Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин



Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин
Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин

 


Владельцы патента RU 2483092:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для глушения высокотемпературных скважин, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные скважины. Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, сшиватель - ацетат хрома с оксидом магния, дополнительно содержит хлористый кальций, введенный после остальных компонентов в количестве 112-145 г на 1 л пресной воды или 47-73 г на 1 л минерализованной воды с плотностью 1,12 г/см3 при следующем соотношении компонентов, % мас. : полисахаридный загуститель 0,8-1,2, ацетат хрома 0,05-0,1, оксид магния 0,04-0,08, хлористый кальций 10-12,5, вода пресная остальное или полисахаридный загуститель 0,8-1,2, ацетат хрома 0,05-0,1, оксид магния 0,04-0,08, хлористый кальций 4-6, вода минерализованная с плотностью 1,12 г/см3 остальное. Технический результат - повышение эффективности глушения скважин, разрабатывающих высокотемпературные пласты, или на которых осуществляется паротепловое воздействие. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к составам для глушения высокотемпературных скважин, а также может использоваться для ограничения водопритоков в нефтяные скважины.

Известен состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин и четвертичные аммониевые соединения (Патент RU №2173772, МПК Е21В 43/26, опубл. 20.09.2001).

Недостатком состава является то, что он не может быть успешно применен в качестве жидкости глушения высокотемпературных скважин, т.к. из-за высокой адсорбции на породе катионоактивных ПАВ увеличивается межфазное натяжение на границе с нефтью, что может снизить приток нефти после проведения глушения скважины.

Известен способ (Патент RU №2346151, МПК Е21В 43/22, С09К 8/514, опубл. 10.02.2009, бюл. №4) регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты), включающий закачку гелеобразующего состава на основе полисахарида, соединения поливалентного металла, воды и технологическую выдержку для гелеобразования. В качестве полисахарида используют гуаровую камедь, в качестве указанного соединения поливалентного металла используют оксид магния в присутствии ацетата хрома как в пресной, так и в минерализованной воде, а выдержку осуществляют от 3 до 5 сут при следующем соотношении компонентов, мас.% : гуаровая камедь - 0,2-0,5, оксид магния - 0,02-0,04, ацетат хрома - 0,01-0,12, вода - остальное. Недостатком способа является невозможность применения указанного гелеобразующего состава в качестве жидкости глушения высокотемпературных скважин из-за длительного времени гелеобразования.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является состав полисахаридного геля для глушения скважин (Патент RU №2246609, МПК Е21В 43/12, опубл. 20.02.2005, бюл. №5), который содержит пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, борный сшиватель, диэтаноламин, четвертичные аммониевые соединения и смесь неионогенного и анионактивного ПАВ в количестве 0,1-0,5 кг на 1000 л воды - основы геля.

Недостатком состава является его многокомпонентность, что усложняет процесс приготовления состава в промысловых условиях. Также состав не эффективен в качестве жидкости глушения высокотемпературных скважин вследствие того, что содержит неионогенные ПАВ, которые нестойки к действию высоких температур.

Технической задачей предлагаемого решения является создание состава на основе полисахаридного геля, позволяющего проводить глушение высокотемпературных скважин, разрабатывающих высокотемпературные пласты, или на которых осуществляется паротепловое воздействие.

Для решения технической задачи разработан состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, сшиватель - ацетат хрома с оксидом магния.

Новым является то, что состав дополнительно содержит хлористый кальций, введенный после остальных компонентов в количестве 112-145 г на 1 л пресной воды или 47-73 г на 1 л минерализованной воды с плотностью 1,12 г/см3 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полисахаридный загуститель 0,8-1,2
сшиватель - ацетат хрома 0,05-0,1
сшиватель - оксид магния 0,04-0,08
хлористый кальций 10-12,5
вода пресная остальное

или

полисахаридный загуститель 0,8-1,2
сшиватель - ацетат хрома 0,05-0,1
сшиватель - оксид магния 0,04-0,08
хлористый кальций 4-6
вода минерализованная с плотностью 1,12 г/л остальное.

В качестве полисахаридного загустителя применяют гуар (гуаровую камедь), ТУ 2458-019-57258729-2006.

В качестве сшивателя используют ацетат хрома (АХ), ТУ 2499-001-50635131-00 и оксид магния (ОМ), ТУ-6-09-3023-79.

Используют хлористый кальций (ХК) CaCl2 по ГОСТу 450-77.

Применяется пресная вода с общей минерализацией до 5 г/л, или минерализованная вода с минерализацией свыше 100 г/л.

