Осадкообразующий состав для ограничения водопритока и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в добывающие скважины путем снижения проницаемости обводненных интервалов пласта и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин путем снижения проницаемости наиболее промытых участков пласта. Осадкообразующий состав включает 10,0-20,0 мас.% соли алюминия, 0,5-20,0 мас.% карбамида, 0,5-10,0 мас.% уротропина, 0,01-5,0 мас.% водорастворимого полимера, При этом состав дополнительно содержит 0,25-2,5 мас.% катионогенного поверхностно-активного вещества (КПАВ) в виде производных высших карбоновых кислот, содержащих в составе одной молекулы амины и ацилпроизводные аминов, 0,25-2,5 мас.% неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) в виде циклических амидинов высших карбоновых кислотсостав и воду – остальное. Причем соотношение указанных ПАВ в составе составляет 1:1. При этом в качестве водорастворимого полимера используют полимеры природного или синтетического происхождения. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции пласта за счёт повышенной твёрдости, прочности и адгезии образуемого составом осадка к породе, а также высокой продолжительности действия состава за счет устойчивости получаемого объемного осадка, в том числе при температурах до 300°С. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в добывающие скважины путем снижения проницаемости обводненных интервалов пласта и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин путем снижения проницаемости наиболее промытых участков пласта.

Известны различные составы для снижения проницаемости обводненных интервалов пласта в добывающих скважинах и снижения проницаемости наиболее промытых интервалов нагнетательных скважин, действующие в условиях повышенных температур, с достижением водоблокирующего эффекта за счёт закупоривания пор породы осадком. К таким составам относятся композиции на основе солей алюминия, представляющих собой водные растворы солей алюминия с дополнением термочувствительных компонентов и прочих структурообразователей. Эти составы находят в настоящее время широкое применение при проведении водоизоляционных работ и мероприятий по выравниванию профиля приемистости.

Известен состав для повышения нефтеотдачи пласта (Патент РФ № 2541667), содержащий алюминия хлорид марки А-5, карбамид и
ГКЖ-11Н. Недостатками этого состава являются невозможность образования геля в условиях температур ниже 70°С, а также снижение объема получаемого геля по отношению к исходному объему состава до 18,6%. Для состава характерна низкая прочность получаемого водоизоляционного экрана особенно при условии низких пластовых температур.

Известен состав, содержащий карбамид, хлористый алюминий, уротропин и воду - остальное (Патент РФ № 2382174). Недостатком указанного состава являются невысокая эффективность изоляции пласта в результате быстрого осадкообразования при воздействии на состав повышенных температур (время потери текучести не превышает двух часов), что препятствует дальнейшему проникновению состава вглубь пласта и затрудняет закачку необходимого объёма состава в пласт. Еще одним недостатком известного патента является низкая твёрдость получаемого объемного осадка, что снижает механическую устойчивость водоизоляционного экрана, также недостатком является синерезис объемного осадка гидроксида алюминия в особенности при температурах более 60°С, в результате чего возможно вымывание осадка из порового пространства потоком пластового флюида.

Известен состав, содержащий соль алюминия AlCl3, карбамид, уротропин, поливиниловый спирт, борную кислоту, полиол и воду – остальное (Патент РФ № 2746609). Недостатками указанного состава является низкая технологичность которая выражается в сложности приготовления, так как необходимо приготовление и последующее смешение двух пачек, также увеличение концентрации полиола в составе снижает время потери текучести, что ограничивает область применения состава поскольку с сокращением времени потери текучести необходимо сокращение объема закачки с целью исключения получения технологического давления «СТОП». Снижение объема закачки приводит к уменьшению толщины получаемого водоблокирующего экрана и как следствие уменьшению водоизоляционного эффекта.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является состав, содержащий карбамид 2-25%, соль алюминия 2-10%, уротропин 2-8%, метилцеллюлозу 0,5-1,5%, глицерин 0-30% и воду – остальное (Патент РФ № 2577556). Недостатком указанного состава является низкая технологичность, которая выражается в сложности приготовления, так как необходимо приготовление и последующее смешение двух пачек - раствора метилцеллюлозы в первой пачке и остальных компонентов во второй. Кроме того, по причине одновременного присутствия в рецептуре полимерного компонента (метилцеллюлоза) и глицерина, для данного состава характерна высокая начальная вязкость. Это снижает проникающую способность состава и ограничивает область применения, поскольку при закачке в средне- и низкопроницаемые интервалы возникает риск получения технологического давления «СТОП» и недозакачки состава, что приведет к снижению радиуса водоблокирующего барьера. Ввиду отсутствия в рецептуре ПАВ, состав характеризуется низкой адгезией к поверхности породы коллектора. Из-за сравнительно низких концентраций соли алюминия использование прототипа не позволяет получать объемные осадки, устойчивые к экстремальным пластовым температурам (до 300°С).

