Тампонирующий состав для селективной изоляции притока пластовых вод



 


Владельцы патента RU 2454446:

Салех Ахмед Ибрагим Шакер (RU)

Изобретение относится к составам для изоляции притока пластовых вод в нефтяных, газовых и нефтегазовых скважинах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Тампонажный состав для селективной изоляции притока пластовых вод включает, мас.%: структурообразующая глина - бентонит 5,5-7,5, наполнитель - керамзитовая пудра 5,5-7,5, силикат натрия - жидкое стекло плотностью 1500±20 кг/м3 35-45, кремнефтористый натрий 3,5-4,5, карбонат щелочного металла 0,5-1,5, хромат щелочного металла 0,05-0,09, КМЦ-Na 0,3-0,5, вода пресная - остальное. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока. 4 табл.

 

Изобретение относится к составам для изоляции притока пластовых вод в нефтяных, газовых и нефтегазовых скважинах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.

Известен способ селективной изоляции притока пластовых вод, в котором в качестве тампонирующего состава используют бентонит, силикат натрия, полимер и воду, при соотношении компонентов, мас.%:

Бентонит 5-10;
Силикат натрия 2-4;
Полимер 0,1-0,3;
Вода остальное

(см. заявка РФ №92011390/03, 1992 г.) (1).

Недостатком этого состава является невысокая эффективность изоляции водопритока из-за недостаточно высоких структурно-механических свойств тампонирующего состава.

Наиболее близким к предлагаемому является тампонирующий состав, включающий керамзитовую пудру в качестве наполнителя, силиката натрия (жидкое стекло), кремнефтористый натрий, карбонат натрия, ПАВ и воду, при соотношении компонентов, мас.%:

Керамзитовая пудра 17,5-22,5
Силикат натрия (жидкое стекло) 45,0-60,0
Кремнефтористый натрий 4,5-5,5
Карбонат щелочного металла 1,0-3,0
ПАВ 0,001-0,005
Вода остальное

(Патент РФ №2362007, 2007 г.) (2).

Недостатком этого решения является его недостаточная технологичность из-за быстрого «схватывания» загустевания раствора, в результате чего не исключается возможность нарушения технологического регламента, вплоть до возникновения аварийных ситуаций, а также ухудшения структурно-механических свойств камня и повышение его водопроницаемости, т.е. снижение эффективности изоляции пласта.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности изоляции водопритока путем увеличения адгезионных свойств состава, расширение охвата водоносных участков пласта и увеличения времени его загустевания.

Технический результат достигается тем, что в тампонирующем составе для селективной изоляции притока пластовых вод, включающем глинистый материал в виде керамзитовой пудры в качестве наполнителя, а также силикат натрия (жидкое стекло плотностью 1500±20 м кг/м3), кремнефтористый натрий, карбонат щелочного металла и пресную воду, в нем новым является то, что он дополнительно содержит структурообразующий глинистый материал - бентонит, а также хромат щелочного металла и КМЦ-Na, при соотношении компонентов, мас.%:

Бентонит 5,5-7,5
Керамзитовая пудра 7,5-9,5
Силикат натрия (жидкое стекло плотностью
1500±20 м кг/м3) 45-55
Кремнефтористый натрий 4,5-5,5
Карбонат щелочного металла 0,5-1,5
Хромат щелочного металла 0,05-0,09
КМЦ-Na 0,3-0,5
Вода пресная - остальное

Таким образом, высокая эффективность предлагаемого состава обеспечивается за счет его отличительных признаков следующим образом.

Бентонит благодаря своим свойствам создавать стабильные структуры в щелочных водных растворах, не содержащих поливалентные металлы, обеспечивает образование однородной и стабильной суспензии со стабильной структурой и низкой водоотдачей, и в конечном результате образование однородно прочного камня. Кроме того, свежеприготовленная бентонитная суспензия после закачки в водоносный пласт, создает более объемную и прочную структуру, которая при затвердевании набухает и увеличивается в объеме, заполняя при этом промытые каналы. Набухание состава в замкнутом пространстве создает давление на стенках поровых каналов, при этом создается прочная и твердая структура с широким охватом водоносных каналов и высокими адгезионными свойствами, что в конечном итоге повышает эффективность гидроизоляции.

