Состав для изоляции вод в скважине


 


Владельцы патента RU 2491315:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах. Состав для изоляции вод в скважине включает сополимер метакрилата натрия и метакриловой кислоты и структурообразователь. В качестве сополимера метакрилата натрия и метакриловой кислоты используют реагент «Витам», а в качестве структурообразователя - раствор алюмохлорида при следующем соотношении, об.%: реагент «Витам» 25-75, раствор алюмохлорида 25-75, дополнительно в составе используют водоцементную смесь при водоцементном соотношении 0,5-0,8 в объеме, равном от 12 до 22% от суммарного объема реагента «Витам» и раствора алюмохлорида. Технический результат - повышение эффективности ограничения водопритока и снижение обводненности нефти. 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах.

Известен состав для изоляции водопритоков и зон поглощений в скважинах (а.с. №765497, МПК Е21В 33/13, опубл. 23.09.1980, бюл. №35), который содержит сополимер метакрилата натрия и метакриловой кислоты, а также эпихлоргидрин. Недостатком известного состава является то, что эпихлоргидрин обладает высокой токсикологической опасностью (2 класс опасности).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является состав для изоляции вод в скважине (пат. RU 2354678, МПК С09К 8/487, опубл. 10.05.2009, бюл. №13), который содержит сополимер метакрилата натрия и метакриловой кислоты, а также эпоксисоединение - глицидиловые производные 5,5-диметилгидантоина. При взаимодействии сополимера с эпоксисоединением (структурообразователем) образуется полимерный гель, способный блокировать водоприток в скважину.

Недостатком известного состава является то, что полученный гель в пресной воде со временем размягчается, разрушается и вымывается из зоны изоляции, из-за чего повышается обводненность нефти и сокращается межремонтный период работы скважины.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности ограничения водопритока и снижение обводненности нефти за счет образования полимерного геля, стойкого к воздействию пресных вод.

Поставленная задача решается составом для изоляции вод в скважине, содержащим сополимер метакрилата натрия и метакриловой кислоты и структурообразователь.

Новым является то, что в качестве сополимера метакрилата натрия и метакриловой кислоты используют реагент «Витам», а в качестве структурообразователя - раствор алюмохлорида при следующем соотношении, об.%:

реагент «Витам» 25-75
раствор алюмохлорида 25-75,

дополнительно в составе используют водоцементную смесь при водоцементном отношении 0,5-0,8 в объеме, равном от 12 до 22% от суммарного объема реагента «Витам» и раствора алюмохлорида.

Реагенты, применяемые в предлагаемом составе, представлены в табл.1.

Таблица 1
Наименование реагента Наименование технических условий (ТУ) Внешний вид Основная характеристика
Реагент «Витам» ТУ 2458-028-25690359-2007 с изм. №1 Вязкая бесцветная или желтоватая жидкость Массовая доля нелетучих веществ, %, не менее 11
Гидроксохлористый алюминий (алюмохлорид) ТУ 2471-077-05766563-2006 Жидкость слабо желтого или серого цвета с зеленоватым оттенком Массовая доля основного вещества в перерасчете на АlСl3, г/дм3, в пределах 1200-1300
Цемент ГОСТ 1581-96 - -

Согласно техническим условиям реагент «Витам» представляет собой композиционный материал на основе карбоксилсодержащего метакрилового сополимера и гликоля, он предназначен для повышения нефтеотдачи в качестве водоизолирующего агента. Водоцементную смесь получают затворением цемента, используемого повсеместно при ремонте скважин. Затворение цемента проводят при водоцементном отношении 0,5-0,8.

При взаимодействии реагента «Витам» с раствором алюмохлорида образуется объемный полимерный гель, который отличается от известных (гипана, полиакриламида, лигносульфонатов) отсутствием синерезиса (усадки геля, сопровождающейся отделением жидкости), улучшенными структурно-механическими свойствами и способностью к обратимым упругим деформациям. При взаимодействии реагента «Витам», раствора алюмохлорида и водоцементной смеси происходит ускорение набора прочности полимерцементной массы, что обеспечивает сокращение продолжительности ремонта скважины. Полимерцементная масса, получаемая при взаимодействии реагента «Витам». раствора алюмохлорида и водоцементной смеси, не разрушается в пресной воде. повышается прочность получаемого водоизоляционного экрана, что позволяет последнему выдерживать перепады давлений, существующие в системе «пласт-скважина».

В лабораторных условиях предлагаемый состав проверяли на воздействие пресной воды: в колбы наливали реагент «Витам». раствор алюмохлорида и водоцементную смесь перемешивали и полученную полимерцементную массу заливали пресной водой плотностью 1000 кг/м3. Каждые 3 месяца замеряли объем воды в колбах и ее плотность, которые не изменились в течение года, вода при этом не помутнела, а полимерцементная масса не разрушилась, что доказывает ее стойкость к воздействию пресных вод.

