Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину

 

Изобретение относится к нефтегазодобыче, конкретно к составам для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных скважинах. Технический результат: увеличение времени гелеобразования состава при одновременном сохранении его прочности, а также обеспечение устойчивости состава к воздействию пластовых вод, содержащих значительные количества ионов двухвалентного железа. Состав содержит полиакриламид, бихромат калия и восстановитель. В качестве восстановителя он содержит N,N-диэтилдитиокарбамат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,4 - 0,6; бихромат калия 0,15 - 0,3; N,N-диэтилдитиокарбамат натрия 0,1 - 0,3; вода остальное. 2 табл.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, конкретно, к составам для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных скважинах, и предназначается для использования в качестве состава для изоляции водопроявляющих интервалов продуктивного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины или выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известно (Рахманкулов Д.Л. и др. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти. М. : Химия, 1987, с. 19-20 и 32-33), что для ограничения водопритоков в скважины широко используются вязкоупругие гелеобразующие составы на основе полиакриламида, сшитого соединениями трехвалентного хрома (для этого используют хромокалиевые квасцы или другие растворимые соли Cr3+, например, ацетат хрома, выпускаемый фирмой Allied Colloids).

Однако применение таких известных составов ограничено содержанием в пластовых водах ионов двухвалентного железа, способных приводить к деструкции полимеров. При контакте таких составов с пластовыми водами, содержащими значительные количества Fe2+, или из них либо не образуются совсем, либо имеют пониженную прочность и легко разрушаются.

Наиболее близким к предлагаемому составу по технической сущности и назначению является состав для временной изоляции высокопроницаемых интервалов продуктивных пластов (а.с. N 1571219, кл. E 21 B 33/138, 43/32, 1990), содержащий полиакриламид, бихромат щелочного металла и восстановитель (сульфит либо гипосульфит натрия).

Такой состав в зависимости от содержания ингредиентов характеризуется временем гелеобразования 20-30 мин при температуре 60-90oC (при 20oC - 60-90 мин) и временем деструкции - 120-180 мин.

Недостатками известного состава являются: 1. Быстрое разрушение состава, что ограничивает область его применения только для целей временной изоляции.

2. Малое время гелеобразования состава, что может привести к осложнениям при его закачке в скважину.

3. Известный состав является нестойким в отношении ионов Fe2+.

Отмеченные недостатки снижают потенциальную эффективность применения указанного известного состава при его использовании для ремонтно-изоляционных работ в скважинах.

Предлагаемое изобретение решает техническую задачу увеличения времени гелеобразования состава при одновременном сохранении его прочности, а также обеспечения устойчивости состава к воздействию пластовых вод, содержащих значительные количества ионов двухвалентного железа.

Поставленная техническая задача достигается тем, что известный гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину, содержащий полиакриламид (ПАА), бихромат калия и восстановитель, в качестве восстановителя содержит N, N-диэтилдитиокарбамат натрия при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Полиакриламид - 0,4-0,6; Бихромат калия - 0,15-0,3; N,N-Диэтилдитиокарбамат натрия - 0,1-0,3; Вода - Остальное Предлагаемый состав отличается от известного использованием нового восстановителя - диэтилдитиокарбамата натрия, а также соотношением ингредиентов. Из анализа научно-технической и патентной литературы использование этого соединения для поставленной в техническом решении цели нам не известно. На основании этого считаем, что предлагаемое нами техническое решение отвечает критерию "новизна".

Хотя известно (а.с. N 1659628, кл. 21 B 33/138, 1991 г.; а.с. N 1694859, кл. E 21 B 33/138, 33/13, 1991 г.) использование ряда добавок (формалина, фторидов щелочных металлов и др.) для расширения диапазона условий применимости указанного известного состава, однако получаемые составы характеризуются по-прежнему малым временем гелеобразования и, в основном, подвергаются разрушению в течение нескольких суток. Составы же, теряющие текучесть спустя несколько часов после приготовления, как правило, характеризуются малой прочностью. Таким образом, предположить заранее, что только замена восстановителя без введения каких-либо дополнительных добавок позволит получить гелеобразующий состав, теряющий текучесть в течение нескольких часов, и дающий при том достаточно прочный гель, устойчивый в течение длительного времени даже при воздействии железосодержащих пластовых вод, не представлялось возможным. На основании этого полагаем, что предлагаемый состав отвечает критерию "изобретательский уровень".

