Состав для ограничения водопритоков в скважину



Состав для ограничения водопритоков в скважину

 


Владельцы патента RU 2411278:

Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритоков в скважину. Технический результат - повышение эффективности проведения водоизоляционных работ в скважинах за счет использования состава с улучшенными технологическими свойствами, обусловленными регулируемым временем гелеобразования, обеспечивающим проникновение состава в пористую среду, повышенной адгезией к породе пласта, прочностью образующегося геля и его устойчивостью к воздействию пластовых вод, а также расширение ассортимента регуляторов гелеобразования. Состав для ограничения водопритоков в скважину содержит, мас.%: поливиниловый спирт 3-7, натрия тетрафенилборат 0,6-2,0, аммоний щавелевокислый 0,057-0,190, калий хлористый 0,066-0,220, натрия гидроокись 0,02-0,05, вода - остальное. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритоков в скважину.

Анализ существующего уровня техники показал следующее:

- известен тампонажный состав для временной изоляции высокопроницаемых зон в скважине, рецептура которого имеет следующее соотношение ингредиентов, мас.%:

Поливиниловый спирт 7,0-10,0
Соль металлов переменной валентности 4,0-8,0
Борная кислота 0,1-1,0
Карбоксиметилцеллюлоза 0,5-1,5
Вискозное волокно 0,4-1,0
Вода Остальное,

(см. а.с. СССР №977706 от 10.03.1981 г. по кл. Е21В 33/138, опубл. в Бюл. №44, 1982 г.).

Недостатком указанного состава является недостаточная эффективность проведения водоизоляционных работ в скважинах. Это обусловлено следующими причинами: перед введением состава высокопроницаемую зону обрабатывают щелочью, после прокачки состава осуществляют отверждение состава также закачкой порции щелочи, что в промысловых условиях приводит к непроизводительным затратам, увеличению общего времени проведения работ. В результате отверждения состава щелочью (см. описание к а.с.) происходит образование резиноподобного геля, время гелеобразования которого нерегулируемо, что приведет к образованию изоляционного экрана малой толщины и в дальнейшем не обеспечит проникновение состава в пористую среду.

Взаимодействие карбоксиметилцеллюлозы с солями металлов переменной валентности происходит с образованием осадка, осадкообразование происходит и при взаимодействии карбоксиметилцеллюлозы и борной кислоты. При этом металлы переменной валентности переходят в неактивную форму, в результате чего не произойдет образования прочной трехмерной структуры вязкоупругого состава, что снижает эффективность проводимых работ и негативно влияет на адгезию ВУС к породе пласта.

При продавливании состава в пласт, особенно если он сложен песчаником, вискозное волокно и осадки, полученные в результате взаимодействия ингредиентов - карбоксиметилцеллюлозы и металлов переменной валентности, будут отфильтровываться на поверхности пласта. Последнее препятствует проникновению состава в мелкие и средние поры пласта. Заполняются, в основном, крупные поры и трещины, изоляционный экран будет неоднородным, не сплошным, что приведет в итоге к недостаточной эффективности проводимых работ по ограничению водопритоков в скважину.

- в качестве прототипа взят состав полисахаридного геля для ограничения водопритоков в скважину, рецептура которого имеет следующее соотношение ингредиентов, мас.%:

Полисахаридный загуститель 0,35-0,40
Борный сшиватель 0,035-0,04
Диэтаноламин 0,017-0,020
Четвертичные аммониевые соединения 0,043-0,050
Смесь неиногенного и анионоактивного
ПАВ - комплексный ПАВ Нефтенол ВВД 0,01-0,05
Пресная или минерализованная вода 99,44-99,54,

(см. патент РФ №2246609 от 15.04.2003 г. по кл. Е21В 43/12, опубл. в 20.02.2005 г., содержание ингредиентов в составе пересчитано авторами заявляемого изобретения).

В качестве воды минерализованной используют раствор хлористого калия плотностью 1,150 г/см3.

Недостатком указанного полисахаридного геля является недостаточная эффективность проведения водоизоляционных работ в скважинах. Это обусловлено следующими причинами. Достаточно высокие значения водоотдачи 15,9-31,0 мл/30мин (см.таблицу описания) состава приводят к уменьшению объема геля (закупоривающей массы), как следствие, состав имеет низкие закупоривающие свойства, не происходит полной закупорки пор обводненного пласта, а следовательно, снизится эффективность проводимых водоизоляционных работ. Согласно приведенным примерам приготовления из описания к патенту следует, что гель образуется практически мгновенно - 1-2 мин. Последнее в промысловых условиях затруднит его доставку в зону изоляции, что также способствует снижению эффективности проводимых водоизоляционных работ.