Испытания водоизолирующей способности предлагаемого состава проводили на моделях пласта длиной 120 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненных молотым известняком фракции 0,2-0,3 мм, которые позволяют моделировать закачку реагентов в пласт и вести непрерывный контроль их расхода по схеме: «скважина-пласт» и «пласт-скважина». Первоначально через модель пласта прокачивают воду, проводят замер ее расхода и определяют исходную проницаемость модели. Далее через модель последовательно прокачивают реагент «Витам», раствор алюмохлорида и водоцементную смесь. Модели оставляют на 24 ч и 36 ч с целью структурирования состава, после чего прокачивают воду, по формуле Дарси определяют проницаемость и вычисляют коэффициент изоляции, который характеризует степень закупоривания пор и является мерой результативности изоляционных работ.

Результаты исследования водоизолирующей способности предлагаемого состава и состава по наиболее близкому аналогу (прототипу) представлены в табл.2.

Таблица 2
Количество реагентов в составе, мл Коэффициент изоляции составов через 24 ч, % Коэффициент изоляции составов через 36 ч, %
Реагент «Витам» Раствор алюмохлорида Водоцементная смесь/водоцементное отношение
1 20 80 10/0,4 70 75
2 25 75 12/0,8 96 99,5
3 50 50 15/0,6 98 100
4 75 25 22/0,5 97 100
5 80 20 25/1 80 82
Состав по прототипу 92-100

Из представленных в табл.2 результатов следует, что составы №1 и №5 показали недостаточную изолирующую способность. Коэффициент изоляции предлагаемого состава и водоцементной смеси (опыты №2-4) уже через 24 ч составил 96-98%, а через 36 ч - 99,5-100%, что лучше результатов, полученных при использовании состава по наиболее близкому аналогу через 36 ч, и что свидетельствует об эффективности предлагаемого состава. В опытах №2-4 оптимальное количество водоцементной смеси при водоцементном отношении 0,5-0,8 составляет от 12 до 22% от суммарного объема реагента «Витам» и раствора алюмохлорида (№2-12%, №3-15%, №4-22%).

Оптимальное соотношение состава и водоцементной смеси (опыты №2-4), об.%:

реагент «Витам» 25-75
раствор алюмохлорида 25-75,

дополнительно в составе используют водоцементную смесь при водоцементном отношении 0,5-0,8 в объеме, равном от 12 до 22% от суммарного объема реагента «Витам» и раствора алюмохлорида.

Использование водоцементной смеси в качестве дополнительного компонента состава обеспечивает сокращение продолжительности структурирования состава с 36 до 12 ч, обеспечивает повышение прочности водоизоляционного экрана и эффективности изоляционных работ. Требуемый объем водоцементной смеси выбран на основе опыта промысловых работ и уточняется в зависимости от приемистости скважины.

Пример практического применения.

На скважине проводили изоляцию пластовых вод с отключением части пласта. Характеристики скважины: нефтедобывающая скважина с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, текущим забоем 1794 м, интервалом перфорации продуктивного пласта 1778-1780, 1788-1790 м и удельной приемистостью 5,0 м3/ч·МПа).

В скважину спустили на насосно-компрессорных трубах (НКТ) и установили разбуриваемый пакер в интервале 1780-1788 м. Определили приемистость скважины закачиванием в изолируемый интервал 6,0 м3 минерализованной воды с плотностью. равной плотности жидкости глушения скважины. Закачивание производили с целью контроля приемистости непосредственно перед закачиванием предлагаемого состава. Закачали буфер в объеме 0,2 м3 пресной воды (для исключения преждевременного гелеобразования), 3,9 м3 (49,4 об.%) реагента «Витам», буфер в объеме 0,2 м3 пресной воды, 4 м (50,6 об.%) раствора алюмохлорида, буфер в объеме 0,2 м3 пресной воды, 1,2 м водоцементной смеси (15,2% от суммарного объема реагента «Витам» и раствора алюмохлорида), затворенной из 1,5 т цемента при водоцементном отношении, равном 0,5. и 5,2 м воды с плотностью, равной плотности жидкости глушения. Приподняли посадочное устройство пакера на 2 м выше разбуриваемого пакера и произвели контрольную обратную промывку до чистой воды закачиванием по межтрубью воды с плотностью, равной плотности жидкости глушения, в объеме не менее 8.1 м3. НКТ подняли на безопасную высоту и скважину оставили на время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) в течение 12 ч.

До проведения изоляционных работ скважина работала в течение 6 месяцев с дебитом 0,5 т нефти в сутки с обводненностью более 80%, после изоляции предлагаемым составом дебит по нефти увеличился до 5,5 т в сутки, а обводненность продукции снизилась до 8%, что доказывает выполнение технической задачи предложения. Скважина проработала 14 месяцев, эффект продолжается.

