Состав для выравнивания профилей приемистости и ограничения водопритоков в скважине
Использование: состав может быть использован при нефтедобыче в процессе эксплуатации нефтяных и нагнетательных скважин. Сущность изобретения: состав содержит полиакриламид 1, кремнефтористоводородная кислота 15-45, формальдегид 0,05-0,75, вода, остальное. 3 табл.
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ
РЕСПУБЛИК (я)5 Е 21 В 43/32
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ
ВЕДОМСТВО СССР (lOCIlATEHT CCCP) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ПАТЕНТУ (21) 5013008/03 (22) 25.10.91 (46) 30.03.93, Бюл. ¹ 12 (71) Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (75) В. Н. Вилисов, Г. Ф. Колесников, В, А.
Качин, А. Н, Поздеев, П, М. Южанинов и С, В, Якимов (73) Нефтегазодобывающее управление
"Чернушка нефть" Производственного объединения "Пермнефть" (56) Авторское свидетельство СССР
¹1153047,,кл. Е 21 В 43/32, 1983, Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к составам для выравнивания профилей приемистости и ограничения водопритоков в скважине, и предназначается к использованию в процессе эксплуатации нефтяных и нагнетательных скважин на предприятиях Миннефтегазпрома.
Целью изобретения является повышение . изолирующих свойств состава за счет сокращения сроков схватывания, повышения термостабильности, обеспечения твердения состава во всем его объеме, при одновременном обеспечении образования в пласте полностью неразмываемого в агрессивных пластовых средах и непроницаемого изоляционного экрана.
Поставленная цель достигается тем, что состав для выравнивания профилей приемистости и ограничения водопритоков в скважинах, содержащий полиакриламид (ПАА), кремнефтористоводородную кислоту (HgSIFg) и воду, дополнительно содержит формальдегид при следующем соотношении ингредиентов, мас, :
Пол иакриламид 1,0 — 5,0
„„Я „„1806263 А3 (54) СОСТАВ ДЛЯ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЕЙ ПРИЕМИСТОСТИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНЕ (57) Использование: состав может быть использован при нефтедобыче в процессе эксплуатации нефтяных и нагнетательных скважин, Сущность изобретения: состав содержит полиакриламид 1, кремнефтористоводородная кислота 15 — 45, формальдегид
0,05 — 0,75, вода, остальное. 3 табл.
Кремнефтористоводородная кислота 15,0 — 45,0
Формальдегид 0,05 — 0,75
Вода Остальное
Благодаря предложенным ингредиентам и их соотношению в предлагаемом составе и обеспечивается повышение эффективности изоляции, Причем это достигается благодаря следующему, Как установлено, кремнефтористоводородная кислота активно разрушает большие линейные молекулы ПАА, что приводит в первоначальный период после смещения
ПАА и HzSIFg к снижению вязкости раствора. Формальдегид же, наоборот, взаимодействуя с обломками молекул ПАА, сшивает их между собой благодаря реакции поликонденсации с аминогруппами. В результате образуется новый полимер с большим молекулярным весом и развитой пространственной структурой. Благодаря этому, впервые. неожиданно удалось получить во всем объеме смешиваемых компонентов по заявляемому составу
1806263 отвержденный полимер с регулируемыми сроками отверждения, непроницаемый, с высокими прочностными свойствами, не растворяющийся в агрессивных пластовых флюидах, и обладающий высокой термостабильностью до 200 С.
Для получения заявляемого состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества: полиакриламид (ПАА), гранулированный порошок белого цвета, без запаха, нетоксичен (ТУ 6 — 16157—
78); кремнефтористоводородная кислота (H2SiF6), бесцветная жидкость, плотность
1,4417 (ТУ 113 — 08 — 555 — 84); формалин—
37 /-ный водный раствор формальдегида (СН20) в воде — бесцветная прозрачная жидкость с резким специфическим запахом; растворяется в воде, плотность 1,077 — 1,116 (ГОСТ 1625 — 78).
Пример. Для получения заявляемого состава брали 97, 86 г 45 -ной HgSiFg, порциями вводили в нее 2 г гранулированного
ПАА, одновременно механической мешалкой перемешивали раствор до полного растворения ПАА. Затем в полученную смесь также при перемешивании вводили 0,14 r формалина и получали предлагаемый состав, Составы с другим содержанием ингредиентов готовили аналогичным образом.