Поставленная техническая задача решается, по-видимому, за счет возникновения дополнительного стабилизирующего фактора в системе "раствор ПАА - сшиватель" - коллоидной серы, выпадающей в процессе окисления N,N-диэтилдитиокарбамата натрия хромпиком.

Устойчивость предлагаемого состава к воздействию ионов Fe2+ достигается, по-видимому, за счет окисления Fe2+ до Fe3+ непрореагировавшим бихроматом калия. Ионы Fe3+, выпадая в осадок в виде окислов и гидроокислов, не оказывают разрушающего воздействия на макромолекулы ПАА.

Предлагаемый гелеобразующий состав был испытан в лабораторных условиях.

Для его приготовления были использованы следующие вещества: полиакриламид, вещество белого цвета, марок Accotvol 2622 Poly Kem Di; бихромат калия по ГОСТ 4220-75; N,N-диэтилдитиокарбамат натрия, вещество белого цвета, выпускается по ГОСТ 8864-71.

Кроме того, в качестве N, N-диэтилдитиокарбамата натрия использовали "Карбамат E", представляющий собой водный раствор данного вещества. "Карбамат E" является крупнотоннажным продуктом, применяемым в промышленности как ускоритель вулканизации. Согласно ТУ 6-14-12-208-87 "Карбамат E" представляет собой водный раствор от зеленоватого до оранжевого цвета, содержащий 150-175 г/л N,N-диэтилдитиокарбамата натрия и 1-8 г/л свободной щелочи.

Предлагаемый состав готовится следующим образом.

Необходимое количество полиакриламида растворяют в пресной воде и выдерживают до достижения постоянной вязкости. Затем к раствору ПАА добавляют порошок или водный раствор бихромата калия, перемешивают 15-20 минут (с твердым K2Cr2O7) или 5-10 (с раствором K2Cr2O7), после чего вводят N,N-диэтилдитиокарбамат и снова перемешивают до полной однородности состава. Состав готовится при температуре +20oC.

В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства предлагаемого состава: прочностные и адгезионные свойства и стойкость к ионам двухвалентного железа.

Вязкость растворов ПАА определяют с помощью стеклянного капиллярного вискозиметра ВПЖ.

Время потери текучести оценивают по достижению момента, когда состав прекращает выливаться из сосуда.

Прочностные и адгезионные свойства геля оцениваются по высоте столба жидкости, прорывающего слой геля (V = 3 мл.), залитого в стеклянную трубку с внутренним диаметром 6 мм. Жидкость подается по стеклянной трубке того же диаметра, соединенной с трубкой с гелем, по истечении 2-3 суток с момента приготовления гелеобразующего состава. Оцениваемое таким образом максимальное давление сдвига слоя геля составляет около 7000 Па (в условиях эксперимента).

Влияние ионов двухвалентного железа на образование гелей оценивают путем их дополнительного ввода в состав в виде водного раствора сульфата железа (FeSO47H2O) с концентрацией Fe2+ 1 мг/мл.

Для исследования стабильности гелей при хранении используется пластовая вода хлоркальциевого типа плотностью 1180 кг/м3.

В табл. 1 и 2 представлены экспериментальные сведения о влиянии соотношения компонентов в гелеобразующем составе и концентрации ионов Fe2+ на время гелеобразования и свойства составов (см. табл. 1 и 2 в конце описания).

