Состав для изоляции водопритока в скважину

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в высокотемпературных скважинах. Состав для изоляции водопритока в скважину содержит 1 об.ч. высокомодульного жидкого стекла с силикатным модулем 3,5-6 и 1-9 об.ч. 0,3-0,7%-ного водного раствора кремнефтористого натрия. Техническим результатом является создание эффективного, безопасного, простого в приготовлении состава для высокотемпературных скважин и повышение прочности образующегося геля. 1 табл.

 

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

Известен состав для изоляции водопритока в скважину (патент RU №2632799, МПК С09К 8/50, Е21В 33/138, опубл. 09.10.2017 в бюл. №28), содержащий жидкое стекло (силикат натрия и силикат калия), ацетат хрома и воду при следующем 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 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.

Недостатками известного состава являются сложность его использования, также высокая стоимость силиката калия и необходимость использования большого количества ацетата хрома (до 1,5 мас. %), что приводит к удорожанию состава.

Известен состав для изоляции водопритока в скважину (патент RU №2419714, МПК Е21В 33/138, опубл. 09.10.2017 в бюл. №28), содержащий равные объемы силиката натрия и водного 5-15%-ного раствора кремнефтористого аммония.

Недостатком известного состава является его быстрое отверждение, из-за чего компоненты состава закачивают раздельно через буфер из пресной воды. Применяемые компоненты в виде двух растворов в пористой среде плохо перемешиваются, в результате закупоривающий гель образуется не во всем объеме состава, из-за чего теряет структурно-механические свойства, что снижает эффективность состава. Также недостатком является большое количество силиката натрия и высокая концентрация раствора кремнефтористого аммония, что приводит к удорожанию состава.

Известен состав для изоляции водопритока в скважину (АС №834343, МПК Е21В 43/32, опубл. 30.05.1981 в бюл. №20), содержащий жидкое стекло (силикат щелочного металла) и кремнефтористый натрий при следующем соотношении компонентов, об. ч.:

силикат щелочного металла 87-92
кремнефтористый натрий 8-13.

Известен состав для изоляции водопритока в скважину (патент RU №2244819, МПК Е21В 43/32, опубл. 20.01.2005 в бюл. №2), содержащий жидкое стекло (водный раствор силиката натрия плотностью 1,36 г/см3) и кремнефтористый натрий при следующем соотношении компонентов, об. ч.:

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 известных составов является растворимость кремнефтористого натрия в воде - 7,62 г/л, что соответствует концентрации менее 0,8% (Большой энциклопедический словарь, Химия, изд-во «Большая Российская энциклопедия», М., 2000, с. 362). Осаждение нерастворившейся части кремнефтористого натрия может привести к технологическим осложнениям - преждевременному отверждению состава в насосе цементировочного агрегата или насосно-компрессорных трубах.

Наиболее близким аналогом предлагаемого состава является состав для изоляции водопритока в скважину (патент RU №2667241, МПК Е21В 33/138, С09К 8/504, опубл. 18.09.2018 в бюл. №26), содержащий высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 и раствор кремнефтористого натрия. В качестве раствора кремнефтористого натрия состав содержит 0,3-0,5%-ный раствор кремнефтористого натрия. Дополнительно состав содержит этил ацетат и моющий препарат с массовой долей поверхностно-активных веществ 30-38% при следующем соотношении компонентов, об. ч.:

высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 25
0,3-0,5%-ный раствор кремнефтористого натрия 25-250
этилацетат 1-5
моющий препарат с массовой долей поверхностно-
активных веществ 30-38% 0,1.

Недостатком наиболее близкого аналога является то, что он эффективен для изоляции водопритока только в низкотемпературных скважинах и имеет многокомпонентный состав. Также к недостаткам состава относится то, что этил ацетат является легковоспламеняющейся жидкостью.

Техническими задачами изобретения являются создание эффективного, безопасного, простого в приготовлении состава для высокотемпературных скважин и повышение прочности образующегося геля.

