Гелеобразующий состав для ограничения притока вод в скважину

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины. Гелеобразующий состав для ограничения притока вод в скважину, включающий силикат натрия, концентрированную кислоту и пресную воду, содержит в качестве концентрированной кислоты ортофосфорную, или соляную, или серную кислоту и дополнительно акриловую кислоту и инициатор ее полимеризации - персульфат калия или персульфат аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%: силикат натрия 3,0-6,0, указанная концентрированная кислота (в пересчете на основное вещество) 0,1-0,6, акриловая кислота (в пересчете на основное вещество) 4,0-10,0, указанный инициатор полимеризации 0,4-1,5, пресная вода - остальное. Технический результат - понижение коррозионной активности по отношению к стали, увеличение времени гелеобразования при повышенных пластовых температурах, повышение деформационно-прочностных характеристик, увеличение продолжительности периода водоизоляционного эффекта. 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины.

Начиная с 30-40-х годов двадцатого столетия для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в нефтяных скважинах стали применять тампонажные составы на основе натриевого жидкого стекла - водного раствора силиката натрия. Они отличаются высокими гидроизолирующими свойствами, негорючестью, экологичностью применения.

Известно большое число гелеобразующих тампонажных составов на основе жидкого стекла, в которых отвердителями (инициаторами гелеобразования) являются растворы кислот, солей и других химических соединений (эфиры, амиды карбоновых кислот и т.п.). Однако применение таких составов имеет определенные ограничения. Это обусловлено тем, что при работе с растворами силиката натрия трудно подобрать отвердитель, который удовлетворял бы следующим требованиям: доступная цена, хорошая растворимость в воде, низкая токсичность, неспособность вызывать коагуляцию кремнезолей, малая вязкость и регулируемое время отверждения состава с данным отвердителем.

Известен состав для изоляции пластовых вод в скважине [1], содержащий силикат щелочного металла и кремнефтористый натрий. Его недостатками являются короткий срок отверждения состава (недостаточный для его продавливания в зону нарушения) и синерезис тампонирующей массы, сопровождающийся ее усадкой. Последний из указанных недостатков способствует возникновению вторичных водопроявлений и, как следствие, снижает качество крепи и надежность эксплуатации скважин после РИР.

С целью повышения эффективности РИР используют состав для изоляции вод в скважинах [2], содержащий водный раствор силиката натрия, кремнефтористый натрий и дополнительно триглицерид уксусной кислоты - триацетин и древесную муку. К главным недостаткам этого состава относятся низкая растворимость кремнефтористого натрия в воде, высокая вязкость, сложность приготовления состава особенно при отрицательных температурах окружающей среды.

Гелеобразующий состав [3], предназначенный для регулирования фильтрационных потоков в нефтяных пластах и капитального ремонта скважин, включает цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств, соляную кислоту, оксид кальция и воду. Однако этот состав характеризуется недостаточной прочностью тампонажного геля, коротким временем гелеобразования при повышенных температурах и значительной коррозионной активностью.

Известен состав с увеличенным временем гелеобразования при повышенных температурах и прочностными характеристиками образующегося геля [4], содержащий силикат натрия, многоатомный спирт, электролит, добавку и воду. В качестве электролита используют алюмохлорид, а в качестве добавки - стеклянные микросферы. За счет замедления скорости выделения соляной кислоты при ступенчатом гидролизе алюмохлорида достигнуто увеличение времени гелеобразования, но введение добавки в виде стеклянных микросфер повысило стоимость состава и снизило его технологичность.

Известен также водоизолирующий гелеобразующий состав на основе алюмосиликата, неорганических кислот и воды [5], содержащий в качестве алюмосиликата цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств, а в качестве кислоты - отработанную серную кислоту или продукт «СНО-ГЛИФ» (содержащий до 16% фосфорной кислоты) и воду. Он обладает низкой стоимостью и коррозионной активностью, имеет достаточно широкие температурные пределы применения. Однако использование новых компонентов состава не решило проблем повышения деформационно-прочностных характеристик тампонажного геля.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является изолирующий агент для борьбы с обводнением добывающих скважин [6], который имеет следующий состав, мас.%: силикат натрия 0,2-10; концентрированная кислота 0,2-1,0; полимер 0,01-0,5; древесная мука 0,01-3,0; пресная вода - остальное. В качестве концентрированной кислоты может быть использована соляная кислота, а полимера - полиакриламид.

