Состав для изоляции водопритока в скважине


 


Владельцы патента RU 2526039:

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

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине. Состав для изоляции водопритока в скважине включает 17-59 мас.% реагента «Витам», 20-40 мас.% силиката натрия, 1-3 мас.% древесной муки и 20-40 мас.% 10%-ного раствора полиалюминия хлорида. Техническим результатом является повышение изолирующей способности состава за счет повышения устойчивости образующегося геля. 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в скважине.

Известен состав для изоляции водопритоков в скважину, включающий водный раствор силиката натрия, натрий кремнефтористый, триацетин и древесную муку (патент RU №2244819, МПК E21B 43/32, опубл. 20.01.2005 г., Бюл. №2) при следующем соотношении компонентов, масс.%:

водный раствор силиката натрия плотностью 1,36 г/см3 и
силикатным модулем М=3,0 90,0-95,0
кремнефтористый натрий 3,0-8,0
древесная мука 1,0-4,0
триацетин 1,0-4,0

Недостатком известного состава является то, что при его закачивании происходит осаждение нерастворившейся части кремнефтористого натрия в насосе цементировочного агрегата из-за малой растворимости данного реагента - 7,62 г/л (Большой энциклопедический словарь. Химия. - М.: Большая Российская энциклопедия, 2000. - С.362), поэтому требуется соблюдение технологии и точное дозирование компонентов состава. Остановка процесса закачивания состава для очистки забившегося насоса может привести к аварийной ситуации - отверждению состава в насосно-компрессорных трубах.

Наиболее близким аналогом является состав для изоляции вод в скважине (патент RU №2354678, МПК C09K 8/487, опубл. 10.05.2009 г., Бюл. №13), включающий сополимер метакрилата натрия и метакриловой кислоты (реагент «Витам») и глицидиловые производные 5,5-диметилгидантоина при следующих соотношениях компонентов, % масс.:

сополимер метакрилата натрия и метакриловой кислоты 6-13
глицидиловые производные 5,5-диметилгидантоина 1,6-7,0
вода остальное

причем соотношение карбоксильных групп сополимера к эпоксидным группам указанных производных составляет от 1:1 до 1:0,5. При взаимодействии сополимера метакрилата натрия и глицидиловых производных 5,5-диметилгидантоина с пластовыми водами, содержащими ионы поливалентных металлов, образуется объемный гель.

Недостатком известного состава является то, что полученный гель в пресной воде со временем разрушается, поэтому обводненность нефти увеличивается, а межремонтный период работы скважины сокращается.

Технической задачей предложения является повышение изолирующей способности состава за счет повышения устойчивости образующегося геля.

Поставленная задача решается составом для изоляции водопритока в скважине, включающим реагент «Витам», силикат натрия, древесную муку и структурообразователь.

Новым является то, что в качестве структурообразователя он содержит 10%-ный раствор полиалюминия хлорида при следующих соотношениях компонентов, % масс.:

реагент «Витам» 17-59
силикат натрия 20-40
древесная мука 1-3
10%-ный раствор полиалюминия хлорида 20-40

Реагенты, применяемые в заявляемом составе, представлены в таблице 1.

Таблица 1
Реагенты , применяемые в заявленном составе
Наименование реагента Наименование ГОСТ или ТУ Внешний вид
Стекло натриевое жидкое(силикат натрия) ГОСТ 13078-81 Густая жидкость желтого или серого цвета без механических примесей и включений, видимых невооруженным глазом
Реагент «Витам» ТУ 2458-028-25690359-2007 с изм. №1 Вязкая, бесцветная или желтоватая жидкость
Древесная мука ГОСТ 16361-87 Волокнистый, набухающий в воде природный материал, получаемый при механическом размельчении древесины
Полиалюминия хлорид (марки POLYPACS-30 LF) Протокол сертификационных испытаний ЗАО «ГИВ ПВ» №166/11 от 26.02.2011 г. Порошок светло-желтого цвета

Оптимальная концентрация раствора полиалюминия хлорида - 10%, при использовании раствора такой концентрации образуется плотный гель, при использовании концентрации раствора полиалюминия хлорида менее 10% образуется неплотный гель, использование концентрации более 10% нецелесообразно, так как она незначительно влияет на плотность получаемого геля. Наличие в составе карбоксильных групп реагента «Витам» придает ему полимерный характер. Древесная мука, содержащаяся в составе, набухает при контактировании с водой и армирует гель по всему объему. Положительный результат от применения состава при ремонтно-изоляционных работах сохраняется еще продолжительное время за счет тампонирующего эффекта, создаваемого разбухшей в воде технической древесной мукой.