Эффективность гидроизоляции усилена совместным применением бентонита и керамзитовой пудры, поскольку последняя благодаря ее структуре и наличию мелкодисперсных пор создает более стабильную структуру суспензии, а в смеси с бентонитом обеспечивает образование однородного более прочного камня.

Хромат щелочного металла (натрия или калия) выполняет роль замедлителя реакции затвердевания кремнефтористого натрия с жидким стеклом, что необходимо при проведении водоизоляционных работ и для предотвращения аварийных ситуаций. Количество хромата зависит от времени начала схватывания тампонирующего состава (см. табл.3).

КМЦ-Na - натриевая соль карбоксиметилцеллюлозы и выполняет роль пластификатора и смачивателя твердых частиц глины, который обволакивает структурообразующие частицы и улучшает их проникающую способность в малопроницаемые каналы водоносного участка пласта, кроме того, КМЦ-Na является стабилизатором структуры свежеприготовленной суспензии.

Для достижения заданного технического результата, повышения эффективности изоляционных свойств состава, существенным являются также признаки, общие с прототипом.

Водный раствор силиката натрия (жидкое стекло) является растворителем химреагентов и стеклообразователем, при этом кремнефтористый натрий является отвердителем жидкого стекла, при их взаимодействии образуются прочные и очень твердые структуры с высокими механическими и адгезионными характеристиками.

Карбонат щелочного металла (натрия или калия) обеспечивает щелочную среду, необходимую для образования глинистой структуры и улучшения механических свойств глинистого камня, предохраняет его от разрушения под действием пластовой воды и снижает водопроницаемость при взаимодействии с солями поливалентных металлов, преимущественно магния и кальция (Mg, Ca).

При этом после затвердевания тампонирующего состава и образования глинисто-стекольного камня проникновения в его поры пластовой воды способствует улучшению механических и фильтрационных свойств камня именно благодаря наличию в составе щелочных соединений (не прореагировавший силикат натрия и карбонат натрия).

В условиях пласта, до начала затвердевания тампонирующего состава при контакте с ним пластовой воды с одной и другой стороны образуются водонерастворимые вяжущие соединения (силикаты и карбонаты кальция и магния), «согласно реакции (1-4)», обладающие высокими адгезионными свойствами, которые создают экранирующие слои, препятствующие выносу и разбавлению тампонирующего состава.

Способ приготовления тампонирующего состава.

В емкость для приготовления суспензии наливают расчетное количество товарного силиката натрия (жидкого стекла плотностью 1500±20 кг/м3), добавляют расчетное количество пресной воды, перемешивают, добавляют расчетное количество КМЦ-Na и перемешивают до полного растворения КМЦ-Na и получения гомогенной системы. Затем в последовательном порядке добавляют карбонат щелочного металла (Na, К), хромат щелочного металла (Na, К) и кремнефтористый натрий, перемешивают до получения гомогенной суспензии. После этого добавляют бентонит и керамзитовую пудру и перемешивают до получения однородной суспензии. Состав прокачивают в скважину в свежеприготовленном виде.

В таблице 1 приведены варианты тампонирующего состава.

Таблица 1
Компонентный состав, мас.% Варианты
А Б В
1. Бентонит 5,5 6,5 7,5
2. Керамзитовая пудра 7,5 6,5 5,5
3. Силикат натрия (жидкое стекло плотностью 1500±20 кг/м3) 45 40 35
4. Кремнефтористый натрий 4,5 4,0 3,5
5. Карбонат натрия или калия 0,5 1,0 1,5
6. Хромат натрия или калия 0,05 0,07 0,09
7. КМЦ 0,3 0,4 0,5
8. Вода 36,65 41,53 46,41

В Таблице 2 приведены технические характеристики образующегося камня предлагаемого состава (варианты в соответствии с таблицей 1).

Таблица 2
Показатели Варианты предлагаемого состава Прототип
А Б В
1. Адгезионная прочность, МПа 4,0-4,5 4,5-5,0 5,0-6,0 3,0-4,0
2. Водонепроницаемость, МПа 14,0-14,5 14,5-15,5 16-17 14-15
3. Предел прочности при сжатии, МПа 11-13 13-15 15-17 11-12
4. Предел прочности при изгибе, МПа 5-6 6-7 7-8 4-6
5. Начало схватывания, час 6-7 7-8 8-9 3-4

Объем необходимого гидроизоляционного раствора зависит от интервала перфорации, пористости и проницаемости обводненного участка ПЗП и определяется расчетным путем.