Технические задачи решаются предлагаемым составом для изоляции водопритока в скважину, содержащим высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 и раствор кремнефтористого натрия.

Новым является то, что в качестве раствора кремнефтористого натрия состав содержит 0,3-0,7%-ный водный раствор кремнефтористого натрия при следующих соотношениях компонентов, об. ч.:

высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 1
0,3-0,7%-ный водный раствор кремнефтористого натрия 1-9.

Компоненты, применяемые в заявляемом составе:

- высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 (ВМЖС) - представляет собой раствор от прозрачного до серого цвета с рН в пределах 9,5-11,5, выпускаемое по ТУ 2145-002-12979928-2001 «Высокомодульное растворимое стекло марки «Нафтосил» для гидроизоляции нефтяных пластов» или ТУ 2145-014-13002578-94 «Силином ВН»;

- натрий кремнефтористый технический (гексафторосиликат натрия - Na2SiF6) -представляет собой мелкий кристаллический порошок белого цвета без механических примесей, с массовой долей кремнефтористого натрия не менее 95%, пожаро- и взрывобезопасный, выпускаемый по ТУ 113-08-587-86.

Сущность изобретения состоит в создании эффективного, безопасного состава для изоляции водопритока в высокотемпературную скважину, который блокирует изолируемый интервал пласта объемным гелем, образующимся в течение времени при смешении компонентов состава. Состав готовят на пресной воде, он является простым в приготовлении, обладает достаточным для закачки в скважину временем гелеобразования. После перемешивания компонентов состава гель образуется при температуре в течение от 70 до 100°С в интервале от 30 мин до 28 ч путем постепенного набора вязкости до состояния неподвижности и упрочнения. За счет малой вязкости и регулируемого времени гелеобразования состав после закачивания в скважину проникает даже в малопроницаемые поры пласта, обводненного водой любой минерализации. Кремнефтористый натрий известен как отвердитель силикатных и бетонных растворов, в составе он является инициатором гелеобразования ВМЖС и способствует образованию геля кремниевой кислоты. В отличие от жидкого стекла, имеющего силикатный модуль ниже 3,5 (низкомодульное), ВМЖС образует гель даже при малых количествах кремнефтористого натрия и большом разбавлении водой, за счет чего значительно снижается вязкость состава и его стоимость. В зависимости от количества 0,3-0,7%-ного водного раствора кремнефтористого натрия и температуры изолируемого пласта гелеобразование можно замедлить, если это необходимо для удаленного доступа состава в пласт, или ускорить вплоть до 30 мин. Получаемый при этом гель обладает высокой прочностью. После закачивания состава в скважину и его гелеобразования формируется водоизоляционный экран, который дополнительно укрепляется за счет взаимодействия с минерализованной пластовой водой, высокая температура пласта также является упрочняющим фактором.

Время гелеобразования состава определяют опытным путем в лабораторных условиях. Результаты лабораторных испытаний приведены в таблице. В каждый из трех стеклянных стаканов объемом 200 мл наливают ВМЖС в объеме 25 мл (1 об. ч.) и 0,7%-ный водный раствор кремнефтористого натрия 150 мл (6 об. ч.), перемешивают и оставляют стаканы в термостате на гелеобразование при температуре 70, 85 и 100°С. Периодически наклоняя стакан, фиксируют время, когда мениск жидкости в стакане перестанет смещаться. Определенное таким образом время является временем гелеобразования состава, которое составляет для указанного соотношения компонентов состава при 70°С - 7 ч 50 мин, при 85°С - 6 ч 20 мин, при 100°С - 5 ч 40 мин (опыт 9). Остальные опыты, представленные в таблице, готовят аналогичным образом.

После образования геля через 24 ч определяют его прочность (статическое напряжение сдвига) по ГОСТ 33213-2014 (с использованием широметра). Результаты гелеобразования и определения прочности представлены в таблице.