Таким образом, в данном предложении достигаются результаты - повышение эффективности ограничения водопритока и снижение обводненности нефти.

Состав для изоляции вод в скважине, содержащий сополимер метакрилата натрия и метакриловой кислоты и структурообразователь, отличающийся тем, что в качестве сополимера метакрилата натрия и метакриловой кислоты используют реагент «Витам», а в качестве структурообразователя - раствор алюмохлорида при следующем соотношении, об.%:

реагент «Витам» 25-75
раствор алюмохлорида 25-75,

дополнительно в составе используют водоцементную смесь при водоцементном отношении 0,5-0,8 в объеме, равном от 12 до 22% от суммарного объема реагента «Витам» и раствора алюмохлорида.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам селективной изоляции водопритоков в газовых и нефтяных скважинах, герметизации затрубного пространства, устранению межпластовых перетоков в скважинах с близкорасположенным газонефтеводяным контактом, в том числе в условиях низкопроницаемых коллекторов.
Проппант // 2490299
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении операции гидравлического разрыва продуктивного пласта (ГРП) для повышения эффективности добычи углеводородного сырья.
Изобретение относится к хелатам цирконя и их использованию на нефтяных месторождениях. .
Изобретение относится к хелатам цирконя и их использованию на нефтяных месторождениях. .

Изобретение относится к жидкостям для обработки приствольной зоны подземных формаций. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при удалении асфальтено-смоло-парафиновых отложений АСПО в процессе добычи нефти. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в нефтяные скважины. .

Изобретение относится к составу добавки, используемой при цементировании буровых скважин в нефтяной и газовой отрасли. .

Изобретение относится к области получения изолирующего гелеобразующего раствора на водной основе и может быть использовано в строительной индустрии, нефтегазодобывающей отрасли для изоляции водопритоков, при работах по увеличению нефтеотдачи

Изобретение относится к способам и композициям для определения геометрии трещин в подземных образованиях

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и солевых отложений в условиях действия высоких забойных температур до 220°C
Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и вскрытии продуктивных пластов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам получения реагентов-ингибиторов, обладающих дополнительными стабилизирующими свойствами, для обработки буровых растворов на водной основе, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к устройствам для обработки призабойной зоны за счет гидроразрыва пласта газообразными продуктами сгорания твердых топлив
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частости к герметизирующим составам для изоляционных работ в скважине, которые могут быть использованы для изоляции межколонного и заколонного пространства при эксплуатации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, а также на подземных хранилищах газа. Герметизирующий состав для изоляционных работ в скважине состоит из синтетической смолы и отвердителя. Состав дополнительно содержит ингибитор коррозии «ИНКОРГА3-21Т», в качестве синтетической смолы - Композицию эпоксидную марки ХТ-116 Компонент А, в качестве отвердителя - Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б при следующем соотношении ингредиентов, об.%: Композиция эпоксидная марки ХТ-116 Компонент А - 70-74; Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б - 10-14; Ингибитор коррозии «ИНКОРГА3-21Т» - остальное, причем соотношение мас.ч. Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б и Композиция эпоксидная марки ХТ-116 Компонент А составляет 1:6,5-8,6 соответственно. Изобретение позволяет повысить эффективность изоляционных работ.

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное. Способ включает получение состава для обработки приствольной зоны на водной основе, содержащего указанную выше добавку, введение состава в подземную формацию, предоставление возможности указанной добавке для поступления в фильтрационную корку на поверхности внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации. Способ включает получение указанного выше бурового раствора, введение его в подземную формацию, предоставление возможности указанной добавке для поступления в фильтрационную корку на поверхности внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации. Способ включает получение внутрифильтрового загустителя, содержащего указанные выше текучую среду на водной основе и добавку, размещение загустителя в подземной формации между фильтром с гравийным пакерованием и участком подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности контроля потери текучей среды, снижение остаточного повреждении. 4 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 13 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к производству проппантов с полимерным покрытием при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта (ГРП). Способ изготовления проппанта с полимерным покрытием включает нанесение на гранулы полимерного покрытия из фенолформальдегидной смолы с гексаметилентетрамином и жидкой эпоксидной смолой с отвердителем, перед покрытием гранул готовят раствор фенолформальдегидной смолы с гексаметилентетрамином, который смешивают с жидкой эпоксидной смолой с отвердителем, в соотношении, мас.%: жидкая эпоксидная смола с отвердителем 20-80 и раствор фенолформальдегидной смолы с гексаметилентетрамином 20-80, причем содержание растворителя в растворе фенолформальдегидной смолы составляет 5-90%. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - обеспечение монолитного каркаса пачки проппанта при температурах эксплуатации 40-140°C. 2 з.п. ф-лы, 5 пр., 2 табл.
Наверх