Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в добывающих скважинах, регулирования охвата обрабатываемого пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин. Гелеобразующий состав содержит 6-10 мас.ч. гидролизованного полиакрилонитрила, 0,5-1,0 мас.ч. ацетата хрома, 1,0-2,0 мас.ч. сульфата аммония и 100 мас.ч. воды. Техническим результатом является повышение эффективности гелеобразующего состава за счет образования прочного геля, выдерживающего перепады давления в пласте, и его стабильности в пресной или слабоминерализованной пластовой воде. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в добывающих скважинах, регулирования охвата обрабатываемого пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известен состав для изоляции водопритока (патент RU №2180037, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.02.2002 в бюл. №6), содержащий водорастворимый полимер, сшитый полиакрил амид АК-639 и воду. В качестве водорастворимого полимера состав содержит гидролизованный полиакрилонитрил (гипан) при следующем соотношении реагентов, мас.ч.:

гидролизованный полиакрилонитрил 100

сшитый полиакриламид АК-639 2-3

вода 100.

Недостатком состава является низкая эффективность изоляции водопритока в пластах с пресной водой, так как реагенты в составе образуют гель только в присутствии ионов металла, т.е. в минерализованной пластовой воде, или при закачивании буфера из раствора хлористого кальция.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину (патент RU №2182645, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.05.2002 в бюл. №14), содержащий водорастворимый полимер, ацетат хрома и воду. В качестве водорастворимого полимера состав содержит реагент «Комета». Дополнительно состав содержит неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ) при следующем соотношении реагентов, мас.ч.: реагент «Комета» - 7,0-8,0, ацетат хрома - 0,077-0,110, неионогенное ПАВ - 1,0-2,0, вода -остальное. Состав термостатируется при 70°С и выдерживается в слабоминерализованной воде в течение 60 сут, условия испытания состава указывают на его применение в высокотемпературных скважинах.

Недостатком известного состава является низкая эффективность изоляции водопритока в низкотемпературных скважинах и пластах со слабоминерализованной водой, связанная с недостаточной прочностью образующегося геля. В обрабатываемом пласте образующийся гель увеличивает массу в 3-4 раза и объем за счет поглощения слабоминерализованной воды, при этом размягчается, становится киселеобразным, теряет свою прочность. Такой гель не способен выдерживать перепады давления, существующие в пласте.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности изоляции водопритока в скважину за счет повышения прочности гелеобразующего состава, выдерживающего перепады давления в пласте, и его стабильности в пресной или слабоминерализованной пластовой воде.

Техническая задача решается гелеобразующим составом для изоляции водопритоков в скважину, содержащим водорастворимый полимер, ацетат хрома и воду.

Новым является то, что в качестве водорастворимого полимера состав содержит гидролизованный полиакрилонитрил, дополнительно состав содержит сульфат аммония при следующем соотношении реагентов, мас.ч.:

гидролизованный полиакрилонитрил 6-10
ацетат хрома 0,5-1,0
сульфат аммония 1,0-2,0
вода 100.

Для приготовления гелеобразующего состава используют следующие реагенты: гидролизованный полиакрилонитрил - водорастворимый полимер, представляющий собой порошок желтого цвета, с массовой долей воды не более 10%, динамической вязкостью 1%-ного раствора не менее 10 мПа⋅с, рН 1%-ного раствора в пределах 8,0-12,5;

- ацетат хрома, представляющий собой водный раствор плотностью 1280-1300 кг/м3, с массовой долей ацетата хрома в пределах 49-52%, показатель активности ионов водорода рН=3-1, массовая доля нерастворимых в воде веществ не более 0,1%;

- сульфат аммония (выпускается по ГОСТ 9097-82);

- воду пресную плотностью 1000 кг/м3.

Сущность изобретения состоит в создании гелеобразующего состава для изоляции водопритоков в скважину. Гелеобразующий состав готовят в пресной воде. Состав является простым в приготовлении, удобным для закачивания в скважину, имеет время гелеобразования, достаточное для закачки в скважину за счет своей малой вязкости и регулируемого времени гелеобразования. После перемешивания всех реагентов гелеобразующего состава в указанном диапазоне соотношений в результате постепенного набора вязкости образуется гель, после чего происходит упрочнение геля в течение 24-48 ч от начала смешения реагентов. В гелеобразующем составе в качестве инициатора гелеобразования используют ацетат хрома. Изменением количества ацетата хрома в гелеобразующем составе регулируют время гелеобразования. Прочность образующегося геля повышается с увеличением концентрации гидролизованного полиакрилонитрила в гелеобразующем составе, а также при добавлении упрочняющей добавки, в качестве которой в состав вводят сульфат аммония. Использование гелеобразующего состава с содержанием более 10 мас.ч. гидролизованного полиакрилонитрила увеличивает вязкость гелеобразующего состава настолько, что его невозможно прокачивать в пласт с использованием типовой техники, также увеличивается нагрузка на насосное оборудование при закачке такого вязкого гелеобразующего состава. Предлагаемый гелеобразующий состав на основе гидролизованного полиакрилонитрила обладает вязкостью в пределах 30-40 с, и при закачивании в пласт по насосно-компрессорным трубам не возникает технологических затруднений. Условную вязкость замеряли на вискозиметре В3-246 с диаметром сопла 6 мм.

