Состав для ограничения водопритока в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости. Состав содержит 8,0-15,0 мас. % силиката натрия, 85-92 мас. % пресной воды, 0,3-0,8 мас. % сверх 100% ацетата хрома и 0,5-2,0 мас. % сверх 100% натрия двууглекислого. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока за счет создания маловязкого состава с регулируемым временем гелеобразования, проникающего в малопроницаемые поры коллектора, обводненного водой любой минерализации, и повышения прочности образующегося геля. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающей скважине и обработки нагнетательной скважины с целью выравнивания профиля приемистости.

Известен состав для ограничения водопритока в скважину (патент RU №2215135, МПК Е21 В 43/22, 43/32 опубл. 27.10.2003 в бюл. №30). Состав содержит силикат натрия, кубовый остаток синтетических жирных кислот и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %:

силикат натрия 6,25-7,5
кубовый остаток синтетических жирных кислот 4,2-5,5
вода остальное.

Недостатком известного состава является то, что при ограничении водопритока пресных вод необходимо дополнительно с составом закачивать растворы солей, содержащих ионы Са и Mg. Также недостатком является использование кубовых остатков синтетических жирных кислот, так как они являются отходом производства и не имеют постоянного состава, что не позволяет точно регулировать время гелеобразования состава.

Наиболее близким аналогом является состав для ограничения водопритока в скважину (патент RU №2661973, МПК Е21 В 43/22, 43/32, С09К 8/84, опубл. 23.07.2018 в бюл. №21). Состав содержит силикат натрия, ацетат хрома и воду. В составе гелеобразователем является ацетат хрома. Дополнительно состав в качестве регулятора гелеобразования содержит оксид цинка и в качестве наполнителя - древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас. %:

силикат натрия 0,5-10
ацетат хрома 0,3-1,8
оксид цинка 0,03-0,07
древесная мука 0,001-3,0
вода остальное

Перед закачкой готового состава в скважину закачивают оторочку пресной воды в объеме 1,0-1,5 поровых объема, содержащую тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,01-0,05 мас. %.

Недостатком известного состава является низкая эффективность изоляции водопритока в низкотемпературных скважинах. Также недостатком является использование в составе оксида цинка и древесной муки. По предельно допустимой концентрации загрязняющих веществ в воздухе оксид цинка относится ко второму классу опасности, и при работе с ним требуется соблюдать меры предосторожности. Из-за того что древесная мука имеет нестабильные гранулометрические характеристики, ее набухшие частицы препятствуют проникновению состава в малопроницаемые поры обводненного коллектора, к тому же добавление древесной муки в состав снижает прочность образующегося геля. Также недостатком состава является содержание ацетата хрома - до 1,8 мас. %, что удорожает состав.

Технической задачей состава для ограничения водопритока в скважину является повышение эффективности изоляции водопритока за счет создания маловязкого состава с регулируемым временем гелеобразования, проникающего в малопроницаемые поры коллектора, обводненного водой любой минерализации, и повышения прочности образующегося геля.

Техническая задача решается составом для ограничения водопритока в скважину, содержащим силикат натрия, ацетат хрома и воду.

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

силикат натрия 8,0-15,0
ацетат хрома 0,3-0,8 сверх 100%
натрий двууглекислый 0,5-2,0 сверх 100%
пресная вода 85-92

Для приготовления состава используют компоненты:

- силикат натрия по ГОСТ 13078-8 - представляет собой жидкость желтого или серого цвета плотностью в пределах 1360-1450 кг/м3 с силикатным модулем в пределах 2,7-3,4;

-ацетат хрома по ТУ 2499-023-55373366-2011 с изменениями №1, 2 - представляет собой водный раствор зеленого цвета с массовым содержанием ацетата хрома не менее 45% и плотностью в пределах 1250-1300 кг/м3;

- натрий двууглекислый по ГОСТ 2156-76 (с изменениями №1, 2, 3, 4) - представляет собой кристаллический порошок белого цвета без запаха;

- воду пресную.

Сущность изобретения состоит в создании состава для ограничения водопритока в скважину с регулируемым временем гелеобразования, который вследствие малой вязкости легко проникает в малопроницаемые поры коллектора, обводненного водой любой минерализации. При реагировании компонентов состава образуется гель кремниевой кислоты, который имеет консистенцию студня и адсорбирует воду. Ацетат хрома является гелеобразователем состава. Натрий двууглекислый в составе является регулятором гелеобразования, изменением его количества регулируют время гелеобразования состава, то есть он ускоряет гелеобразование состава и увеличивает прочность образующегося геля. Использование натрия двууглекислого в составе в количестве 0,5-2,0% мас. позволяет сократить применение более дорогого гелеобразователя - ацетата хрома - в два раза. Такая концентрация натрия двууглекислого определена опытным путем. Время гелеобразования (индукционный период) состава должно быть достаточно высоким для приготовления и закачивания состава в обрабатываемый коллектор. В течение индукционного периода вязкость состава имеет низкие значения, что способствует легкому закачиванию его в пласт, поэтому состав поступает сначала в высокопроницаемую часть коллектора, где скорость фильтрации выше, а далее - в низкопроницаемую часть с созданием водоизоляционного экрана, выдерживающего перепады давления, существующие в пласте.

