Вязкоупругий состав для временной изоляции продуктивных пластов



Вязкоупругий состав для временной изоляции продуктивных пластов
Вязкоупругий состав для временной изоляции продуктивных пластов
Вязкоупругий состав для временной изоляции продуктивных пластов
Вязкоупругий состав для временной изоляции продуктивных пластов

 


Владельцы патента RU 2589881:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" (ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь") (RU)

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании, освоении, капитальном и текущем ремонте скважин для временной изоляции продуктивных пластов в процессе глушения скважин с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями. Технический результат - повышение технологичности использования состава за счет оптимизации времени формирования геля, повышения структурно-механических и изолирующих свойств, уменьшения негативного воздействия фильтрата на продуктивный пласт за счет снижения показателя фильтрации, регулируемого времени разрушения состава. Вязкоупругий состав (ВУС) включает в себя водный раствор полимера полисахаридной природы, карбамид и карбонат кальция - в качестве активаторов сшивки полимера, сшивающий агент - для образования межмолекулярной пространственной структуры, деструктор - для саморазрушения геля через заданный промежуток времени, водорастворимую соль одновалентного металла, для увеличения плотности состава, при следующем соотношении компонентов, масс. %: биополимер (ксантановая камедь) - 0,8-1,3; карбамид (мочевина) - 0,4-0,6; карбонат кальция (мраморная крошка) - 1,4-2,3; хром укскуснокислый, водный раствор - 0,4-0,7; аммоний надсернокислый - 0,025-0,125; пресная техническая вода или раствор соли одновалентного металла (натрий, калий) требуемой плотности - остальное. 3 табл.

.

 

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании, освоении, капитальном и текущем ремонте скважин для временной изоляции продуктивных пластов в процессе глушения скважин с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями.

Известен вязкоупругий состав для заканчивания и капитального ремонта скважин [1], содержащий 1-3% реагента на основе полисахаридов, гидроксид щелочного металла 0,05-0,45%, структурообразователь - сульфат алюминия или сульфат меди 0,15-0,3%, деструктор - монопероксигидрат мочевины 0,1-0,2% и воду - остальное. Этот состав используется при заканчивании скважин их капитальном ремонте в качестве жидкости глушения, перфорационной среды, жидкости гидроразрыва и песконосителя, а также в качестве вязкоупругого разделителя при цементировании скважин. Известный состав, по данным патентообладателя, обеспечивает глушение скважин с сохранением проницаемости пород продуктивного пласта.

Недостатком этого состава [1] является его низкая термостойкость - он теряет свои физико-механические свойства при температуре 45°C, малое время структурообразования (10-40 мин), недостаточное для доставки состава в зону установки вязкоупругого состава (далее ВУС).

Наиболее близким техническим решением к заявленному является термостойкий вязкоупругий состав для заканчивания и ремонта скважин [2], состоящий из полисахаридного реагента из класса галактоманнанов 0,5-2%, ацетата хрома 0,1-0,4%, углеводородсодержащего реагента 0,5-3,5%, гидроокиси щелочного металла 0,1-0,35%, воды - остальное.

Недостатком этого состава [2] является небольшое время структурообразования (18-45 мин при 60°C) и активное его разрушение при заявленном кислородсодержащем деструкторе в количество до 5% масс. Эти ограничения ведут к сложностям при доставке состава в интервал установки, а также к невозможности эффективного контроля времени разрушения ВУСа. Следствием этого может являться как раннее структурообразование, так и быстрое разрушение состава с изменением его структурно-механических и фильтрационных свойств и, как следствие, загрязнение продуктивного пласта.

Гидроксид щелочного металла используется в составах-прототипах как вспомогательный компонент (активатор) для формирования пространственной структуры геля. Однако это накладывает определенные ограничения на технологию приготовления и доставки составов в скважину - составы быстро загустевают и плохо прокачиваются, или требуется параллельная закачка состава и активатора для их смешения в процессе закачки.