Из табл. 1 видно, что изменение концентрации бихромата калия и восстановителя (диэтилдитиокарбамата натрия) по отношению к ПАА в указанных пределах позволяет получать гелеобразующие составы с достаточно высокими механическими свойствами, время гелеобразования которых составляет 6-48 часов, что обеспечивает достаточный промежуток времени для закачки состава в скважину и предотвращает преждевременную потерю текучести состава. Снижение концентрации хромпика ниже 0,15 мас.% приводит к значительному замедлению времени гелеобразования и образованию малопрочных гелей. Например, для состава N 5 (табл. 1), содержащего 0,1% хромпика и 0,2% диэтилдитиокарбамата натрия, высота столба жидкости прорыва слоя геля составляет лишь 20 см. Малопрочные гели образуются также при содержании ПАА в составе ниже 0,4 мас. %. Увеличение концентрации ПАА в составе выше 0,6 мас.% нецелесообразно из-за слишком высокой начальной вязкости такого состава. Увеличение же концентрации хромпика и восстановителя выше 0,3 мас.% приводит к сокращению времени потери текучести составов до 1-3 часов и менее, что может послужить причиной схватывания состава в трубах и невозможности его закачки в пласт.

Предлагаемый гелеобразующий состав не теряет способности к гелеобразованию при разбавлении их пластовой водой плотностью 1180 кг/м в количестве до 10-20%а от объема состава. Полученные гели могут храниться (в том числе в контакте с пластовой водой) в течение нескольких месяцев, не давая усадки и не теряя прочности.

Из табл. 2 видно, что гелеобразующие свойства предлагаемых составов сохраняются в присутствии ионов двухвалентного железа при концентрации последних 50-250 мг/л.

Гелеобразующий состав предлагается использовать для изоляционных работ в продуктивных пластах, имеющих неоднородный по проницаемости разрез. Для начальной порции готовят состав с длительным временем начала гелеобразования (более 20 часов), дающий более мягкий и подвижный гель, затем переходят на состав, дающий более прочный и плотный гель.

Формула изобретения

Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину, содержащий полиакриламид, бихромат калия и восстановитель, отличающийся тем, что в качестве восстановителя он содержит N,N-диэтилдитиокарбамат натрия при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: Полиакриламид - 0,4 - 0,6 Бихромат калия - 0,15 - 0,3
N,N-диэтилдитиокарбамат натрия - 0,1 - 0,3
Вода - Остальноее

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с подошвенной водой

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с подошвенной водой, в частности к разработке контактных запасов нефти и переходных зон вода-нефть

Изобретение относится к области разработки нефтяных и газовых месторождений и может быть использовано для изоляции обводнившихся пластов в эксплуатационных скважинах

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции высокопроницаемых интервалов пласта в нагнетательных и добывающих скважинах

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи пластов при разработке месторождений с помощью заводнения

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для изоляции притока пластовых вод в скважины и зон поглощения как в теригенных, так и в карбонатных коллекторах, и для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано, в частности, для контроля за обводнением газовых и газоконденсатных месторождений в период их разработки

Изобретение относится к газонефтедобывыющей промышленности, в частности к способам предотвращения обводнения естественных и искусственных газовых залежей

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к облегченным тампонажным цементным составам, применяемым при бурении, капитальном ремонте и ликвидации скважин

Изобретение относится к тампонажным составам, применяющимся для локальной герметизации затрубного и межколонного пространства

Изобретение относится к креплению нефтяных, газовых и гидротермальных скважин

Изобретение относится к бурению и креплению нефтяных и газовых скважин и предназначено для вытеснения и отделения буровых растворов на водной или нефтяной основе от тампонажных растворов при цементировании скважин, а также для очистки ствола скважины перед геофизическими исследованиями

Изобретение относится к составам сырьевых литых смесей и может быть использована для тампонирования трещин стен разрушающихся зданий и трещин слабых угольных пластов в забоях шахт, а также трещин, из которых выделяются радиационные лучи -излучений, в том числе и для изготовления методом литья внешних оболочек свинцовых емкостей, в которых транспортируются или хранятся радиоактивные отходы

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии при изоляции и креплении скважин
Наверх