Техническим результатом предлагаемого изобретения является создание состава для ограничения водопритока и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, обеспечивающего высокую эффективность изоляции пласта за счёт повышенной твёрдости, прочности и адгезии образуемого составом осадка к породе, а также высокой продолжительности действия состава за счет устойчивости получаемого объемного осадка, в том числе при температурах до 300°С.

Дополнительный технический результат – высокая технологичность состава, которая обеспечивается возможностью регулирования времени потери текучести в диапазоне от 1 до 48 часов при температурах 20-300°С.

Указанный технический результат достигается применением состава, содержащего соль алюминия, карбамид, уротропин, водорастворимый полимер, воду, при этом новым является то, что дополнительно содержит катионогенное поверхностно-активное вещество (КПАВ) в виде производных высших карбоновых кислот, содержащих в составе одной молекулы амины и ацилпроизводные аминов и неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) в виде циклических амидинов высших карбоновых кислот, причем соотношение указанных ПАВ в составе составляет 1:1, а в качестве водорастворимого полимера используют полимеры природного или синтетического происхождения, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

соль алюминия – 10,0-20,0;

карбамид – 0,5-20,0;

уротропин – 0,5-10,0;

указанные КПАВ – 0,25-2,5;

указанные НПАВ – 0,25-2,5;

водорастворимый полимер – 0,01-5,0;

вода – остальное.

В качестве водорастворимых полимеров используют катионогенные и неионогенные полиакриламиды, или пропилцеллюлозу, или оксипропилметилцеллюлозу.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет следующего.

Высокая эффективность изоляции пласта обеспечивается повышенной твердостью, прочностью и адгезией, а также увеличенной стабильностью (уменьшение синерезиса) получаемого объемного осадка, за счет введения в состав смеси КПАВ и НПАВ. Установлено, что введение именно смеси КПАВ и НПАВ в заявленном соотношении, за счет адсорбции их молекул на поверхности коллоидных частиц формируемого объемного осадка гидроксида алюминия позволяет достичь увеличения твердости и прочности получаемого объемного осадка. Также наличие в составе указанных ПАВ улучшает смачиваемость пород коллектора составом, чем достигается высокая адгезия получаемого осадка к породе. Механизм действия КПАВ и НПАВ в заявленном соотношении по увеличению устойчивости состава к старению (синерезису) связан с сорбцией молекул ПАВ на коллоидных частицах и структурированием получаемого осадка, а также со способностью молекул ПАВ к координации молекул воды в гидратных оболочках вокруг коллоидных частиц формируемого объемного осадка.

Указанные водорастворимые полимеры обеспечивают дополнительную стабилизацию структуры за счет связывания коллоидных частиц объемного осадка. Также указанные водорастворимые полимеры, независимо от образования объемного осадка, образуют гели, что также дополнительно стабилизирует получаемые объемные осадки, в том числе в широком диапазоне температур (до 300°С).

Технологичность заявляемого состава заключается в том, что регулирование времени потери текучести в диапазоне от 1 до 48 часов при температурах 20-300°С достигается путем подбора концентраций указанных в таблице компонентов состава по представленным уравнениям для соответствующих температурных диапазонов:

Уравнение для подбора концентраций компонентов состава Температурный диапазон применения состава
ВПТ = 84,2 - 4,1×У -0,01×У2 + 2,3×К – 2,4×К2 – 1,32×Т + 0,01×Т2 + 0,05×У×Т – 0,09×К×Т 20-70°С
ВПТ = 656,1 - 16,2×К - 10,6×Т - 0,07×К2 + 0,03×Т2 + 0,21×Т×К 70-80°С
ВПТ = 463,2 - 3,0×Т - 47,2×К + 0,09×К2 - 1,1×Т×К + 0,18×Т×К2 + 0,01×Т2×К 80-150°С
ВПТ = 16,14 + 0,02×Т - 8,96×К + 1,04×К2 + 0,01×Т×К 150-300°С
ВПТ – время потери текучести, ч;
У – концентрация уротропина;
К – концентрация карбамида;
Т – температура действия состава, °С.