Малые содержания полисахаридного загустителя и борного сшивателя в рецептуре состава не способствуют образованию прочной трехмерной структуры, которая бы удерживала за счет химических связей большое количество воды. При этом нарушается однородность структуры сшитого полимера, что отрицательно сказывается на его прочностных свойствах. Ввиду чего данный состав не может с высокой эффективностью применяться для ограничения водопритоков в скважины.

Данный состав также имеет пониженную адгезию к породе пласта.

Кроме того, достаточно высокие значения водоотдачи и изменение первоначально образовавшейся конформации макромолекул полисахаридного загустителя в результате влияния используемой сшивающей системы приводят к ослаблению связей между составом и контактирующей с ним поверхностью породы.

Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения, сводится к следующему:

- повышается эффективность проведения водоизоляционных работ в скважинах за счет использования состава с улучшенными технологическими свойствами, обусловленными регулируемым временем гелеобразования, обеспечивающим проникновение состава в пористую среду, повышенной адгезией к породе пласта, прочностью образующегося геля и его устойчивостью к воздействию пластовых вод;

- расширяется ассортимент регуляторов гелеобразования.

Технический результат достигается с помощью известного состава для ограничения водопритоков в скважину, включающего полимерный загуститель, борный сшиватель, аммонийсодержащее соединение, калий хлористый и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит натрия гидроокись, в качестве полимерного загустителя - поливиниловый спирт, борного сшивателя - натрия тетрафенилборат, а в качестве аммонийсодержащего соединения - аммоний щавелевокислый при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Поливиниловый спирт 3-7
Натрия тетрафенилборат 0,6-2,0
Аммоний щавелевокислый 0,057-0,190
Калий хлористый 0,066-0,220
Натрия гидроокись 0,02-0,05
Вода Остальное

Заявляемый состав соответствует условию «новизна».

Используют поливиниловый спирт марки 27/1 по ТУ 2215-088-00203766-2007, Калий хлористый по ГОСТу 4234-77, Аммоний щавелевокислый 1-водный по ГОСТ 5712-78, Натрия тетрафенилборат фирмы MERK, Германия, Натрия гидроокись по ГОСТу 4328-77.

Тетрафенилборат натрия (калигност, политест) легко растворим в воде, при этом происходит гидролиз данного соединения с образованием фенилборных кислот C6H5B(OH)2, (C6H5)2B(OH)

исчерпывающий гидролиз приводит к образованию борной кислоты. При гидролизе тетрафенилбората натрия высвобождаются активные ОН-группы, способные к взаимодействию с молекулами ПВС. Постепенный гидролиз тетрафенилбората натрия приводит к тому, что процесс гелеобразования протекает во всем объеме раствора, при этом исключается синерезис полученного геля. Структура получаемого геля следующая:

В процессе поликонденсации образуется пространственный сетчатый каркас, ячейки которого заполнены иммобилизированной водой, что обуславливает высокие прочностные характеристики состава. Высокие прочностные характеристики позволяют добиться полной закупорки пор изолируемого пласта, то есть эффективно провести изоляционные работы в скважине.

Сшивка поливинилового спирта в вязкоупругий гель трехмерной структуры происходит с помощью борсодержащих соединений, координационное число бора в которых равно 4, являющихся активным сшивающим агентом, требующим для инициирования процесса сшивки определенных значений рН среды. В качестве регулятора кислотно-основных свойств раствора в состав вводится гидроксид натрия, что обусловлено тем, что гелеобразование с системе ПВС - борная кислота протекает в щелочной среде. Кроме того, слабощелочные растворы тетрафенилбората натрия устойчивы более длительное время, чем в нейтральной или кислой средах, что уменьшает скорость его гидролиза, тем самым исключая преждевременное гелеобразование состава.

Гелеобразование может наступить практически сразу после добавления натрия тетрафенилбората, что неприемлемо из-за невозможности осуществления необходимой технологии проведения работ. Поэтому, при используемом в предлагаемой рецептуре сочетании ингредиентов, регулируемое время гелеобразования в пределах 20-150 мин для обеспечения возможности прокачивания его на заданную глубину в скважине можно получить, применяя комбинированный регулятор гелеобразования из смеси солей аммония и калия, которые обеспечивают необходимые для сшивки концентрации бора с координационным числом 4 при определенном соотношении указанных компонентов.