Недостатками прототипа являются низкая технологичность состава из-за его высоких неоднородности, вязкости, коррозионной активности, низких деформационно-прочностных характеристик тампонажного геля.

Задачи, на решение которых направлено изобретение:

- длительное сохранение низкой исходной вязкости и увеличение времени гелеобразования при повышенных пластовых температурах, что способствует закачке в скважину без осложнений больших объемов состава;

- повышение деформационно-прочностных характеристик тампонажного геля, чтобы исключить его разрушение при значительных перепадах давления;

- снижение коррозионной активности состава во избежание коррозионного повреждения скважинного оборудования;

- увеличение продолжительности водоизоляционного эффекта.

Поставленная задача решается за счет того, что гелеобразующий состав для ограничения притока вод в скважину, включающий силикат натрия, концентрированную кислоту и пресную воду, согласно изобретению содержит в качестве концентрированной кислоты ортофосфорную, или соляную, или серную кислоту и дополнительно акриловую кислоту, а также инициатор ее полимеризации - персульфат калия или персульфат аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%:

силикат натрия 30-6,0
указанная концентрированная кислота
(в пересчете на основное вещество) 0,1-0,6
акриловая кислота
(в пересчете на основное вещество) 4,0-10,0
указанный инициатор полимеризации 0,4-1,5
пресная вода остальное

Состав готовят следующим образом.

В емкость с водой при постоянном перемешивании вливают необходимый объем водного раствора силиката натрия - жидкое стекло (ГОСТ 13078-81) с массовой долей диоксида кремния 30,5-33,7%, силикатным модулем - 2,86-2,99, плотностью 1,45-1,49 г/см3. После этого в образовавшийся раствор вводят акриловую кислоту (ТУ 2431-001-52470063-2002) и перемешивают смесь до однородного состояния. Затем последовательно добавляют концентрированную кислоту (ортофосфорная ГОСТ 6552-80, соляная ингибированная ТУ РБ 400048086.008-2000 или серная ГОСТ 3118-77), инициатор полимеризации (персульфат калия ГОСТ 4146-74 или персульфат аммония ГОСТ 20478-75) и проводят перемешивание до полного растворения инициатора и получения однородного состава.

Наиболее важными эксплуатационными характеристиками заявляемого состава являются время гелеобразования и деформационно-прочностные характеристики образующихся гелей.

Время гелеобразования образцов состава оценивали как период от начала их термостатирования при температуре, моделирующей пластовую (70°С), до момента потери текучести. Оценку прочностных характеристик образующихся гелей проводили по методу пенетрации: проникновения металлического стержня с известной площадью поперечного сечения в исследуемый образец под измеряемой нагрузкой (кН/м2). Полученные результаты были обработаны методами математической статистики.

Рецептуры образцов гелеобразующего состава приведены в табл.1, а их характеристики - в табл.2.

Акриловая кислота - прозрачная жидкость, вводимая в композицию, выполняет роль реагента, полимеризующегося при повышенных температурах, который образует структурную матрицу геля. Замена полиакриламида на акриловую кислоту приводит к образованию высокоэластичного геля и позволяет повысить прочностные параметры последнего в несколько раз по сравнению с прототипом. Увеличение содержания акриловой кислоты в составе выше 10 мас.% при оптимальных концентрациях других компонентов приводит к снижению времени гелеобразования и удорожанию композиции (см. табл.1, 2 - образец 8). Уменьшение содержания акриловой кислоты ниже 4 мас.% вызывает снижение времени гелеобразования и деформационно-прочностных характеристик образующегося геля (табл.1, 2 - образец 7).

Инициатор полимеризации акриловой кислоты (персульфат калия или персульфат аммония) - кристаллический порошок белого цвета. Уменьшение содержания инициатора полимеризации акриловой кислоты ниже 0,4 мас.% (табл.1, 2 - образец 9) обусловливает полимеризацию не всей акриловой кислоты, в результате снижаются прочность, эластичность, упругость геля, наблюдается его синерезис, часть геля легко размывается водой. Увеличение содержания инициатора свыше 1,5 мас.% вызывает незначительное повышение прочности образующегося геля при резком сокращении времени гелеобразования (табл.1, 2 - образец 10).

При содержании силиката натрия в композиции менее 3,0 мас.% не удается достичь высоких деформационно-прочностных характеристик тампонажного геля (табл.1, 2 - образец 11). Содержание силиката натрия сверх оптимальных значений (более 6,0 мас.%) приводит к значительному увеличению прочности образующегося геля, но одновременно происходит резкое снижение времени гелеобразования при повышенных температурах (табл.1, 2 - образец 12).

