 0,25-1,5, вода с минерализацией от 0,5 до 290 г/л - остальное, происходит структурирование макромолекул полимера с метилольными группами смолы и отвердителем, с образованием однородной гомогенной системы. В результате этой реакции образуется пластичная упругая масса с широким диапазоном времени отверждения, представляющая собой прочную структуру при указанном соотношении компонентов, что обеспечивает увеличение нефтеотдачи и изоляцию водопритоков в скважине. Оптимальные концентрации компонентов (карбамидоформальдегидной смолы, полимера и отвердителя) позволяют получить составы с низкой вязкостью, обеспечивающей глубокое проникновение состава в пласт с образованием водоизоляционного экрана, обладающего повышенной стабильностью, улучшенными реологическими, прочностными и адгезионными свойствами.

Отвердитель выступает в новом качестве - является одновременно структурирующим агентом для полимера и карбамидоформальдегидной смолы.

Для приготовления состава используют следующие реагенты:

карбамидоформальдегидная смола марки КФЖ (ГОСТ 14231-88) представляет собой однородную суспензию от белого до светло-желтого цвета.

В качестве водорастворимого полимера:

- полиакриламид (ПАА) отечественный (ТУ 2458-008-82330939-2008), импортные с молекулярной массой (3-15)-106;

- карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) по ТУ 2231-002-50277563-2000, импортные - со степенью замещения 700-800.

В качестве отвердителя - сульфаминовая кислота по ТУ 2121-278-00204197-2001, ТУ 6-09-2437-79 и другие.

Проведенный анализ патентной и научно-технической информации позволил сделать заключение об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявляемого состава, выполняющих аналогичную задачу, следовательно, предлагаемый состав отвечает критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Предлагаемый состав готовят следующим образом.

Водный раствор (ПАА или КМЦ) готовят путем дозирования водорастворимого полимера в воду с минерализацией от 0,5 до 290 г/л при перемешивании в течение одного часа. Затем в водный раствор полимера вводят карбамидоформальдегидную смолу и перемешивают не более 30 минут. В приготовленную композицию добавляют сульфаминовую кислоту и перемешивают 10-20 минут, и после этого состав оставляют до полного отверждения. Исследования реологических, прочностных и адгезионных свойств и стабильность составов проводили в лабораторных условиях.

Время отверждения определяют по интервалу времени от момента смешения реагентов до потери текучести состава и образования отвержденной массы.

Прочностные и адгезионные свойства состава оценивают значением сдвиговой прочности состава при скорости сдвига 1,4 с-1, измеренным на ротационном вискозиметре "Полимер РПЭ-1М".

Стабильность состава определяют по изменению технологических показателей во времени.

Результаты испытаний предлагаемого состава и состава прототипа приведены в таблице 1. Из таблицы 1 видно, что реологические, прочностные свойства состава зависят от количественного содержания компонентов.

Оптимальными концентрациями компонентов являются составы 4-6, 11-14, 18, 19, 21, 22, при этом карбамидоформальдегидной смолы 25-35 мас.%, водорастворимого полимера 0,1-1,5 мас.%, сульфаминовой кислоты 0,25-1,5 мас.%, воды с минерализацией от 0,5 до 290 г/л - остальное.

При содержании в составе карбамидоформальдегидной смолы менее 25 мас.% прочность состава составляет 951-998 Па (составы 1, 9, 17) и несущественно отличается от прототипа 947 -1005 Па (составы 25-27).

При больших концентрациях отвердителя (более 1,5 мас.%) состав отверждается не во всем объеме (происходит выделение воды), т.е. происходит разрушение состава в кислой среде и снижение стабильности состава (составы 7, 15).

При содержании водорастворимого полимера менее 0,1 мас.% и отвердителей менее 0,25 мас.% не происходит образование пластичной упругой массы и при смешении с карбамидоформальдегидной смолой не приводит к образованию прочного состава (составы 2, 3 10, 20, 23) и не обеспечивает повышение изоляционных работ.

Увеличение содержания водорастворимого полимера более 1,5 мас.%, а карбамидоформальдегидной смолы более 35 мас.% нецелесообразно с экономической точки зрения (составы 8, 16, 24).

Анализ результатов исследований показал, что предлагаемый состав обладает улучшенными прочностными и адгезионными свойствами при одновременном получении однородной системы с вязкостью, обеспечивающей глубокое проникновение состава в пласт. Расширяется диапазон отверждения состава и повышается его стабильность.