Далее в ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства заявляемого состава: вязкость, время потери текучести, объем выделившейся твердой фазы за сутки, способность к размыванию скоагулировавшегося состава в пластовых средах и проницаемость скоагулировавшегося состава по воде.
Вместе с этим также определяли показатели термостабильности и морозоустойчивости состава, Исходную вязкость состава определяли на вискозиметре "Rheotest", Определение объема выделившейся твердой фазы проводили путем замера в мерном цилиндре объема затвердевшего состава через сутки, Для определения неразмываемости состава на контакте с пластовыми флюидами проводились работы в следующей последовательности. Образцы скоагулировавшего состава в виде плотного резиноподобного коагулянта помещали в пресную воду, пластовую воду, пластовую сероводородную воду, нефть, предварительно замерив их объем и размеры. После выдерживания в указанных средах в течение 30 сут при 20 С вновь замеряли вес и размеры образцов.
Для определения проницаемости скоагулировавшегося состава проводились следующие работы, Брались керны терригенных пород, вытачивались из них цилиндры длиной 2 см и диаметром 1,8 см. Приготовленные цилиндры из керна помещались в
5 кернодержатель на установке УИПК-IM u через них прокачивалась вода и определялась исходная проницаемость по воде. Затем закачивался один пороговый объем керна исследуемого состава, проводилась
10 выдержка для коагуляции состава, керн разворачивали на 180 и снова определяли проницаемость по воде, при этом если фильтрации воды не было, то давление создаваемое при выдавливании состава из
15 керна доводили до 4 МПа, что соответствовало максимально допустимому давлению применяемого кернодержателя и дальнейшее повышение давления прекращали, Для определения термостабильности и
20 морозостойкости состава проводили работы в следующей последовательности. Сшитый и отвержденный формалином образец состава помещали в печь и нагревали с постоянной скоростью до изменения окраски
25 и потери в весе за счет выделения продуктов разложения. Температуру разложения фиксировали.
При определении температуры замерзания состава снимали кривые охлаждения
30 во времени. Для этого образец состава помещали в сосуд Дюара, заполненный охлаждающей смесью, состоящей из твердой углекислоты и спирта, имеющей температуру минус 80 С, За температуру застывания
35 принимали температуру начала кристаллизации состава.
Данные о содержании ингредиентов и свойствах предлагаемого и известного по прототипу составов приведены в табл. 1.
40 Данные, приведенные в табл. 1, показывают, что предлагаемый состав, содержащий, мас. Д:
Полиакрил амид 1,00 — 5,00
H2SiFg 15,00 — 45,00
45 Формальдегид 0,05 — 0,75
Вода остальное по сравнению с прототипом обеспечивает сокращение сроков схватывания в 12 — 960 раз, повышение термостабильности в 2 раза
50 обеспечивает твердение состава полностью во всем его объеме (у прототипа лишь до
58 ), обеспечивает образование в пласте полностью неразмываемого и непроницаемого изоляционного экрана (состав по про55 тотипу) размывается на 12 — 20 / в сероводородной пластовой воде и при давлении 4 МПа пропускает воду), Указанные значения ингредиентов являются граничными, т, к. их изменения в большую или меньшую стороны не позволя1806263
° е ет достичь поставленную цель изобретения.
Так, при изменении количественных значений ингредиентов в меньшую сторону (см. опыт 32 табл, 1) резко увеличиваются сроки схватывания, что снижает изолирующую способность состава, а при изменении количественных значений ингредиентов в большую сторону (см. опыт 33 табл. 1) сроки схватывания становятся крайне малы, что делает состав нетехнологичным.
Предлагаемый состав может быть приготовлен и использован в промысловых условиях по следующим схемам.
Технология приготовления и закачки в водонагнетательную скважину с целью выравнивания профиля приемистости заявляемого состава заключается в следующем.