Для исключения известных недостатков составов-прототипов и повышения технологичности использования разработан ВУС для временной изоляции продуктивных пластов, содержащий полимер полисахаридной природы, ацетат хрома, а также дополнительно содержит карбамид, карбонат кальция, водный раствор уксуснокислого хрома, аммоний надсернокислый при следующем соотношении компонентов, % маc.:

- биополимер (ксантановая камедь) - 0,8-1,3;

- карбамид (мочевина) - 0,4-0,6;

- карбонат кальция (мраморная крошка) - 1,4-2,3;

- хром укскуснокислый (50% водный раствор) - 0,4-0,7;

- аммоний надсернокислый - 0,025-0,125;

- пресная техническая вода или раствор соли одновалентного металла (натрий, калий) требуемой плотности - остальное.

Технический результат - повышение технологичности использования состава за счет оптимизации времени формирования геля, повышения структурно-механических и изолирующих свойств, уменьшения негативного воздействия фильтрата на продуктивный пласт за счет снижения показателя фильтрации, регулируемого времени разрушения состава.

Технический результат изобретения обеспечивается заменой гидроксида щелочного металла на карбонат кальция и карбамид. Карбамид создает необходимую для сшивки полимера щелочную среду, гидролизуясь при температуре более 55°C. Карбонат кальция выполняет двойную функцию - является активатором сшивки полимера, создавая необходимую щелочную среду совместно с карбамидом, и выступает в роли кольматанта.

Для разрушения ВУС в скважине в его состав вводится деструктор - аммоний надсернокислый (персульфат), который позволяет разрушить гель до прокачиваемого состояния через заданное время и удалить его из скважины без проведения дополнительных скважинных операций (кислотная обработка и др.).

Требуемая для проведения работ в скважине плотность состава достигается использованием вместо пресной воды водного раствора соли натрия или калия. Для формирования пространственной структуры используется полимер полисахаридной природы и сшивающий агент.

Экспериментальным путем подобрано содержание деструктора для разрушения ВУС до прокачиваемого состояния, в зависимости от необходимого времени нахождения геля в стволе скважины, в диапазоне температур 55-75°C (см. табл. 1).

Заявленный состав, приготовленный по приведенной выше рецептуре, характеризуется свойствами, приведенными в табл. 2.

Из патентной и научно-технической литературы нам не известны жидкости глушения, содержащие совокупность указанных выше компонентов в предложенном количественном соотношении, что позволяет сделать вывод о новизне заявляемого решения.

Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый вязкоупругий состав отличается от известного тем, что не содержит в своем составе щелочь, что позволяет отложить время его сшивки и упростить технологию доставки состава в скважину в интервал установки. Также состав содержит определенное количество кислоторастворимого кольматанта для снижения фильтрации в пласт и определенное количество деструктора для разрушения состава через заданное время. При этом ВУС длительное время стабильно сохраняет свои вязкоупругие свойства, устойчив к воздействию пластовых температур и давления.

При необходимости для повышения плотности состава возможно использование солей одновалентных металлов натрия и калия. Не допускается применение в целях повышения плотности состава растворимых солей двухвалентных металлов, таких как кальций и магний. Ионы этих металлов приводят к преждевременной сшивке полимера.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером.

В 960 мл пресной технической воды растворили 9,6 г биополимера и 4,8 г карбамида. После полного растворения полимера ввели 5 мл 50%-ого водного раствора хрома уксуснокислого и перемешали до равномерной окраски, после этого ввели 17 г мраморной крошки среднего помола, перемешали до формирования гомогенной массы.

Аналогичным образом готовили другие вязкоупругие составы с различным соотношением ингредиентов.

В лабораторных условиях у заявленного состава определяли следующие технологические свойства: показатель фильтрации (Ф, см3/30 мин) в условиях высокого давления и температуры с применением фильтр-пресса НРНТ (High Pressure High Temperature) при перепаде давления 3,4 МПа и температуре 75°C; плотность на рычажных весах-плотномере фирмы FANN (d, г/см3); динамическую вязкость; время разрушения составов в зависимости от температуры и количества введенного деструктора; совместимость с пластовыми флюидами (нефть, минерализованная вода).

Как показывают данные, приведенные в таблице 2, заявленный вязкоупругий состав имеет невысокие значения показателя фильтрации, требуемую плотность, невысокую динамическую вязкость до сшивки полимера и после разрушения состава полностью совместим с нефтью и минерализованной водой.