Регулирование времени гелеобразования состава обусловлено следующим. В качестве регуляторов гелеобразования применяют смесь солей аммония и калия, с растворами которых тетрафенилборат натрия образует малорастворимый осадок тетрафенилборатов аммония и калия:

.

Произведение растворимости тетрафенилбората калия составляет 2,25·10-8, величина произведения растворимости тетрафенилбората аммония приблизительно соответствует этому значению.

Нерастворимые соли К[В(С6Н5)4] и NH4[B(C6H5)4] диссоциируют, в результате чего происходит постепенное выделение фенилборных соединений в водную фазу, где они связываются с молекулами ПВС.

Заявляемый состав характеризуется повышенной адгезией к породе пласта, что обусловлено следующим: поливиниловый спирт является ярко выраженным гидрофильным соединением, которое хорошо смачивает поверхность пор обводненного пласта, обладающую также гидрофильными свойствами, в результате чего обеспечивается тесный контакт между молекулами и функциональными группами молекул поливинилового спирта и породы пласта. Далее происходит непосредственное взаимодействие сшиваемого полимера и поверхности породы пласта, которое обусловлено различными силами - от Ван-дер-Ваальсовских до химических. Такое межмолекулярное взаимодействие контактирующих фаз приводит к повышенной адгезии, что соответствует минимальной межфазной энергии. Протекание описанных процессов приводит к образованию прочного флюидонепроницаемого герметизирующего каркаса, надежно сцепленного с поверхностью пор обводненного пласта, ограничивающего водопритоки в скважину. Кроме того, при гидролизе тетрафенилбората натрия выделяется бензол, который, в силу своей гидрофобности, увеличивает устойчивость к воздействию пластовых вод.

Содержание в составе поливинилового спирта в количестве менее 3,0 мас.%, натрия тетрафенилбората менее 0,6 мас.%, натрия гидроокиси менее 0,02 мас.%, калия хлористого менее 0,066 мас.%, аммония щавелевокислого менее 0,057 мас.% приводит к снижению значений прочности и адгезии геля к поверхности породы.

Содержание в составе поливинилового спирта более 7,0 мас.%, калия хлористого более 0,220 мас.%, аммония щавелевокислого более 0,190 мас.%, натрия тетрафенилбората более 2,0 мас.%, натрия гидроокиси более 0,05 мас.% нецелесообразно, так как произойдет ускоренное гелеобразование состава, что сделает его непрокачиваемым.

Таким образом, согласно вышеуказанному предлагаемая совокупность существенных признаков обеспечивает достижение заявляемого технического результата.

Не выявлены по имеющимся источникам известности технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату.

Заявляемый состав соответствует условию «изобретательский уровень».

Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами.

Примеры (лабораторные).

Пример 1. Для приготовления 1000 г состава в 700 мл (70,0 мас.%) воды растворяют на водяной бане 30 г (3,0 мас.%) поливинилового спирта до образования однородного полимерного раствора. В 212,57 мл (21,257 мас.%) воды растворяют 0,66 г (0,066 мас.%) калия хлористого, после чего добавляют 0,57 г (0,057 мас.%) аммония щавелевокислого. Отдельно в 50 мл воды (5,0 мас.%) растворяют 0,2 г (0,02%) натрия гидроокись. В водный раствор смеси калия хлористого и аммония щавелевокислого вводят 6 г (0,6 мас.%) натрия тетрафенилбората. Суспензию тщательно перемешивают и вливают в водный раствор поливинилового спирта. После перемешивания добавляют водный раствор натрия гидроокиси. Тщательно перемешивают, определяют время гелеобразования, а по истечении 24 часов определяют технологические свойства.

Технологические свойства: время гелеобразования t=120 мин, адгезия к породе через 1 сутки Рп=0,37 МПа, прочность геля Р=0,0568 МПа, проницаемость по воде: до обработки - 4,0 мкм2×10-3, после обработки - 0,012 мкм2 × 10-3, коэффициент закупорки К=99,7%, устойчивость к пластовой воде через 7 суток S=98,0%.

Пример 2.