Начало схватывания состава составляет от 6 и до 9 часов. Время полного затвердевания состава и образования стойкого камня в пластовых условиях составляет 24-78 часов в зависимости от температуры пласта, таблица 3.

Зависимость затвердевания тампонирующего состава от температуры.

Таблица 3
Температура, °С Время затвердевания, час
Предлагаемый состав Прототип
Ниже 25 72-78 60-68
25-50 48-56 36-44
50-75 32-36 24-28
Выше 75 20-24 12-18

В таблице 4 приведены результаты лабораторных исследований в поровых кернах эффективности предлагаемого состава. Определение эффективности провели после заполнения керна предлагаемым составом, а заполненный керн окунали в пластовую воду в течение времени более трех суток.

Таблица 4
Исходная проницаемость керна, дарси Предлагаемым способ Прототип
Проницаемость керна после закачки, дарси Эффективность Эффективность
1 7,2 0,42 94,1 74,4
2 4,8 0,23 95,2 78,3
3 3,8 0,14 96,3 82,7
4 3,4 0,09 97,1 83,5
5 2,3 0,05 97,8 89,2
6 1,9 0,03 98,4 94,2

Таким образом, предлагаемый состав обеспечивает создание более прочного и стойкого в агрессивных условиях гидроизоляционного барьера

Тампонажный состав для селективной изоляции притока пластовых вод, включающий глинистый материал в виде керамзитовой пудры в качестве наполнителя, силикат натрия - жидкое стекло плотностью 1500±20 кг/м3, кремнефтористый натрий, карбонат щелочного металла, пресную воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит структурообразующий глинистый материал - бентонит, а также хромат щелочного металла и КМЦ-Na, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Структурообразующая глина - бентонит 5,5-7,5
Наполнитель - керамзитовая пудра 5,5-7,5
Силикат натрия - жидкое стекло плотностью 1500±20 кг/м3 35-45
Кремнефтористый натрий 3,5-4,5
Карбонат щелочного металла 0,5-1,5
Хромат щелочного металла 0,05-0,09
КМЦ-Na 0,3-0,5
Вода пресная Остальное


 

Похожие патенты:

Изобретение относится к обработке углеводородной формации, где присутствует рассол. .

Изобретение относится к вязкоупругим составам и способам их использования. .

Изобретение относится к вязкоупругим составам и способам их использования. .

Изобретение относится к способу подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе. .

Изобретение относится к способу подготовки к цементированию скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе. .
Изобретение относится к производству керамических проппантов - сферических гранул, применяющихся в технологии гидроразрыва горных пород в качестве опорного слоя. .

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к расширяющемуся тампонажному раствору для цементирования обсадных колонн, а также хвостовиков дополнительных стволов нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству обычных и многозабойных скважин, а также к их ремонту, в частности к кислоторастворимому тампонажному составу, используемому для изоляции продуктивных пластов как в период строительства скважин, так и в период их капитального ремонта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составу для изоляции водопритока в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к реагентам для обработки нефтяного пласта и к способам добычи нефти для повышения производительности скважин и повышения нефтеотдачи пласта, и может быть использовано па нефтяных месторождениях в широком диапазоне пластовой температуры (20-90°С), суммарного содержания солей в пластовой и закачиваемой водах (0,034-24,0 мас.%) с карбонатными, терригенными и глинизированными породами
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для удаления глинистой корки со стенок скважины перед ее креплением

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для удаления глинистой корки со стенок скважины перед ее креплением
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу восстановления герметичности эксплуатационной колонны
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для удаления жидкости с минерализацией до 200 г/л и содержанием газового конденсата в смеси до 50% с забоя низкотемпературных скважин, преимущественно на поздней стадии разработки месторождений
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для удаления жидкости с минерализацией до 200 г/л и содержанием газового конденсата в смеси до 50% с забоя низкотемпературных скважин, преимущественно на поздней стадии разработки месторождений
Наверх