Перечисленные преимущества позволяют применять заявляемый состав для проведения водоизоляционных работ в скважинах с пароциклическим режимом работы, а также в добывающих скважинах, работающих в условиях паротеплового воздействия на пласт. Благодаря своим свойствам состав показал высокую эффективность при реализации мероприятий по выравниваю профиля приемистости нагнетательных скважин.

Для получения заявляемого осадкообразующего состава использовали следующие реагенты:

Наименование реагента ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление
1. Соль алюминия
Алюминия гидрохлорид марки Б, сорт 1 ТУ 2163-368-05795731-2008
2. Карбамид ГОСТ 2081-2010
3. Уротропин ТУ 2478-037-00203803-2012
4. Поверхностно-активные вещества
КПАВ алкиламидополиамин ITERLENE IN/400-L GREEN  (Италия)
НПАВ Алкилимидозалинполиамин
ИМИДАПАВ
(ООО «НИИПАВ»)
ТУ 20.59.59-058-0476205-2019
5. Смесь указанных КПАВ и НПАВ в соотношении 1:1
Термоадгезив-1 ТУ 20.14.71-084-38892610-2017
БАП-ДС-3
ЗАО НПП «Алтайспецпродукт»
ТУ 2482-005-33992933-2003
«Динорам СЛ» (по импорту) Фирма «СЕКА» Франция
6. Водорастворимый полимер
ВУДСТАБ (реагент на основе пропилцеллюлозы и оксипропилметилцеллюлозы) ТУ 20.16.59-107-38892610-2020
Праестол 2500 (неионогенный полиакриламид) ТУ 2216-001-40910172-98
Праестол 852 BC (катионогенный полиакриламид) ТУ 2216-001-40910172-98
7. Техническая вода

Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующим примером.

Пример. Для приготовления 500 см3 осадкообразующего состава брали 367,25 г воды и при перемешивании со скоростью 400 об/мин. на лабораторной мешалке последовательно добавляли Праестол 2500 (водорастворимый полимер – неионогенный полиакриламид) в количестве 0,25 г, алюминия гидроксохлорид марки Б сорт 1 (соль алюминия) в количестве 75 г, карбамид в количестве 2,5 г, уротропин в количестве 35 г, алкиламидопропиламин (КПАВ) в количестве 10 г и ИМИДАПАВ (НПАВ алкиламидозалинполиамин) в количестве 10 г. После введения каждого реагента смесь перемешивали до полного растворения реагента, но не менее 10 минут.

В результате получили осадкообразующий состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: соль алюминия – 15; карбамид – 0,5; уротропин – 7, КПАВ – 2; НПАВ – 2; водорастворимый полимер – 0,05; вода - 73,45.

Предлагаемые осадкообразующие составы с использованием других реагентов и другим количественным соотношением компонентов готовили аналогичным образом.

В качестве показателей свойств предлагаемого состава использовали следующие параметры: эффективная вязкость исходного состава при скорости сдвига 5 с-1, время потери текучести при воздействии пластовой температуры, твёрдость получаемого объемного осадка, прочность начала разрушения объемного осадка, сила адгезии получаемого объемного осадка, синерезис получаемого объемного осадка во времени, эффективность изоляции порового пространства породы (фактор остаточного сопротивления по водной фазе).

Вязкость исходного состава и время потери текучести определяли на вискозиметре модели 1100 производства OFITE (США). Время потери текучести определяли как время, по прошествии которого эффективная вязкость состава при скорости сдвига 5 с-1 достигала значения в 1000 мПа⋅с.

Твёрдость, прочность начала разрушения и силу адгезии объемного осадка измеряли с использованием прибора – анализатора текстуры Texture Analyser CT3 производства Brookfield (США).

Синерезис объемного осадка во времени определяли с использованием прибора LUMiSizer модели LS 611/651 производства компании LUM (Германия) и вычисляли в% об. как объем отделившейся водной фазы по отношению к объему осадка до испытания. Чем выше данный показатель, тем менее устойчив объемный осадок.

Эффективность изоляции порового пространства породы после закачки в него состава и последующего осадкообразования определяли с помощью лабораторной установки для определения фильтрационных и блокирующих характеристик технологических жидкостей и составов ПИК-ОФП/ЭП производства АО «ГеоЛогика» (Россия). Для приготовления моделей использовали пластовую воду (плотность ρ=1,18 г/см3, минерализация 273000 мг/дм3, общая жесткость 1200 мг-экв/дм3, рН=3) и нефть (плотность 0,83 г/см3, вязкость 5 мПа⋅с), и определяли проницаемость по воде до и после закачки состава и осадкообразования. На основании полученных результатов рассчитывали фактор остаточного сопротивления по воде как отношение проницаемости модели по воде до закачки состава к проницаемости после закачки и структурирования состава в модели. Также на представленном оборудовании определяли проникающую способность состава путем определения максимального давления закачки состава.