Для оценки эффективности изоляции и снижения водопритока проведены опыты на насыпных моделях пласта общепринятым методом. Модель пласта представляла собой металлическую трубку длиной 0,5 м, диаметром 0,03 м, набитую кварцевым песком определенной фракции (0,5-0,03 мм). Проницаемость регулировалась фракционированием песка. Модель пласта сначала вакуумировали, насыщали пресной водой, определяли исходную проницаемость по воде. Затем закачивали композицию. Размер оторочки композиций от объема пор составлял 30%. Модель выдерживали в течение двух-трех суток до полного отверждения состава, после чего меняли направление фильтрации воды на противоположное и определяли конечную проницаемость по воде. Тем самым моделировали процесс пуска скважин добычи нефти из пласта после проведения водоизоляционных работ. Во всех опытах перепад давления между торцами модели пласта составлял 0,1 МПа. Эффект изоляции (Э) определяли по формуле:

Э=(К1-К2)/К1·100,

где K1 - проницаемость по воде до закачки композиции, мкм2;

К2 - проницаемость по воде после закачки композиции, мкм2.

Результаты исследований представлены в таблице 2, при этом номера закачиваемых составов соответствуют номерам составов в таблице 1 (№ п/п).

Из таблицы 2 видно, что предлагаемый состав в отличие от прототипа обладает высокой эффективностью изоляции (94,7-100%) против 88,3-89,8% по прототипу.

Адгезионные свойства определяют по характеру разрушения образцов модели пласта. При разрушении образцов модели пласта предлагаемый состав не разрушается, а сохраняет структуру отвержденной массы и остается прочно сцепленным с моделью пласта. Состав по прототипу не образует связанную структуру с моделью пласта, что дает возможность судить об увеличении адгезии предлагаемого состава.

Таким образом, приведенные результаты испытаний состава для изоляции водопритоков в скважине свидетельствуют о возможности получения однородной системы с вязкостью, обеспечивающей глубокое проникновение состава в пласт, обладающей высокой прочностью и адгезией к породам пласта при одновременном расширении диапазона отверждения состава и повышения его стабильности.

Предложение позволяет повысить качество изоляционных работ по ограничению водопритоков в скважине, что обеспечивает получение дополнительной добычи нефти.

Состав для изоляции водопритоков в скважине, включающий карбамидоформальдегидную смолу, водорастворимый полимер, отвердитель и воду, отличающийся тем, что в качестве водорастворимого полимера содержит полиакриламид или карбоксиметилцеллюлозу, в качестве отвердителя - сульфаминовую кислоту, а в качестве воды - воду с минерализацией от 0,5 до 290 г/л при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Карбамидоформальдегидная смола 25-35
Полиакриламид или карбоксиметилцеллюлоза 0,1-1,5
Сульфаминовая кислота 0,25-1,5
Вода с минерализацией от 0,5 до 290 г/л остальное


 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для селективной изоляции подошвенных вод в газовых скважинах, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в газовых скважинах при разработке газовых и газоконденсатных залежей.

Изобретение относится к области гидравлического разрыва пласта. .

Изобретение относится к жидким композициям, применяемым для обработки подземной формации. .

Изобретение относится к способам получения гуаровой смолы и использования этой смолы при обработке подземного пласта. .

Изобретение относится к способам получения гуаровой смолы и использования этой смолы при обработке подземного пласта. .

Изобретение относится к способам получения гуаровой смолы и использования этой смолы при обработке подземного пласта. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к способам контроля твердых частиц, таких как расклинивающий агент и пластовые пески, в подземных пластах. .

Изобретение относится к способам и композициям для улучшения реологических характеристик, восстановления при сдвиге и устойчивости вязкоупругих жидкостей с добавками поверхностно-активных веществ, используемых в составах для обработки нефтяных скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобыче и может быть использовано для снижения обводненности добываемой продукции. .
Изобретение относится к области бурения скважин, в частности к реагентам для предупреждения возникновения дифференциальных прихватов

Изобретение относится к заканчиванию и ремонту нефтяных и газовых скважин и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для глушения скважин и выполнения различных видов работ при их ремонте

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к использованию термотропных гелеобразующих составов, образующих гель за счет пластовой температуры после введения в нефтяной пласт

Изобретение относится к способу удаления фильтрационных осадков, образовавшихся в нефтяных скважинах в ходе бурения, путем обработки указанных фильтрационных осадков водными растворами конкретных окислительных систем, эффективных также при низких температурах

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к утяжеленным буровым растворам, используемым при бурении скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи низкотемпературных пластов путем изоляции или ограничения водопритока к нефтяным скважинам
Изобретение относится к способам обработки подземных формаций для повышения добычи углеводорода из скважины
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области интенсификации добычи нефти и газа или повышения приемистости нагнетательных скважин
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области интенсификации добычи нефти и газа или повышения приемистости нагнетательных скважин
Наверх