Состав для изоляции водопритока в скважину

Изобретение оотносится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах. Состав для изоляции водопритока в скважину содержит 2,8-13,5 мас. % силиката натрия, 0,3-1,8 мас. % ацетата хрома, 0,3-0,7 мас. % кремнефтористого натрия в качестве регулятора гелеобразования и воду – остальное. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и увеличение технологических возможностей его применения за счет расширения интервала времени гелеобразования состава и удешевления его стоимости. 1 табл.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Известен состав для изоляции водопритока в скважину (патент RU №2632799, МПК С09K 8/50, Е21В 33/138, опубл. 09.10.2017 в бюл. №28). Состав включает гелеобразующий состав при содержании компонентов, мас. %:

Силикат натрия 0,4-8,9

Силикат калия 0,1-4,5

Ацетат хрома 0,4-1,5

Вода остальное.

После закачки гелеобразующего состава спустя 1,5-3 ч осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, прокачивают оторочку 10-20%-ного водного раствора гидроксида натрия объемом, не превышающим 0,1-0,2 объема пор призабойной зоны пласта, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 3-6 ч, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 15-25 ч.

Недостатком известного состава является то, что гелеобразующий состав предназначен для создания водоизоляционных экранов только при высоких пластовых температурах - от 120 до 250°С, при этом время его гелеобразования составляет не более 6 ч, что не позволяет использовать при водоизоляционных работах в скважине большие объемы состава, так как за 6 ч можно приготовить и закачать только ограниченный объем.

Наиболее близким аналогом является гелеобразующий состав для ограничения водопритока в добывающие скважины (патент RU №2456439, МПК Е21В 43/22, 43/32, С09K 8/84, опубл. 20.07.2012 в бюл. №20). Состав содержит воду, силикат натрия и ацетат хрома при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Силикат натрия 1-10

Ацетат хрома 0,5-2

Вода остальное.

Недостатком известного состава является относительно короткое время гелеобразования, составляющее не более 10 ч, что не позволяет планировать использование при работах в скважине больших объемов состава, что зачастую бывает необходимым, так как за 10 ч возможно приготовить и закачать только ограниченный объем. Также недостатком является относительно большое количество используемого ацетата хрома, что удорожает состав.

Техническими задачами являются повышение эффективности изоляции водопритока и увеличение технологических возможностей его применения за счет расширения интервала времени гелеобразования состава и удешевления его стоимости.

Технические задачи решаются предлагаемым составом для изоляции водопритока в скважину, содержащим силикат натрия, ацетат хрома и воду.

Новым является то, что дополнительно содержит в качестве регулятора гелеобразования кремнефтористый натрий при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Силикат натрия 2,8-13,5

Кремнефтористый натрий 0,3-0,7

Ацетат хрома 0,3-1,8

Пресная вода остальное.

Для приготовления состава используют реагенты:

- силикат натрия по ГОСТ 13078-81, представляет собой жидкость желтого или серого цвета плотностью в пределах 1360-1450 кг/м3, с силикатным модулем в пределах 2,7-3,4;

- кремнефтористый натрий (гексафторосиликат натрия - Na2SiF6), представляет собой белый кристаллический порошок, пожаро- и взрывобезопасный;

- ацетат хрома, представляет собой водный раствор зеленого цвета с массовым содержанием ацетата хрома не менее 45%;

- воду пресную.

Сущность предложения состоит в создании состава с широким интервалом времени гелеобразования. Для изоляции водопритока в скважину с высокой приемистостью необходимы большие объемы гелеобразующего состава, при этом время его закачивания увеличивается, поэтому необходим состав, время гелеобразования которого можно регулировать от 2 до 30 ч. Ацетат хрома является гелеобразователем состава, изменением его количества можно регулировать время гелеобразования. Кремнефтористый натрий ускоряет гелеобразование состава и упрочняет его. Использование его в количестве 0,3-0,7% маc. также позволяет сократить применение более дорогого гелеобразователя - ацетата хрома. Такая концентрация кремнефтористого натрия определена опытным путем. Применение менее 0,3% маc. не оказывает положительного влияния на результат гелеобразования состава, а использование более 0,7% маc. ограничено растворимостью кремнефтористого натрия в воде.

Приготовление гелеобразующего состава в лабораторных условиях. При температуре 20±2°С в стеклянные стаканы вносят навеску кремнефтористого натрия, наливают расчетное количество пресной воды и перемешивают до его растворения. В полученный раствор при перемешивании медленно добавляют ацетат хрома и приливают жидкое стекло. Состав перемешивают и оставляют на гелеобразование.

Приготовление гелеобразующего состава на скважине. В мерник агрегата набирают пресную воду, в которую добавляют расчетное количество кремнефтористого натрия, перемешивают до его полного растворения. Далее в этот раствор при перемешивании добавляют ацетат хрома и силикат натрия, после чего водоизоляционную композицию закачивают в скважину. В случае обводнения скважины высокоминерализованной пластовой водой до водоизоляционной композиции в изолируемый интервал в качестве буфера закачивают пресную воду в объеме 5-10 м для предупреждения коагуляции силиката натрия при контакте с минерализованной водой. Время гелеобразования первого объема состава самое длительное, а последнего - самое короткое, что позволяет использовать при водоизоляционных работах в скважине большие объемы состава. Изменяя соотношение компонентов состава, регулируют необходимое время гелеобразования состава - от 2 до 30 ч. После гелеобразования состава в пластовых условиях образуется гель, который не растворяется и не разрушается в пластовых условиях под воздействием пластовых минерализованных вод, что позволит увеличить продолжительность эффекта изоляции водопритока.