В таблице 3 представлено сравнение показателя фильтрации и времени потери текучести заявленного состава с прототипом. Из данных таблицы 3 видно, что состав-прототип имеет очень малое время сруктурообразования - сшивка полимера начинается сразу после добавления сшивателя из-за наличия в составе щелочи. Очень высокий показатель фильтрации - следствие недостаточной степени сшивки полимера из-за малого количества сшивающего агента. Всех этих недостатков лишен заявляемый состав. Время структурообразования при 60°C достигает 45-60 мин, количество сшивателя достаточно для формирования вязкоупругого состава с невысокой фильтрацией.

Заявленный вязкоупругий состав с такими показателями свойств обеспечит качественную и эффективную временную изоляцию продуктивных пластов в процессе глушения скважин при максимальном сохранении коллекторских свойств продуктивного пласта, с последующим разрушением состава и его удалением из скважины.

Источники информации

1. Патент РФ 2116433 «Вязкоупругий состав для заканчивания и капитального ремонта скважин», ООО «ПермНИПИнефть»;

2. Патент РФ 2386665 «Термостойкий вязкоупругий состав для заканчивания и ремонта скважин», ООО «ПермНИПИнефть».

Вязкоупругий состав для временной изоляции продуктивных пластов, содержащий полимер полисахаридной природы, ацетат хрома, отличающийся тем, что дополнительно содержит карбамид, карбонат кальция, водный раствор уксуснокислого хрома, аммоний надсернокислый при следующем соотношении компонентов, мас.% :

биополимер (ксантановая камедь) 0,8-1,3
карбамид (мочевина) 0,4-0,6
карбонат кальция (мраморная крошка) 1,4-2,3
хром укскуснокислый (50% водный раствор) 0,4-0,7
аммоний надсернокислый 0,025-0,125
пресная техническая вода или раствор соли
одновалентного металла (натрий, калий) требуемой плотности остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации межколонных газопроявлений в нефтегазовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП).
Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при бурении скважины через зоны поглощения промывочной жидкости. Техническим результатом является изоляция широкого интервала поглощения.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к области бурения нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для крепления нефтяных и газовых скважин и боковых стволов с горизонтальными и наклонными участками в условиях нормальных температур.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления слабосцементированных пород и призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин.

Изобретение относится к способу цементирования в подземной формации, включающему: приготовление медленно застывающей цементной композиции, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, диспергирующий агент и замедлитель схватывания, где замедлитель схватывания содержит производное фосфоновой кислоты, а диспергирующий агент содержит диспергирующий агент на основе поликарбоксилированного эфира; активацию медленно застывающей цементной композиции; введение медленно застывающей цементной композиции в подземную формацию; и предоставление возможности медленно застывающей цементной композиции схватиться в подземной формации.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу и системе проведения водоизоляционных работ в скважине. Для этого применяется способ, содержащий этапы, на которых: подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации.
Изобретение относится к способу ускорения роста прочности цементирующей композиции, включающему: обеспечение отверждаемой композиции, включающей перлит, гидравлический цемент и воду, в которой перлит и гидравлический цемент совместно перемалывают перед соединением с водой с образованием отверждаемой композиции, причем совместно перемолотые перлит и гидравлический цемент имеют бимодальное распределение размеров частиц с первым пиком примерно от 1 микрона до 7 микрон и со вторым пиком примерно от 7 микрон до 15 микрон, альтернативно, с первым пиком примерно от 3 микрон до 5 микрон и со вторым пиком примерно от 9 микрон до 11 микрон и, альтернативно, с первым пиком примерно 4 микрона и вторым пиком примерно 10 микрон; и предоставление отверждаемой композиции возможности схватиться; где перлит присутствует в количестве от примерно 50 мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах, установке временных барьеров или мостов и выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - улучшение антикоррозионных показателей бурового раствора, его смазочных и противоизносных свойств применительно к паре трения «металл-горная порода».

Изобретение относится к области биомелиорации сельскохозяйственных земель. Способ включает создание в почвенном слое тонкой 0,02-0,07 м прослойки из жидкого навоза, образование в подпочвенном слое водорегулирующего экрана, непроницаемого в период атмосферных осадков и проницаемого корнями растений во время засухи.