Готовят 1000 г состава, г/мас.%:

Поливиниловый спирт 70/7
Натрия тетрафенилборат 20/2
Аммоний щавелевокислый 1,90/0,190
Калий хлористый 2,20/0,220
Натрия гидроокись 0,50/0,05
Вода 905,40/90,540.

Проводят операции как в примере 1.

Технологические свойства: t=90 мин, Рп=0,58 МПа, Р=0,0962 МПа, проницаемость по воде: до обработки - 3,9 мкм2 × 10-3, после обработки - 0 мкм2 × 10-3 К = 100%, S=99,0%.

Пример 3.

Готовят 1000 г состава, г/мас.%:

Поливиниловый спирт 50/5
Натрия тетрафенилборат 13/1,3
Аммоний щавелевокислый 1,23/0,123
Калий хлористый 1,43/0,143
Натрия гидроокись 0,30/0,03
Вода 934,040/93,404.

Проводят операции как в примере 1.

Технологические свойства состава: t=60 мин, Рп=0,50 МПа, Р=0,0830 МПа, проницаемость по воде: до обработки - 3,8 мкм2 × 10-3, после обработки - 0 мкм2 × 10-3 К=100%, S=98,3%.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условиям «новизна, изобретательский уровень, промышленная применимость», то есть является патентоспособным.

Таблица
Компонентный состав, мас.%
№ п/п Поливиниловый спирт Натрия тетрафенилборат Калий хлористый Аммоний щавелевокислый Натрия гидроокись Вода
1 2 3 4 5 6 7
1 3,0 0,6 0,066 0,057 0,02 96,257
2 7,0 2,0 0,220 0,190 0,05 90,540
3 5,0 1,3 0,143 0,123 0,03 93,404
4 2,0 0,5 0,065 0,056 0,01 97,369
5 8,0 2,1 0,221 0,191 0,06 89,428
Продолжение таблицы
Технологические свойства
№ п/п Время гелеобразования, t, мин Адгезия к породе ч/з 1 сут, Рп, МПа Прочность геля Р, МПа Проницаемость по воде, мкм2×10-3 Коэффициент изоляции Устойчивость к пластовой воде через 7 суток, S, %
до обработки после обработки
1 8 9 10 11 12 13 14
1 120 0,37 0,0568 4,0 0,012 99,7 98,0
2 90 0,58 0,0962 3,9 0 100 99,0
3 60 0,50 0,0830 3,8 0 100 98,3
4 150 0,24 0,0210 3,5 0,06 98,3 95,0
5 20 0,58 0,0830 4,1 0 100 99,0

Состав для ограничения водопритоков в скважину, включающий полимерный загуститель, борный сшиватель, аммонийсодержащее соединение, калий хлористый и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит натрия гидроокись, в качестве полимерного загустителя - поливиниловый спирт, борного сшивателя - натрия тетрафенилборат, а в качестве аммонийсодержащего соединения - аммоний щавелевокислый при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Поливиниловый спирт 3-7
Натрия тетрафенилборат 0,6-2,0
Аммоний щавелевокислый 0,057-0,190
Калий хлористый 0,066-0,220
Натрия гидроокись 0,02-0,05
Вода Остальное


 

Похожие патенты:

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, в частности к составу для приготовления буферной жидкости, обладающей моющими свойствами. .
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.
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.
Изобретение относится к способам обработки подземных формаций для повышения добычи углеводорода из скважины. .

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

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 оптимизации и увеличению добычи нефти, газа и воды из скважин, пробуренных к подземному пласту

Изобретение относится к поверхностно-активным веществам - ПАВ, в частности, к обрабатывающим жидкостям, содержащим ПАВ на основе ортоэфиров, и сопряженным методам

Изобретение относится к способам и композициям для определения геометрии трещины в подземных пластах

Изобретение относится к вязкоупругой композиции для загущения, образования гелей и в качестве поверхностно-активного вещества

Изобретение относится к вязкоупругой композиции для загущения, образования гелей и в качестве поверхностно-активного вещества

Изобретение относится к вязкоупругой композиции для загущения, образования гелей и в качестве поверхностно-активного вещества

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину, в том числе в высокотемпературную скважину

Изобретение относится к защите окружающей среды и может быть использовано для очистки нефтешлама, нефтезагрязненного грунта и почвы в местах добычи и переработки нефти, при аварийных ситуациях на нефтепроводах
Наверх