В лабораторных условиях гелеобразующий состав готовят следующим образом. При температуре 22±2°С в стеклянный стакан объемом 150-200 мл при перемешивании механической мешалкой наливают воду (100 мас.ч.) и добавляют гидролизованный полиакрилонитрил (7 мас.ч.), далее перемешивают до его растворения. В полученный раствор при перемешивании в течение 1 мин добавляют ацетат хрома (0,65 мас.ч.), сульфат аммония (1 мас.ч.) и оставляют гелеобразующий состав на гелеобразование (в таблице пример 3). Остальные гелеобразующие составы по таблице готовят аналогично примеру 3. Время гелеобразования составов по примерам 2-5 составляет от 6 ч 30 мин до 14 ч, что является достаточным для закачивания в скважину. После закачивания в скважину в пласте продолжается упрочнение образованных из гелеобразующего состава гелей в течение 24-48 ч от начала смешения реагентов.

Для сравнения эффективности провели испытание гелеобразующего состава по предлагаемому изобретению и наиболее близкому аналогу на прочность при температуре 22±2°С.После образования гелей определяли их прочность (статическое напряжение сдвига) при комнатной температуре с использованием широметра по ГОСТ 33213-2014. Гели, полученные по предлагаемому изобретению при температуре 22±2°С и наиболее близкому аналогу при температуре 70°С (при температуре 22±2°С в течение 48 ч гель не образуется), помещали в воду плотностью 1014 кг/м (слабоминерализованную) и выдерживали в течение 60 сут при температуре 22±2°С. Гели, полученные по предлагаемому изобретению в примерах 2-5, увеличились в весе и объеме незначительно, что подтверждает их устойчивость в слабоминерализованной воде. Следовательно, такой гелеобразующий состав не теряет свою прочность в скважинных условиях и способен выдерживать перепады давления, существующие в пласте.

По результатам испытаний гелеобразующего состава на прочность, представленным в таблице, был выбран диапазон соотношений реагентов в гелеобразующем составе при следующем соотношении, мас.ч.:

гидролизованный полиакрилонитрил 6-10
ацетат хрома 0,5-1,0
сульфат аммония 1,0-2,0
вода 100.

Время, за которое гелеобразующий состав набирает наибольшую прочность, составляет 24-48 ч.

Результаты исследований показали, что предлагаемый состав имеет высокие показатели прочности. Из таблицы видно, что прочность полученного по предлагаемому изобретению геля зависит от количественного содержания реагентов гелеобразующего состава. Оптимальными концентрациями реагентов являются гелеобразующие составы по примерам 2-5.

Использование в гелеобразующем составе гидролизованного полиакрилонитрила менее 6 мас.ч., ацетата хрома менее 0,5 мас.ч. и сульфата аммония менее 1 мас.ч. не приводит к образованию прочного геля (пример 1).

Увеличение содержания в гелеобразующем составе гидролизованного полиакрилонитрила более 10,0 мас.ч., а ацетата хрома более 1,0 мас.ч. нецелесообразно - закачка гелеобразующего состава с таким содержанием реагентов затруднена из-за большой вязкости и короткого времени гелеобразования, такой гелеобразующий состав не будет проникать в пористую среду изолируемого пласта (пример 6).

Таким образом, создан эффективный гелеобразующий состав за счет образования прочного геля, выдерживающего перепады давления в пласте, и за сет повышения его стабильности в пресной или слабоминерализованной пластовой воде.

Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину, содержащий водорастворимый полимер, ацетат хрома и воду, отличающийся тем, что в качестве водорастворимого полимера состав содержит гидролизованный полиакрилонитрил, дополнительно состав содержит сульфат аммония при следующем соотношении реагентов, мас.ч.:

гидролизованный полиакрилонитрил 6-10
ацетат хрома 0,5-1,0
сульфат аммония 1,0-2,0
вода 100



 

Похожие патенты:

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.

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 разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для комплексного выбора композиции растворителя путем оценки влияния композиции растворителя на растворяющую способность, а также на реологические и оптические свойства битуминозной нефти с целью снижения эксплуатационных затрат и повышения коэффициента нефтеизвлечения.

Изобретение может быть использовано в нефтяной отрасли для обработки пластовой воды, применяемой для заводнения нефтяного пласта. Способ включает стадию получения пластовой воды, содержащей смесь нефть-вода, извлекаемой из нефтеносного пласта, причем пластовая вода содержит полимерные соединения, повышающие вязкость.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для необратимой внутрипластовой молекулярной модификации глубокозалегаемых тяжелых углеводородов.

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 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 разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в добывающих скважинах, регулирования охвата обрабатываемого пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин. Гелеобразующий состав содержит 6-10 мас.ч. гидролизованного полиакрилонитрила, 0,5-1,0 мас.ч. ацетата хрома, 1,0-2,0 мас.ч. сульфата аммония и 100 мас.ч. воды. Техническим результатом является повышение эффективности гелеобразующего состава за счет образования прочного геля, выдерживающего перепады давления в пласте, и его стабильности в пресной или слабоминерализованной пластовой воде. 1 табл.

Наверх