Изобретение направлено на получение керамического расклинивающего агента с высокими эксплуатационными характеристиками и низкой себестоимостью производства, что является актуальным для серийного производства за счет использования дисперсионного механизма упрочнения керамики путем дополнительного использования легкоплавкой монтмориллонитовой глины, обладающей низкой температурой спекания.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изоляции притока подошвенной воды в нефтяной скважине. Технический результат от реализации изобретения заключается в увеличении радиуса и прочности водоизоляционного экрана и увеличении времени начала обводнения скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение геологических условий применения устройства, повышение надежности, успешности и эффективности обработки призабойной зоны скважины, упрощение конструкции и изготовления устройства.
Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к разработке придонных залежей газовых гидратов. В способе добычи аквальных газовых гидратов из придонных слоев морей, океанов и озер, включающем прокладку трубопровода с платформы до залежей гидратов, накачку морской воды в емкость с последующей ее закачкой в трубопровод, разрушение газового гидрата водой из трубопровода и откачку смеси воды и газа на поверхность платформы, добычу осуществляют при помощи наночастиц-фуллеренов, добавленных в емкость с морской водой в соотношении 1 наночастица к 15-25 ячейкам газового гидрата, при этом подачу полученного состава осуществляют с ускорением на выходе из трубопровода с помощью гидромониторной насадки.

Настоящее изобретение относится к способу ингибирования отложений в геологическом образовании, таком как углеводородный пласт, и набору составляющих для выполнения этого способа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи пластов. В способе повышения нефтеотдачи гидрофильных пластов, состоящих из высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и разбуренных нагнетательными и добывающими скважинами, включающем закачку через нагнетательную скважину в пласт в процессе заводнения водного раствора на основе электролита, растворителя, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и воды, продавливание указанного раствора вглубь пласта, причем большая часть раствора движется по высокопроницаемой части пласта, вытесняя нефть к забою добывающей скважины, а меньшая часть указанного раствора под действием перепада давления между высокопроницаемым и низкопроницаемым пропластком продавливается в низкопроницаемый пропасток, осуществляя капиллярную пропитку для обеспечения снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз остаточной пластовой воды и нефти в низкопроницаемом пропластке гидрофильного коллектора, затем осуществляют остановку нагнетательной скважины на технологическую выстойку продолжительностью Тсут, определяемой по зависимости от расстояния нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти указанным водным раствором и пьзопроводности пласта Т=l2×/2χ, где l - указанное расстояние, м, χ - пьезопроводность пласта, м2/сут, и последующую закачку раствора заводнения с последующей добычей нефти через добывающие скважины, в качестве водного раствора используют водный раствор, содержащий в качестве электролита хлорид магния, в качестве жидкого агента - ацетон, при следующем соотношении компонентов, об.%: хлорид магния 5-10, ацетон 40-60, НПАВ 0,1, вода - остальное.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации межколонных газопроявлений в нефтегазовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП).

Изобретение относится к области бурения нефтегазовых скважин. Технический результат - улучшение антифрикционных, антиприхватных, гидрофобизирующих, антикоррозионных и поверхностно-активных свойств глинистых и безглинистых промывочных растворов, повышение качества вскрытия нефтегазовых продуктивных пластов за счет улучшения проницаемости пористого пространства коллекторов. Буровой комплексный реагент для промывочных жидкостей на водной основе приготовлен путем перемешивания легкого таллового масла, полигликолей, флотореагент-оксаля, щелочи, оксиэтилированных жирных спиртов фракции С12-С14, концентрата головных примесей и промежуточной фракции этилового спирта из пищевого сырья при температуре 60-65°С в течение 2-2,5 часов, при следующем соотношении компонентов, мас.%: легкое талловое масло 40-45; полигликоли 21-28; флотореагент-оксаль 11-14; щелочь 3-7; оксиэтилированные жирные спирты фракции С12-С14 3-6; концентрат головных примесей и промежуточной фракции этилового спирта из пищевого сырья 10-15. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр.
Наверх