Для успешного проведения ремонтно-изоляционных работ на скважинах необходимы современные высокоэффективные химические реагенты и комплексные технологии их применения для глушения и освоения скважин в сложных геолого-технических условиях. Особенно сложно проведение таких работ в условиях высоких температур в призабойной зоне скважины. Температура на забое этих скважин достигает 80°С и выше (месторождения Западной Сибири, Казахстана), такие скважины относятся к категории высокотемпературных. Также высокие температуры в призабойной зоне скважины наблюдаются при проведении паротеплового воздействия на пласт (Ашальчинское месторождение).

При закачке в указанные скважины предлагаемого состава полисахаридный загуститель в присутствии сшивателя под действием высоких температур превращается в полисахаридный гель - сшитую неподвижную систему. Благодаря этому предлагаемый состав не фильтруется в низкопроницаемую часть пласта, что позволяет сохранить коллекторские свойства призабойной зоны высокотемпературной скважины после глушения. Предлагаемый состав проникает в высокопроницаемую часть призабойной зоны высокотемпературной скважины на небольшое расстояние, поскольку под действием температуры он быстро теряет подвижность и превращается в упругий гель, способный закупорить эту часть пласта, прекратить приток жидкости и заглушить скважину для проведения ремонтных работ, или ограничить водоприток при проведении водоизоляционных работ.

Основным требованием к составам, предназначенным для глушения высокотемпературных скважин, является термостабильность состава. Под термостабильностью понимают отсутствие выпадения осадка, помутнения или высаливания компонентов состава под действием высоких температур.

Предлагаемый состав на основе полисахаридного загустителя, сшивателя и хлористого кальция обладает высокой термостабильностью. Термостабильность предлагаемого состава исследовалась при температурах 120-150°С. Составы выдерживались при указанных температурах в течение 8 часов, при этом они сохраняли свою композиционную стабильность, не наблюдалось ни одного из вышеуказанных факторов, свидетельствующих о разрушении геля. Составы готовились на пресной или минерализованной воде. Для упрочнения состава в него дополнительно вводится хлористый кальций, количество которого зависит от минерализации воды, на которой готовится состав. Максимальная концентрация хлористого кальция вводится в состав, приготовленный на пресной воде. При приготовлении состава на минерализованной воде хлористого кальция вводят меньше, поскольку в минерализованной воде уже содержатся ионы кальция и хлора.

В лабораторных условиях составы готовят следующим образом: в 86,35 г (86,89 мас.%) пресной воды растворяют 1 г полисахарида гуар (1 мас.%), 0,05 г оксида магния (0,05 мас.%), приливают 0,6 г 10% раствора ацетата хрома (AX - 0,06 мас.%) и вводят 12 г (12 мас.%) хлористого кальция, что соответствует концентрации 138 г/л, все перемешивают в течение 15 мин (в таблице состав №11). Затем приготовленный состав ставят в печку с температурой 120°С и ведут наблюдение за состоянием системы. Через 25 мин произошла полная сшивка полисахаридного геля, и он потерял текучесть. Состав оставляют под действием температуры еще 8 ч, видимых изменений с ним за это время не произошло. Аналогичным образом готовят другие составы с различным соотношением компонентов на пресной или на минерализованной воде с плотностью d=1,120 г/см3, которые выдерживают при температурах 120-150°С. Результаты исследований приведены в таблице.

Как видно из таблицы, при концентрации полисахаридного загустителя (гуара) меньше 0,8 мас.% образуется рыхлый гель, который не способен эффективно ограничить приток воды в высокотемпературную скважину и заглушить ее.

Составы полисахаридного геля с концентрацией полисахаридного загустителя выше 1,2 мас.%, ацетата хрома выше 0,1 мас.%, оксида магния выше 0,08 мас.% и хлористого кальция выше 12,5 мас.%, вода - остальное ведут к неэкономичному расходу реагентов и при такой концентрации полисахаридного загустителя возникают трудности с закачкой вследствие высокой вязкости полисахаридного геля.

Глушение высокотемпературных скважин производится на время проведения ремонтных работ, поэтому предлагаемый состав не содержит бактерицид, предохраняющий полисахаридный гель от разрушения. Благодаря этому он способен самопроизвольно разрушаться по истечении времени проведения ремонтных работ, и приток жидкости в высокотемпературную скважину восстанавливается. Но если требуется быстрое восстановление притока жидкости в скважину после глушения, то рекомендуется для разрушения полисахаридного геля использовать ингибированную соляную кислоту. Способность состава заглушить приток жидкости оценивалась по фильтрации полисахаридных гелей, полученных в результате сшивки компонентов состава, через фильтр Шотта с помощью вакуумного насоса Buchi. На фильтр помещают полученный полисахаридный гель, затем приливают воду и подключают насос, и наблюдают, фильтруется или не фильтруется вода через полученный гель. По отсутствию фильтрации воды через полисахаридный гель заключают, что данный состав пригоден для проведения операции глушения высокотемпературных скважин и ограничения водопритоков в высокотемпературные скважины.