Время гелеобразования состава и его прочность определяют опытным путем в лабораторных условиях. Результаты лабораторных испытаний предлагаемого состава и состава по наиболее близкому аналогу при температуре 20±2°С приведены в таблице 1.

В стеклянный стакан объемом 150 мл наливают 85 г (85 мас. %) пресной воды, добавляют натрий двууглекислый 0,8 г (0,8 мас. %), туда же при перемешивании добавляют ацетат хрома 0,8 г (0,8 мас. %) и силикат натрия 15 г (15 мас. %), перемешивают, замеряют условную вязкость на В3-246 с диаметром сопла 4 мм и оставляют полученный состав на гелеобразование. Условная вязкость состава сопоставима с вязкостью воды. Периодически наклоняя стакан, фиксируют время, когда мениск жидкости в стакане перестанет смещаться. Определенное таким образом время является временем гелеобразования, которое составляет 3 ч (таблица 1, опыт 3). Остальные опыты, представленные в таблице 1, проводят аналогичным образом. После образования гелей определяют их прочность по ГОСТ 33213-2014 (с использованием широметра). Статическое напряжение сдвига замеряли через 24 ч после смешивания компонентов состава. Из состава по наиболее близкому аналогу при температуре 20±2°С после смешивания компонентов состава гель образовался через 48 ч, что говорит о его низкой прочности. Из предлагаемого состава гели образовались с временем гелеобразования от 2 ч 30 мин до 14 ч и прочностью от 91,5 до 498,6 Па (опыты 3-9) при следующем соотношении компонентов, мас. %:

силикат натрия 8,0-15,0
ацетат хрома 0,3-0,8 сверх 100%
натрий двууглекислый 0,5-2,0 сверх 100%
пресная вода 85-92,

что указывает на образование прочного геля.

Таблица 1 - Результаты испытаний предлагаемого состава и состава по наиболее близкому аналогу при температуре 20±2°С

По результатам лабораторных испытаний применение ацетата хрома менее 0,3 мас. %, силиката натрия менее 8,0 мас. %, натрия двууглекислого менее 0,5 мас. % не оказывает положительного влияния на результат гелеобразования состава (опыт 10), а использование ацетата хрома более 0,8 мас. %, силиката натрия более 15,0 мас. %, натрия двууглекислого более 2,0 мас. % и пресной воды более 92 мас. % ограничено быстрым образованием геля (опыт 1).

Приготовление состава для ограничения водопритока в скважину. В мерник агрегата набирают пресную воду, в которую добавляют расчетное количество натрия двууглекислого, перемешивают до его полного растворения, добавляют ацетат хрома и силикат натрия, после перемешивания состав закачивают в скважину. В случае обводнения обрабатываемой скважины высокоминерализованной пластовой водой предварительно в изолируемый интервал в качестве буфера закачивают пресную воду для предупреждения коагуляции силиката натрия при контакте с минерализованной водой, после чего закачивают состав. После реагирования состава в пластовых условиях образуется гель, который не разрушается в пластовых условиях под воздействием пластовых вод, что позволит увеличить продолжительность эффекта изоляции водопритока. После закачивания состава в обводненный коллектор скважину останавливают на технологическую паузу продолжительностью 24-36 ч. За время технологической паузы происходит повышение вязкости состава и его прочности, образующийся гель закупоривает высокопроницаемую часть коллектора, способствует выравниванию профиля приемистости и сокращению притока воды в скважину. При закачке состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины используют состав с показателем статического напряжения сдвига не более 200 Па, для ограничения водопритока в добывающую скважину - более 200 Па.

Использование состава для ограничения водопритока в скважину повышает эффективность изоляции водопритока за счет создания маловязкого состава с регулируемым временем гелеобразования, проникающего в малопроницаемые поры коллектора, обводненного водой любой минерализации, и повышения прочности образующегося геля, а также удешевления стоимости состава за счет уменьшения в составе количества ацетата хрома.