Завозят на скважину техническую кремнефтористоводородную кислоту 20 — 30 ной концентрации емкостью 3 м на з кислотном агрегате УНЦ I — 160х50К, 90 кг порошкообразного ПАА. 50 л технического формалина (37О -ной концентрации), Завозят емкость не менее 3 м для смещения
ПАА и кислоты. Вначале вливают формалин в кремнефтористоводородную кислоту и перемешивают насосом, имеющимся на установке УНЦ вЂ” 1 по круговой циркуляции, чтобы формалин равномерно распределился по всему объему кислоты, Затем кислоту перекачивают в другую емкость (не менее 3 м ), одновременно постепенно засыпая туда порошкообразный ПАА, и перемешивают насосным агрегатом по круговой схеме в течение 3 ч. Затем приготовленный состав закачивается насосом агрегата УНЦ-1 в насосно-компрессорные трубы (НКТ) и продавливают в пласт водой в обьеме Н КТ плюс объем ствола скважины между концом НКТ и пластом. После этого закрывают центральную задвижку и оставляют скважину на
24 ч для коагуляции состава в пласте. После этого скважину пускают под закачку воды.
Для ограничения водопритоков в нефтедобывающих скважинах с использованием предложенного состава проводят работы в следующей последовательности, Из скважины поднимают подземное оборудование (НКТ и насос), спускают НКТ до верхних отверстий перфорации пласта, Затем завозят на скважину в емкости кислотного агрегата
УН Ц! — 160х50К кремнефтористоводородную кислоту 20 — 30оь-ной концентрации в количестве 6 мз, 100 кг формалина (37 -ной концентрации), 180 кг порошкообразного ПАА, 1 м з безводной нефти, Заливают формалин в кислоту и перемешивают, перекачивают насосным агрегатом кислоту в отдельную емкость, постепенно добавляя в кислоту
ПАА и перемешивают кислоту в течение 3 ч до полного растворения ПАА в кислоте, Закачивают в НКТ 0,5 м нефти для з предотвращения контакта состава с пластовой водой, далее весь объем приготовленного состава и снова 0,5 м нефти и з продавливают соленой водой, вытесняя из
Н КТ и скважины весь объем состава в пласт.
Скважину оставляют под давлением на 24 ч для коагуляции состава в пласте, Далее промывают ствол скважины соленой водой, спускают подземное насосное оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.
Заявляемый состав был также испытан на 4 водонагнетательных и одной нефтедобывающей скважине в промысловых условиях по указанным выше схемам..
Результаты обработок скважин предложенным составом приведены в табл. 2 и 3.
Таким образом, предлагаемый состав обеспечивает выравнивание профиля приемистости скважин, что доказывается увеличением KPT в 1,5 — 6 раз (см. табло. 2).
Кроме того, предлагаемый состав обладает высокими изолирующими свойствами и резко ограничивает приток воды в скважину (см. табл. 3).
Предлагаемый состав имеет следующие технические преимущества перед известным по прототипу составом: обеспечивает сокращение сроков схватывания в 12 — 960 раз, повышает термостабильность в 2 раза; обеспечивает твердение состава полностью на 100 Д во всем объеме, в то время как у прототипа этот показатель не превышает
58, обеспечивает образование в пласте полностью неразмываемого и водонепроницаемого изоляционного экрана, в то время как состав по прототипу разматывается на
12 — 20 в сероводородной пластовой воде и при давлении 4 МПа пропускает воду.
Благодаря указанным преимуществам изолирующий эффект предлагаемого состава очень высок и для образования изоляционного экрана в пласте при использовании предлагаемого состава требуется в 3 раза меньше закачать в пласт состава, чем при известном по прототипу составе, Благодаря указанным выше преимуществам, заявляемый состав более эффективен для изоляции вод в условиях высоконепроницаемых пластов при температурах более 100 С, Позволяет в этих условиях надежно проводить изоляцию водопритоков и выравнивать профиль приемистости скважин при меньшем расходе материалов.
При использовании заявляемого способа может быть получен экономический эффект за счет более надежной изоляции
1806263 пласта и длительности сохранения изоляционного экрана во времени, снижения затрат на изоляцию за счет снижения расхода изолирующего материала, получения дополнительной добычи нефти.
Общий экономический эффект на одну скважину с дебитом 15 т/сут составляет 20 тыс, руб. в год.
Объем внедрения предлагаемого состава только по одному нефтедобывающему региону СССР может составить не менее 2 тыс, скважин, что позволит получить экономический эффект 40 млн, руб.