В таблице приведены также результаты исследования составов по прототипу. Под действием высоких температур указанные составы мутнеют, поскольку происходит разрушение содержащихся в них неионогенных ПАВ. Образующийся в результате сшивки гель имеет слабую структуру из-за низкой концентрации полисахарида и поэтому не эффективен в качестве жидкости глушения высокотемпературных скважин и при ограничении притоков воды в высокотемпературные скважины.

Для приготовления полисахаридного геля в промысловых условиях используют агрегат КУДР-8. В смесительную емкость КУДР-8 подается минерализованная вода с плотностью 1120 кг/м3. Для получения 1 т раствора в 928 кг воды засыпается при постоянном перемешивании 10 кг гуара, 0,5 кг оксида магния, 1,2 кг 50% раствора ацетата хрома и 60 кг хлористого кальция. Полученный состав имеет следующее соотношение компонентов в мас.%:гуар - 1, оксид магния - 0,05, ацетат хрома - 0,06, хлористый кальций - 6 (или 72 г/л), вода - 92,89. Состав перемешивают в течение 15-20 минут и закачивают в высокотемпературную скважину для ее глушения. При закачке в высокотемпературную скважину предлагаемого состава полисахаридный загуститель в присутствии остальных компонентов под действием высоких температур превращается в полисахаридный гель, способный закупорить пласт, прекратить приток жидкости и заглушить скважину для проведения ремонтных работ, или ограничить водоприток при проведении водоизоляционных работ.

Предложенный состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин позволяет проводить глушение высокотемпературных скважин, разрабатывающих высокотемпературные пласты, или на которых осуществляется паротепловое воздействие.

Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин, содержащий пресную или минерализованную воду, полисахаридный загуститель, сшиватель - ацетат хрома с оксидом магния, отличающийся тем, что состав дополнительно содержит хлористый кальций, введенный после остальных компонентов в количестве 112-145 г на 1 л пресной воды или 47-73 г на 1л минерализованной воды с плотностью 1,12 г/см3, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полисахаридный загуститель 0,8-1,2
сшиватель - ацетат хрома 0,05-0,1
сшиватель - оксид магния 0,04-0,08
хлористый кальций 10-12,5
вода пресная остальное
полисахаридный загуститель 0,8-1,2
сшиватель - ацетат хрома 0,05-0,1
сшиватель - оксид магния 0,04-0,08
хлористый кальций 4-6
вода минерализованная с плотностью 1,12 г/см3 остальное



 

Похожие патенты:
Проппант // 2482155
Изобретение относится к производству проппантов, применяемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. .
Изобретение относится к бороцирконатным композициям, применяемым при нефтедобыче. .
Изобретение относится к области геологоразведочного бурения, в частности восстановления дебита гидрогеологических скважин, снизивших его через некоторое время работы вследствие выпадения на поверхности фильтра содержащихся в воде солей (СаСО 3, MgCO3, CaSO4).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к созданию скважинной технологической жидкости, которая может применяться для бурения, глушения или промывки скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к созданию скважинной технологической жидкости, которая может применяться для бурения, глушения или промывки скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для обработки скважин и трубопроводов с целью предотвращения образования гидратов в них.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. .
Изобретение относится к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, осложненных образованием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока и поглощающих зон в скважине, а также к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в условиях больших поглощений

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначается для гидравлического разрыва пласта, а жидкость-песконоситель можно использовать при гидропескойструйной перфорации

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и конкретно к области производства добавок для получения специальных цементов, а именно тампонажных материалов для крепления нефтяных и газовых скважин
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к осадко- и гелеобразующим реагентам на основе водорастворимых акриловых полимеров, предназначенным для снижения водопроницаемости неоднородных нефтяных пластов и ограничения притока вод в продуктивные скважины при разработке нефтяных месторождений способом заводнения

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для удаления водогазоконденсатной смеси с содержанием газового конденсата до 80 об.%, солей натрия до 12,0 мас.%, растворимых солей кальция и магния до 5 мас.% из эксплуатационных скважин, имеющих зумпф
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для разрушения водонефтяных эмульсий и для удаления и предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано на нефтяных промыслах для защиты оборудования
Изобретение относится к производству керамических проппантов для использования в нефтедобывающей промышленности в качестве расклинивающих агентов, а именно к утилизации некондиционных керамических проппантов
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам, используемым при бурении толщи соленосных, а также терригенно-карбонатных отложений поисково-разведочных и эксплуатационных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД)

Изобретение относится к тампонажному материалу, используемому при цементировании нефтяных и газовых скважин, и к способу его получения
Наверх