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

силикат натрия 8,0-15,0
ацетат хрома 0,3-0,8 сверх 100%
натрий двууглекислый 0,5-2,0 сверх 100%
пресная вода 85-92



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к изоляции флюидопритоков в нефтяные и газовые скважины в процессе эксплуатации. Способ изоляции флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи эксплуатационных скважин включает выделение интервала водонасыщенного пласта, нагнетание изолирующего материала в призабойную и приствольную зоны водонасыщенного пласта с использованием гидромониторных струй, при этом нагнетание проводят до спуска эксплуатационной колонны бурением бокового наклонного ствола, с помощью повторного вскрытия неохваченной разработкой продуктивной толщи с одновременным гидромеханическим упрочнением гидромониторными струями изолирующего материала, в качестве которого используют гельцементный буровой раствор, в режимах синхронного и согласованного воздействия механизмов квантового упрочнения ствола скважины с формированием приствольного экрана в течение 0,007-0,015 сек с последующим освоением и введением скважины в эксплуатацию открытым забоем.

Использование: нефтяная промышленность. Проводят закачку в скважину изолирующего состава, полученного путем диспергирования гидрофобного глинистого материала в мазуте при следующем соотношении, мас.%: гидрофобный глинистый материал - 1,0-3,0, мазут - остальное, до 100.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Способ изоляции газопритоков в добывающих скважинах включает закачку в скважину изолирующего состава, полученного путем диспергирования гидрофобного глинистого материала в гомогенной смеси отработанного масла и мазута, взятых при следующем соотношении компонентов, масс.

Изобретение относится к области разработки нефтегазоконденсатных месторождений и может найти применение в геологии, горной и нефтегазодобывающей промышленности.

Группа изобретений относится к устройству и способу регулирования расхода для ствола скважины. Устройство содержит основную трубу, фильтр, муфту и по меньшей мере один дефлектор.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти. Технический результат - снижение обводненности и повышение объема добычи нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной малоразведанной залежи. Технический результат - увеличение добычи нефти, выработки запасов нефти и предотвращение преждевременного обводнения добываемой продукции.

Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности, при добыче высоковязкой нефти и природного битума с высоким газовым фактором.

Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности при добыче высоковязкой нефти и природного битума с высоким газовым фактором.

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.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, предназначенному для хранения и дозированной подачи (закачки) рабочих агентов в углеводородосодержащие продуктивные пласты трудноизвлекаемых запасов углеводородов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах. Способ включает закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водорастворимый полимер полиакриламида - ПАА, ацетат хрома и воду.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах, регулирования охвата обрабатываемого пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин, и может быть использовано в низкотемпературных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для обработки прискважинной зоны (ОПЗ) пластов с низкой проницаемостью. Используют комплексное гидроударно-волновое и химическое воздействие на пласт.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти. Технический результат – ограничение водопритоков из высокопроницаемых трещин гидравлического разрыва пласта, дополнительная добыча нефти, увеличение темпа разработки залежи углеводородов и текущего коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение термостабильности эмульсионной системы, увеличение темпа разработки нефтегазоносного объекта, увеличение продолжительности положительного эффекта и дополнительная добыча нефти.

Настоящее изобретение относится к жидкой композиции, содержащей нитевидные полимерные частицы, подходящей для применения при добычи нефти, конденсата или газа из подземных месторождений.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для снижения выноса песка в газовых скважинах в начальный период эксплуатации. Технический результат - повышение эффективности способа снижения пескопроявлений в газовых скважинах с обеспечением минимального снижения потери проницаемости, повышение эффективности функционирования скважины за счет продления срока ее эксплуатации, а также упрощение и удешевление способа за счет исключения использования дорогостоящих реагентов и снижение времени проведения.

Изобретение относится к потокам углеводородов и способам их получения, таким как потоки сырой нефти, которые могут характеризоваться сниженной сопротивляемостью, если в жидкий углеводород добавить эффективное количество снижающей сопротивляемость композиции, где снижающая сопротивляемость композиция включает снижающий сопротивляемость латекс, включающий, по крайней мере, один пластификатор в количестве, эффективном для улучшения перекачиваемости латекса в композицию углеводорода или поток в бесперебойном режиме потока латекса.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах. Способ включает закачку в пласт гелеобразующей композиции, содержащей водорастворимый полимер полиакриламида - ПАА, ацетат хрома и воду.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости. Состав содержит 8,0-15,0 мас. силиката натрия, 85-92 мас. пресной воды, 0,3-0,8 мас. сверх 100 ацетата хрома и 0,5-2,0 мас. сверх 100 натрия двууглекислого. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока за счет создания маловязкого состава с регулируемым временем гелеобразования, проникающего в малопроницаемые поры коллектора, обводненного водой любой минерализации, и повышения прочности образующегося геля. 1 табл.

Наверх