Время гелеобразования гелеобразующего состава определяют опытным путем в лабораторных условиях. Результаты лабораторных испытаний приведены в таблице 1.

Взвешивают 0,5 г (0,5 мас. %) кремнефтористого натрия и наливают 86,2 г (86,2 мас. %) пресной воды в стеклянный стакан объемом 100 мл, туда же при перемешивании добавляют 1,2 г (1,2 мас. %) ацетата хрома и 12,1 г (12,1 мас. %) силиката натрия, перемешивают и оставляют полученную композицию на гелеобразование. Периодически? наклоняя стакан, фиксируют время, когда мениск жидкости в стакане перестанет смещаться. Определенное таким образом время является временем гелеобразования, которое составляет 12 ч (таблица 1, опыт 9). Остальные опыты, представленные в таблице 1, готовят аналогичным образом. После образования гелей определяют их прочность (на основе статического напряжения сдвига) при комнатной температуре с использованием широметра по ГОСТ 33213-2014. По результатам лабораторных испытаний выбран состав с временем гелеобразования от 2 до 30 ч и прочностью от 48,2 до 356,7 Па (№№2-3, 5-16) при следующем соотношении, мас. %:

Силикат натрия 2,8-13,5

Кремнефтористый натрий 0,3-0,7

Ацетат хрома 0,3-1,8

Пресная вода остальное.

Использование состава для изоляции водопритока в скважину позволяет повысить эффективность изоляции водопритока и увеличить технологические возможности его применения за счет расширения интервала времени гелеобразования состава и удешевления его стоимости.

Состав для изоляции водопритока в скважину, содержащий силикат натрия, ацетат хрома и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит в качестве регулятора гелеобразования кремнефтористый натрий при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Силикат натрия 2,8-13,5
Кремнефтористый натрий 0,3-0,7
Ацетат хрома 0,3-1,8
Пресная вода Остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геолого-гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений. Его можно использовать для автоматизированного выбора оптимального участка применения технологии циклического заводнения, а также для автоматизированного подбора оптимального периода цикла закачки воды.
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов с наличием в разрезе пласта подстилающих подошвенных вод.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при проведении ремонтно-изоляционных работ в обсаженных вертикальных или наклонно-направленных добывающих скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в добывающие скважины либо для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти практическое применение при проведении водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах для изоляции притока подошвенных вод.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к проведению ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах включает 94,5 об.% гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ-11 Н, 4,7 об.% полимера Polydia и 0,8 об.% медного купороса.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к изоляции водопритоков в горизонтальных участках скважин. Способ изоляции притока пластовых вод в необсаженном горизонтальном участке ствола нефтедобывающей скважины включает извлечение внутрискважинного оборудования, проведение геофизических исследований в необсаженном горизонтальном участке ствола скважины, определение интервала притока воды из водоносного горизонта и спуск на гибкой трубе компоновки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах. Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине включает глушение скважины, извлечение внутрискважинного оборудования, спуск и установку пакер-пробки до подошвы обводнившегося пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу отсечения конуса подошвенной воды для ограничения водопритоков в нефтяных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины и интенсификации добычи нефти.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости и увеличения охвата пластов заводнением.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах, а также к способам выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при температурах выше 180°С, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет наличия отсекающего пакера, исключающего попадание водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при воздействии на него в течение продолжительного времени высокими температурами не менее 180°С, исключение саморазрушения водоизолирующего состава до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к проведению ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах включает 94,5 об.% гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ-11 Н, 4,7 об.% полимера Polydia и 0,8 об.% медного купороса.

Группа изобретений относятся к разработке нефтяных месторождений. Технический результат – получение в условиях химического производства стабильной товарной формы щелочного стока производства капролактама ЩСПК, применяемой для выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритока в нефтедобывающей промышленности и обеспечивающей образование сополимеров сложных эфиров в результате гидролиза полиакриламида ПАА в водном растворе ЩСПК как по амидным, так и по кислотным группам, что приводит к снижению расхода ПАА.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости, заводненных нефтяных пластов путем регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к расширяющимся тампонажным материалам, и может быть использовано при цементировании межколонного пространства в нефтяных и газовых скважинах, а также к строительной сфере для крепления элементов строительных конструкций, анкерных болтов, элементов декора.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может применяться при бурении нефтяных и газовых скважин в набухающих и диспергирующих глинах. Технический результат изобретения - повышение эффективности бурения.

Изобретение оотносится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах. Состав для изоляции водопритока в скважину содержит 2,8-13,5 мас. силиката натрия, 0,3-1,8 мас. ацетата хрома, 0,3-0,7 мас. кремнефтористого натрия в качестве регулятора гелеобразования и воду – остальное. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и увеличение технологических возможностей его применения за счет расширения интервала времени гелеобразования состава и удешевления его стоимости. 1 табл.

Наверх