Введение в состав концентрированной кислоты (ортофосфорной, или соляной, или серной) в оптимальных концентрациях пролонгирует его гелеобразование и позволяет получить более эластичный гель. В то же время избыток концентрированной кислоты (свыше 0,6 мас.%) снижает время гелеобразования (табл.1, 2 - образец 5). При отсутствии или недостатке концентрированной кислоты также уменьшается время потери текучести состава, и тампонажный гель теряет эластичность (табл.1, 2 - образец 6).

Заявляемый состав отличается от прототипа увеличенным временем гелеобразования при повышенных (моделирующих пластовую) температурах, а также высокой эластичностью, упругостью, механической прочностью тампонажного геля.

Новый состав может использоваться для решения широкого спектра задач. Подбор оптимального соотношения компонентов состава осуществляется исходя из поставленной задачи, на решение которой направлено применение изобретения. В частности состав с длительным временем потери текучести, образующий высокопрочный и эластичный тампонажный гель, может быть использован при проведении водоизоляционных работ в высокопроницаемых трещиноватых пластах в условиях высоких градиентов давления, обеспечивая гидроизоляцию на длительный срок.

Для оценки водоизолирующей способности разработанного состава были проведены его модельные испытания на насыпных моделях пласта.

В качестве модели пласта использовали металлическую трубку (длина 31 см, площадь поперечного сечения 5,1 см2) с терморубашкой, оборудованную входным и выходным штуцерами и запорным вентилем на входе. Модели заполняли молотой карбонатной породой - доломитом фракции 0,25÷0,5 мм. Поровый объем моделей определяли по объему пластовой воды плотностью ρ=1,15 г/см3, вошедшей в модель при вакуумировании. Затем модели термостатировали при пластовой температуре 70°С. Далее прямой прокачкой через модели пропускали пластовую воду ρ=1,15 г/см3 с целью определения коэффициента проницаемости.

После этого в модели закачивали оторочку изолирующего состава в объеме 0,75 порового объема модели. После закачки состава модели выдерживали «на гелеобразование» при пластовой температуре 70°С в течение 24 ч, после чего через них в обратном направлении прокачивали пластовую воду для оценки степени снижения проницаемости.

Модель №1

Начальная проницаемость модели при прокачке пластовой воды составила 1,94 мкм2 при объеме пор 75 см3 и пористости 49%. После стабилизации процесса фильтрации (при давлении 0,001 МПа, градиенте давления 0,004 МПа/м) в модель закачали оторочку состава. Конечное давление закачки составило 0,270 МПа. После выдержки «на гелеобразование» продолжили закачку пластовой воды в обратном направлении. Конечное давление фильтрации составило 0,135 МПа при градиенте давления 0,450 МПа/м. Таким образом, градиент давления увеличился по сравнению с исходным значением в 112,5 раз. Коэффициент проницаемости модели пласта уменьшился до 0,016 мкм2. Проницаемость модели пласта по сравнению с начальным значением снизилась в 121 раз.

Модель №2

Проницаемость модели пласта при прокачке через нее пластовой воды составила 0,528 мкм при объеме пор 70 см и пористости 46%. После стабилизации процесса фильтрации (при давлении 0,004 МПа, градиенте давления 0,013 МПа/м) в модель закачали оторочку состава. Конечное давление закачки составило 0,585 МПа. После выдержки «на гелеобразование» продолжили закачку пластовой воды в обратном направлении. При стабилизации давления на уровне 0,164 МПа и градиенте давления 0,547 МПа/м поэтапно увеличили скорость прокачки в 9 раз. Конечное давление фильтрации составило 0,35 МПа при градиенте давления 1,167 МПа/м. После закачки композиции максимальный градиент давления превышал первоначальный по воде в 112,8 раз. Коэффициент проницаемости модели пласта снизился до 0,046 мкм2. Максимальное снижение проницаемости модели пласта составило 98,54%, максимальный градиент давления 1,5 МПа/м.

Модельные исследования показали, что разработанная композиция при пластовой температуре в модели образует прочный тампонажный материал, обладающий высокой водоизолирующей способностью.

Объем композиции, закачиваемой в скважину, выбирают в зависимости от радиуса создаваемого в пласте водоизолирующего барьера. Композиция характеризуется повышенной работоспособностью в диапазоне температур 50-90°С.