Использование соли алюминия в количестве ниже заявленного предела не позволяет получить объемный осадок с необходимыми структурно-механическимим свойствами и устойчивостью при высоких температурах. Использование соли алюминия в количестве выше заявленного предела не приводит к сушественному росту структурно-механических свойств и снижает технологичность состава в виду долгого растворения реагента.

Использование карбамида и уротропина в заявленных количествах обеспечивают возможность регулирования времени потери текучести в диапазоне от 1 до 48 часов, при использования указанных реагентов в количествах меньше заявленных - время потери текучести превышает 48 часов, использование реагентов в количествах больше заявленных нецелесообразно, так как не приводит к дополнительному сокращению времени потери текучести (менее 1 часа).

Использование заявленных ПАВ в количестве менее 0,25% каждого не обеспечивает необходимых адгезивных свойств состава и получаемых объемных осадков, а также устойчивости получаемых объемных осадков при высоких температурах. Максимальное количество ПАВ в составе (2,5% КПАВ и 2,5% НПАВ) ограничивается растворимостью данных реагентов.

Использование водорастворимого полимера в количествах ниже 0,01% не обеспечивает устойчивости получаемых объемных осадков при высоких пластовых температурах. Максимальное количество водорастворимого полимера в составе (5%) ограничено растворимостью реагента и увеличением реологических свойств состава при увеличении концентрации реагента, что в свою очередь снижает проникающую способность состава и как следствие его эффективность.

В таблице 1 приведены свойства осадкообразующего состава.

На основании проведенных сопоставительных опытов (таблица 1) можно сделать вывод о том, что использование предлагаемого состава по сравнению с известным позволяет в большей степени снизить проницаемость водонасыщенных поровых каналов пласта за счёт более высокой твёрдости и адгезии объемного осадка, расширить диапазон времени потери текучести при воздействии пластовой температуры, увеличить стабильность получаемых объемных осадков во времени.

Таблица 1

№ п/п Начальная вязкость, мПа⋅с Время потери текучести при воздействии пластовой температуры, ч Твёрдость объемного осадка, г-сила Проч ность начала разрушения, Па Сила адгезии, г-сила Синерезис,% об. Коэффициент проницаемости по водной фазе
<100 мД ˃100 мД
Максимальное давление закачки состава, МПа Фактор остаточного сопротивления по водной фазе, д. ед. Максимальное давление закачки состава, МПа Фактор остаточного сопротивления по водной фазе, д. ед.
Температура 20°С
1 12,7 21 2515 1993 83 0 0,37 15,20 0,17 16,60
2 13,4 45 2598 1887 85 0 0,39 15,00 0,22 16,10
3 22,2 34 2875 2235 102 0 0,36 16,50 0,16 17,50
4 31,8 27 3240 2864 98 0 0,35 20,70 0,18 22,50
5 92,6 21 3752 3017 115 0 0,39 22,20 0,21 25,10
17 315,3 5 83 135 7 7 1,88 12,8 1,65 17,8
Температура 60°С
6 11,7 22 3061 2786 81 0 0,14 111,00 0,07 75,20
7 138,1 14 3078 2813 75 0 0,14 116,90 0,10 83,00
8 17,2 8 3104 2898 73 0 0,15 106,50 0,11 78,40
9 16,7 5 2985 2231 87 0 0,14 124,50 0,08 85,10
18 327,4 5 415 302 12 15 2,99 24,5 3,62 36,7
Температура 80°С
10 172,4 22 4793 3951 55 0 0,10 150,30 0,02 230,00
11 165,0 16 4812 4009 61 0 0,09 170,00 0,05 240,00
12 171,9 9 4769 4015 57 0 0,12 135,00 0,07 252,00
13 27,6 8 4853 4027 68 0 0,20 210,00 0,10 270,00
19 286,5 7 366 196 16 12 2,84 28,3 3,02 42,9
Температура 100°С
14 57,9 12 2645 1995 42 1 0,23 42,0 0,12 101,0
20 303,9 0,5 215 75 22 45 1,45 7,5 1,27 10,4
Температура 150°С
15 73,2 4 664 603 35 3 0,27 10,1 0,14 30,7
21 189,7 Состав не образовал объемного осадка 1,15 0 0,98 0
Температура 300°С
16 75,4 1 569 551 28 7 0,93 8 0,77 12,2
22 211,3 Состав не образовал объемного осадка 1,21 0 1,05 0