Состав для изоляции водопритока в скважине готовят следующим образом. Предварительно смешивают реагент «Витам» и силикат натрия, в результате чего образуется однородный нерасслаивающийся раствор. Для приготовления 10%-ного раствора полиалюминия хлорида на 900 л воды плотностью 1000 кг/м3 прибавляют 100 кг порошкообразного полиалюминия хлорида и перемешивают. К раствору реагента «Витам» и силиката натрия добавляют древесную муку и 10%-ный раствор полиалюминия хлорида, хорошо перемешивают, в результате чего образуется плотный гель, который блокирует приток воды в изолируемом интервале.

В лабораторных условиях состав готовят следующим образом. В стеклянный стакан объемом 200 мл наливают 54 г (27% масс.) реагента «Витам» и 80 г (40% масс.) силиката натрия, хорошо перемешивают. В полученный раствор добавляют 6 г (3% масс.) древесной муки и 60 г (30% масс.) 10%-ного раствора полиалюминия хлорида, при перемешивании состава образуется объемный гель (состав №4, в таблице 2). Остальные составы готовят аналогично (табл.2).

Испытания водоизолирующей способности предлагаемого состава и состава по наиболее близкому аналогу проводили на моделях пласта длиной 30 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненных кварцевым песком фракции 0,2-0,3 мм. Модель пласта насыщали пластовой водой, после этого закачивали составы согласно предложению по рецептурам из табл.2 и оставляли на реагирование. Количество закачанного состава равнялось поровому объему модели пласта. Через 36 ч закачивали воду, определяли проницаемость по формуле Дарси и вычисляли коэффициент изоляции через 36 ч и 6 мес. Коэффициент изоляции характеризует степень закупоривания пор, снижение проницаемости модели и является мерой результативности изоляционных работ. Усредненные результаты модельных испытаний представлены в табл.2. Составы №№2-6 показали лучшую изолирующую способность, поэтому они вошли в заявляемый диапазон.

Таблица 2
Результаты модельных испытаний предлагаемого состава и состава по наиболее близкому аналогу
Содержание реагентов в предлагаемом составе Коэффициент изоляции, %
Силикат натрия, % масс. Реагент
«Витам», % масс.
Древесная мука, % масс. 10% раствор полиалюминия хлорида, % масс. Через 36 ч Через 6 мес
Состав по заявленному способу
1 10 69,5 0,5 20 90 78
2 20 59 1 20 96 90
3 30 43 2 25 98 91
4 40 27 3 30 100 94
5 20 37 3 40 100 93
6 40 17 3 40 97 92
7 40 10 4 46 92 84
8 45 40 5 10 94 85
Состав по наиболее близкому аналогу
Реагент «Витам», % масс. Азотсодержащая эпоксидная смола, % масс. Вода, % масс. Соотношение карбоксильных и эпоксигрупп, моль Соотношение карбоксильных и аминогрупп, моль Коэффициент изоляции, %
Через 36 ч Через 6 мес
10 2,7 87,3 1:0,5 1:0,0025 95 80
13 7,0 80,0 1:1 1:0,005 100 83

Из представленных результатов видно, что коэффициент изоляции предлагаемого состава через 36 ч составил 96-100%, через 6 мес - 90-94%, а у наиболее близкого аналога соответственно 95-100%, через 6 мес - 80-83%, что свидетельствует о лучшей изолирующей способности предлагаемого состава и устойчивости полученного геля.

Таким образом, при использовании предлагаемого состава для изоляции водопритока в скважине образуется объемный гель с высокой изолирующей способностью и устойчивостью.

Состав для изоляции водопритока в скважине, включающий реагент «Витам», силикат натрия, древесную муку и структурообразователь, отличающийся тем, что в качестве структурообразователя он содержит 10%-ный раствор полиалюминия хлорида при следующих соотношениях компонентов, % масс.:

реагент «Витам» 17-59
силикат натрия 20-40
древесная мука 1-3
10%-ный раствор полиалюминия хлорида 20-40