Соотношение 1 об. ч. ВМЖС к 0,3-0,7%-ному водному раствору кремнефтористого натрия в пределах 1-9 об. ч. и концентрацию водного раствора кремнефтористого натрия в пределах от 0,3% до 0,7% определили опытным путем. Водный раствор кремнефтористого натрия в концентрации менее 0,3% не вызывает гелеобразование состава, а водный раствор кремнефтористого натрия в концентрации более 0,7% не используется в составе ввиду гелеобразования в течение нескольких минут, а также ограниченного растворения кремнефтористого натрия в воде, при этом он будет осаждаться, вызывая технологические трудности при закачивании. Менее 1 об. ч. ВМЖС не позволяет достичь необходимого результата, а более 1 об. ч. нецелесообразно с экономической точки зрения.

По времени гелеобразования выбирают оптимальное соотношение компонентов состава для применения в предлагаемом способе, об. ч.:

ВМЖС 1
0,3-0,7%-ный водный раствор кремнефтористого натрия 1-9.

Из низкомодульного жидкого стекла при тех же условиях гель не образуется. В зависимости от геолого-технических условий скважины выбирают для ограничения водопритока состав с необходимым временем гелеобразования.

Использование состава для изоляции водопритока в скважину повышает эффективность изоляции водопритока в скважину за счет создания маловязкого состава регулирования времени гелеобразования, и проникновения состава в малопроницаемые поры пласта, обводненного водой любой минерализации, и повышения прочности образующегося геля, а также удешевления стоимости состава.

Таким образом, создан эффективный, безопасный, простой в приготовлении и дешевый состав для температуры изолируемого пласта от 70°С до 100°С, который образует прочный гель.

Состав для изоляции водопритока в скважину, содержащий высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 и раствор кремнефтористого натрия, отличающийся тем, что в качестве раствора кремнефтористого натрия состав содержит 0,3-0,7%-ный водный раствор кремнефтористого натрия при следующем соотношении компонентов, об.ч.:

высокомодульное жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 1
0,3-0,7%-ный водный раствор кремнефтористого натрия 1-9.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве горизонтальных добывающих скважин для эксплуатации высокопроницаемых пластов с подошвенной водой.

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости.
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.

Настоящее изобретение относится к способу цементирования подземной скважины, содержащей обсадную колонну и поверхность ствола скважины, включающему этапы, на которых покрывают поверхность ствола скважины и наружную поверхность обсадной колонны несмешиваемой с водой текучей средой, получают композицию, содержащую воду, неорганический цемент и один или более материалов в виде частиц, которые набухают при контакте с несмешиваемой с водой текучей средой, причем подземную скважину пробуривают с использованием бурового раствора на водной основе.

Изобретение относится к области создания композиционных материалов, в частности к получению магнитоактивных эластичных композитов (полимеров), предназначенных для изготовления управляемых магнитным полем элементов цементной смеси, а также к методам крепления газо-нефте-вододобывающих скважин при цементировании обсадных колонн на разных этапах строительства и эксплуатации скважины, при необходимости обеспечивая предельно низкие значения флюидопроницаемости тампонирующего материала за эксплуатационной колонной.

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости более 2,0 м3/(МПа⋅ч), эффективное воздействие кислотным составом на породу, выравнивание фронта обработки, увеличение дебита нефти до 50%.

Изобретение относится 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 нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости.

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 нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для ремонтно-изоляционных работ в скважине. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине содержит 40-50 мас.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве наклонно направленной скважины с зенитным углом более 25° на участках ствола с кавернообразованием и поглощением пород, расположенных ниже верейского горизонта.

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 составам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в высокотемпературных скважинах. Состав для изоляции водопритока в скважину содержит 1 об.ч. высокомодульного жидкого стекла с силикатным модулем 3,5-6 и 1-9 об.ч. 0,3-0,7-ного водного раствора кремнефтористого натрия. Техническим результатом является создание эффективного, безопасного, простого в приготовлении состава для высокотемпературных скважин и повышение прочности образующегося геля. 1 табл.

Наверх