1. Осадкообразующий состав для ограничения водопритока и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий соль алюминия, карбамид, уротропин, водорастворимый полимер, воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит катионогенное поверхностно-активное вещество (КПАВ) в виде производных высших карбоновых кислот, содержащих в составе одной молекулы амины и ацилпроизводные аминов и неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) в виде циклических амидинов высших карбоновых кислот, причем соотношение указанных ПАВ в составе составляет 1:1, а в качестве водорастворимого полимера используют полимеры природного или синтетического происхождения, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

соль алюминия – 10,0-20,0;

карбамид – 0,5-20,0;

уротропин – 0,5-10,0;

указанные КПАВ – 0,25-2,5;

указанные НПАВ – 0,25-2,5;

водорастворимый полимер – 0,01-5,0;

вода – остальное.

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве водорастворимых полимеров используют катионогенные и неионогенные полиакриламиды, или пропилцеллюлозу, или оксипропилметилцеллюлозу.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к составам, применяемым при проведении мероприятий по ограничению водопритока в добывающих скважинах и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Состав содержит 3-10 мас.% сшивателя в виде бихромата калия или бихромата натрия, 0,01-10 мас.% регулятора времени потери текучести, 0,01-5 мас.% регулятора реологических свойств, 0,01-15 мас.% кольматирующей добавки и воду.
Изобретение относится к способу проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине. Способ проведения ремонтно-изоляционных работ в скважине включает приготовление и закачивание в скважину первой композиции, а затем второй композиции в заданном объеме.

Изобретение относится к горному делу и подземному строительству. Технический результат - повышение эффективности инъекционного укрепления породного массива, формирование в породном массиве армирующей ячеистой структуры из отвержденного состава без сплошного заполнения породных пустот.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - упрощение способа обработки скважины без снижения эффективности обработки, расширение арсенала технических средств.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритоков в добывающих скважинах. Состав содержит связующее - 5-90 об.% алкилового эфира кремнийорганического соединения, отвердители - 0,25-4,5 об.% катионного и 0,25-4,5 об.% неионогенного поверхностно-активных веществ (ПАВ), регулятор времени гелеобразования - водная фаза, остальное.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ремонтно-изоляционным работам в нагнетательных и добывающих скважинах, и может быть использовано для изоляции промытых зон и ликвидации заколонных перетоков. Для осуществления способа ремонтно-изоляционных работ в скважине предварительно готовят жидкость затворения путем растворения в пресной воде в заданном количественном соотношении нитрилотриметилфосфоновой кислоты, понизителя водоотдачи - композиции синтетических сульфированных полимеров с насыпной плотностью не менее 0,5 г/см3, пластификатора - композиции карбоксилатов и смесей натриевых солей полиметиленнафталинсульфокислот различной молекулярной массы с насыпной плотностью не менее 0,4 г/см3.

Изобретение относится к области цементирования обсадных колонн в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах. Технический результат заключается в улучшении физико-механических свойств.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - ограничение водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах коллекторов с различной проницаемостью, в том числе карбонатных пород, насыщенных высоковязкой нефтью.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к тампонажным смесям, предназначенным для цементирования обсадных колонн, перекрывающих интервалы проницаемых пластов с низким градиентом гидроразрыва (менее 0,0140 МПа/м). Тампонажная смесь включает портландцемент тампонажный, алюмосиликатные микросферы, ультрадисперсный порошкообразный материал.

Изобретение относится к цементировании скважин. Способ составления цементного раствора включает: обеспечение состава цементного раствора, содержащего воду и по меньшей мере один вяжущий компонент; создание модели прочности на сжатие состава цемента, где этап создания модели включает по меньшей мере одно из моделирования предельной прочности на сжатие состава цемента, моделирования энергии активации состава цемента и моделирования временной зависимости прочности на сжатие состава цемента; приготовление цементного раствора, основанное по меньшей мере частично на модели; и введение цементного раствора в подземный пласт.
Изобретение относится к составам, применяемым при проведении мероприятий по ограничению водопритока в добывающих скважинах и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Состав содержит 3-10 мас.% сшивателя в виде бихромата калия или бихромата натрия, 0,01-10 мас.% регулятора времени потери текучести, 0,01-5 мас.% регулятора реологических свойств, 0,01-15 мас.% кольматирующей добавки и воду.
Наверх