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла (силиката натрия), и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в скважине.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения в скважинах с высоким содержанием сероводорода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для крепления призабойной зоны пескопроявляющих газовых скважин, в том числе используемых для подземного хранения газа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны скважины. Способ герметизации эксплуатационной колонны скважины включает спуск в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) и установку открытого конца НКТ на глубине ниже интервала нарушения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, может быть использовано при изоляции водопритоков в скважину. Способ изоляции водопритоков в скважину включает определение приемистости скважины при максимальном давлении, закачку в пласт гелеобразующего состава с последующим докреплением нефильтрующимся в пласт составом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ремонтно-изоляционных работ, увеличения нефтеотдачи пластов. Способ изоляции пластов цементно-силикатными растворами включает нагнетание в прискважинную зону пласта цементного раствора с ускорителем схватывания.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами.
Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах при восстановлении герметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонных перетоков.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и конкретно к области получения специальных цементов, а именно тампонажных материалов для крепления нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к реагентам для химической обработки высокоминерализованных утяжеленных буровых растворов на водной основе, используемых при бурении высококоллоидальных глинистых пород и зон аномально высокого пластового давления АВПД.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к строительству и ремонту скважин, пробуренных на инвертно-эмульсионном буровом растворе (ИЭР), и может быть использовано при установке мостов.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки и безопасности процесса.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для крепления обсадных колонн, разобщения водоносных, нефтегазоносных пластов и изоляции зон интенсивного (полного) поглощения в скважинах с высоким содержанием сероводорода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции зон поглощения или ограничения водопритока при ремонте скважин, для создания водонепроницаемого экрана при разобщении водонасыщенных и нефтенасыщенных пластов, а также для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к нефте-, газодобыче с использованием проппантов из полимерных материалов. Способ получения полимерного проппанта повышенной термопрочности, включающий смешивание дициклопентадиена с, по крайней мере, одним из метакриловых эфиров, выбранных из приведенной группы, и, по крайней мере, одним из полимерных стабилизаторов, выбранных из приведенной группы, нагрев исходной смеси до температуры 150-220°C и выдержку при данной температуре в течение 15-360 мин с последующим охлаждением до 20-50°C, последовательное введение в полученную смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена, по крайней мере, одного из радикальных инициаторов, выбранных из приведенной группы, и катализатора - соединения приведенной общей формулы, где заместитель выбран из приведенной группы, компоненты полимерной матрицы находятся в следующих количествах, мас.%: полимерные стабилизаторы 0,1-3, радикальные инициаторы 0,1-4, катализатор 0,002-0,02, смесь олигоциклопентадиенов и эфиров метилкарбоксинорборнена - остальное, затем полученную жидкую полимерную матрицу выдерживают при температуре 0-50°C в течение 1-40 минут, вводят ее в виде ламинарного потока в предварительно нагретую не ниже температуры матрицы воду при ее постоянном перемешивании, содержащую ПАВ, выбранное из приведенной группы, причем смесь воды с ПАВ имеет вязкость ниже вязкости полимерной матрицы, в процессе постоянного перемешивания воду нагревают до 50-100°C, продолжая перемешивать в течение 1-60 мин, затем образовавшиеся микросферы отделяют от жидкости, нагревают в среде инертного газа до температуры 150-340°C и выдерживают в этой среде и при данной температуре в течение 1-360 мин.
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 газо-нефтеводяным контактом, в том числе в условиях низкопроницаемых коллекторов.

Изобретение относится к горной и нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для проведения изоляционных работ при строительстве скважины. Способ изоляции водопроявляющих пластов при строительстве скважины включает вскрытие бурением водопроявляющих пластов. Затем пробуривают зумпф глубиной, обеспечивающей размещение в нем компоновки в процессе расширения интервала водопроявляющих пластов. Извлекают из скважины бурильную колонну труб с долотом. Затем на устье скважины нижний конец колонны технологических труб оборудуют компоновкой, включающей расположенные друг за другом снизу вверх расширитель, обеспечивающий расширение ствола скважины в интервале водопроявляющего пласта не менее чем в 1,6 раза, и гидромониторную насадку. Спускают колонну технологических труб с компоновкой в скважину, пока резцы расширителя не окажутся напротив верхней границы интервала расширения. Производят расширение всего интервала водопроявляющих пластов. Затем сбрасывают в колонну труб шар диаметром, не превышающим внутреннего диаметра колонны технологических труб. Создают избыточное давление в колонне технологических труб. После чего шар отсекает расширитель и открывается отверстие гидромониторной насадки. Затем доспускают колонну труб так, чтобы отверстия гидромониторной насадки находились напротив верхней границы интервала водопроявляющих пластов и производят гидромониторную обработку интервала расширения водопроявляющих пластов до нижней границы интервала расширения. Извлекают колонну технологических труб и спускают в скважину до нижней границы интервала расширения водопроявляющих пластов колонну заливочных труб. Промывают скважину, после чего через колонну заливочных труб закачивают тампонажный раствор в ствол скважины до кровли водопроявляющих пластов. Поднимают колонну заливочных труб на 5 м выше кровли водопроявляющих пластов, промывают ее, создают противодавление на водопроявляющие пласты и оставляют скважину на ожидание затвердевания тампонажного раствора. При этом тампонажный раствор готовят смешением 74,1-87 мас. ч. ацетонформальдегидной смолы, 4,3-11,1 мас. ч. эпоксидной смолы и 8,7-14,8 мас. ч. полиэтиленполиамина. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопроявляющих пластов. 1 табл., 4 ил.
Наверх