Источники информации

1. SU 834343, 1981.05.30.

2. RU 2244819 C1, 2005.01.20.

3. RU 2288936 C1, 2006.12.10.

4. RU 2205269 C2, 2003.05.27.

5. RU 2197599 C2, 2003.01.27.

6. RU 2128768 C1, 1999.04.10.

Гелеобразующий состав для ограничения притока вод в скважину, включающий силикат натрия, концентрированную кислоту и пресную воду, отличающийся тем, что он содержит в качестве концентрированной кислоты ортофосфорную, или соляную, или серную кислоту и дополнительно акриловую кислоту и инициатор ее полимеризации - персульфат калия или персульфат аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%:

силикат натрия 3,0-6,0
указанная концентрированная кислота
(в пересчете на основное вещество) 0,1-0,6
акриловая кислота
(в пересчете на основное вещество) 4,0-10,0
указанный инициатор полимеризации 0,4-1,5
пресная вода остальное


 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области строительства и капитального ремонта скважин. .
Изобретение относится к расширяющемуся тампонажному материалу и может найти применение при креплении нефтяных и газовых скважин в диапазоне температур от 22 до 110°С.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта с поровым и трещинно-поровым коллекторами терригенного состава с глинисто-карбонатным цементом.

Изобретение относится к области извлечения углеводородов из подземного пласта, а более конкретно - к удалению жидкостей для обработки на водной основе, содержащих вязкоупругие поверхностно-активные вещества ВУПАВ, используемых во время операций извлечения углеводородов.

Изобретение относится к композиции и способу для очистки части подземного ствола скважины и обсадной колонны перед цементированием. .

Изобретение относится к композиции и способу для очистки части подземного ствола скважины и обсадной колонны перед цементированием. .
Изобретение относится к составу цементного раствора и к способу цементирования скважин с его использованием. .

Изобретение относится к разобщению подземных пластов и, более конкретно, к способам закупорки проницаемой зоны в стволе скважины. .

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину, в том числе в высокотемпературную скважину.
Изобретение относится к добыче нефти и газа и направлено на снижение пожарной опасности, токсичности, а также на сохранение продуктивности скважины после ремонта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для приготовления облегченных тампонажных цементных растворов при цементировании обсадных колонн, газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин

Изобретение относится к сферическим керамическим элементам, таким как расклинивающие агенты, для поддержания проницаемости в подземных формациях, чтобы облегчить добычу из них нефти и газа
Изобретение относится к области горного дела, в частности к технологии бурения скважин, при наличии в разрезе интервалов поглощений промывочных жидкостей (буровых растворов)
Изобретение относится к способу приготовления наноэмульсий вода в масле или масло в воде, в котором дисперсная фаза распределена в дисперсионной фазе в виде капель, имеющих диаметр от 1 до 500 нм, включающему: 1) приготовление гомогенной смеси (1) вода/масло, характеризующейся поверхностным натяжением менее 1 мН/м, включающей воду в количестве от 30 до 70 масс.%, по меньшей мере два поверхностно-активных вещества с различным ГЛБ, выбираемыми из неионных, анионных, полимерных поверхностно-активных веществ, причем указанные поверхностно-активные вещества присутствуют в таком количестве, чтобы сделать смесь гомогенной; 2) разбавление смеси (1) в дисперсионной фазе, состоящей из масла или воды с добавлением поверхностно-активного вещества, выбираемого из неионных, анионных, полимерных поверхностно-активных веществ, причем количество дисперсионной фазы и поверхностно-активного вещества является таким, чтобы получить наноэмульсию с ГЛБ, отличающимся от ГЛБ смеси (1)
Изобретение относится к уплотнению относительно неуплотненных частей в подземном пласте и уменьшению выноса расклинивающего уплотнителя из трещины в скважину
Изобретение относится к уплотнению относительно неуплотненных частей в подземном пласте и уменьшению выноса расклинивающего уплотнителя из трещины в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки призабойной зоны фациально-неоднородных низкопроницаемых коллекторов добывающих и нагнетательных скважин

Изобретение относится к составу для приготовления жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью, который может быть использован в нефтегазодобывающей промышленности для глушения и ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для разбуривания соленосных отложений, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов

Изобретение относится к составу для приготовления жидкостей без твердой фазы с высокой плотностью, который может быть использован в нефтегазодобывающей промышленности для глушения и ремонта нефтяных и газовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений и высоких температур, для разбуривания соленосных отложений, первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины

Наверх