Т а бл и ц а 1
Данные о содержании ингредиентов и свойствах предлагаемого и известного по прототипу составов
Объем выделив" шейся твердой фазы, с
Состав, мас,ь
Начальная вязкость состава, сПз
Температура замерзания состава, ОС
Проницаемость по воде при воздействии на керн при
ЛР =4 НПа
Время потери текучести, ч
Температура термоустойчивости со" става, С о
Н,О
ПДД СН О б 7 1 8! 1 10 I
1,0
209
62 91
153 83
575 72
1371 72
76 36
184 30
590 24
1285 24
84 20
209 15
626 10
1205 12
1406 15
92 5
230 3,5
640 3,1
1432
1501 1,0
98 60
241 52
654 48
1532 54
1599 60
71 90
О, 05 ост, 65 и 60
13
25 Не определяли
«25 То же
«l l »
3,0
5,0
1,0
2,0
3,0
5,0
1,0
2,0
3,0
409
«!!»
-25
71
100
-25
13
l l »
-40
+200
«! !»
100
-40
+200
«! !»
100
«40 +200
«б!»
100
-40
+200
100
-40
+200
100
«40
+200
11 20
100
-40 ост
+200
20 б!
100
-40
+200
13
20
5,0
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
«ll»
100
-40
+200
+200
100
«40
«II
100
«40
+200
100
-40
+200
17
«!!»
100
-40
+200
-40 +200
»l I
100
19
1,0
2,0
3,0
4,0
5,0
1,0
«б!
100
-40
+200
«I I »
100
-40
+200
«б!»
100
«40
+200
100
-40
+200
23
«б I»
100
-40
+200
Не определяли
»l I
-40
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0 05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,05
0,75
Формула изобретения
Состав для выравнивания профилей приемистости и ограничения водопритоков в скважине, содержащий полиакриламид, 5 кремнефтористоводородную кислоту и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит формальдегид при следующем соотношении ингредиентов, мас. :
10 Полиакриламид 1 — 5
Кремнефтористоводородная кислота 15 — 45
Формальдегид 0,05 — 0,75
15 Вода Остальное, 10
1806263
1 () Г 1 Х
Продолжение табл.) 10 11
1 2 3 4 5 6 7 .8 9
-40
68 0
73 0
72 0
100 0
1380 0,5
82 1
«I I»
То же
-40
«11»
-40
«11»
1293 0,5
95 0,5
1520 0,5
-40
+200 ост.
»l I
-40
+200
100
-40
«11»
+200
100 0
100 0
Не определяли
Не определяли
103 0,2 1611 0,1
Не опр. 144
-40
«I1»
+200
«11»
«I 1»
То же 0105
Известный состав по прототипу
34 10 5,0
35 45 1
+100
-25
58
10
72
96 ост. ост.
-40
+100
П р и м е ч а н и е. Составы в опытах 5-23, 26-31 являются неразмываемыми в пластовых флюидах: нефти, пластовой воде хлоркальциевого типа и сероводородной пластовой воде, Составы в опытах 34-35 являются неразмываемыми в нефти и пластовой воде хлоркальциевого типа, но являются размываемыми на 12-203 в сероводородной пластовой воде, Таблица 2
Результаты обработок предложенныи составом водонагнетательнык скважин
Примечание. КРТ- коэффициент работающей толЩины.
Был испытан следующий состав. мас. гй:
ПАА!Н151рв 20. Снг01и Нэо остальное.
Таблица 3
Результаты обработки предложенным составом нефтедобывающей скважины
Паоле об аботки о об аботки
Скважина
Способ зксплуата- Дебит жидкости, Вода, ии т/с
Способ эксплуа- Дебит жидкости. Вада, д та ии т/с
Комп ссо ный 20
НГН-43 5.0 3
89В
100
Редактор
Заказ 969 Тираж Подписное
ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР
113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5
Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул,Гагарина, 101
25 10 5 0 0 75
26 15 1,0 0 75
27 15 5 0 0 75
28 30 1 0 0,75
29 30 5 0 0 75
30 45 1,0 0,75
31 45 5 0 0 75
32 10 0,5 0,03
33 45 5 0 1 0
Составитель B.ÎïàëåB
Техред М.Моргентал Корректор М.Ткач
