Состав для изоляции водопритока в скважину
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - снижение обводненности нефтяных и газовых скважин за счет повышения изолирующих свойств состава. Состав содержит, мас.%: полиакриламид 0,1 - 0,6, продукт МГЛ 1,0-10, хроматы 0,5 - 3,0, воду - остальное. 1 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины для создания водоизолирующих экранов и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.
Известен состав для изоляции водопритока в скважины, содержащий гидролизованный ПАА, смесь хромовых и алюминиевых квасцов и воду /1/. Недостатком данного способа является низкий показатель напряжения сдвига, характеризующий прочность изолирующего материала. Наиболее близким решением, взятым за прототип, является состав для изоляции водопритока, содержащий ПАА 1-15 мас.% (на сухое вещество), лигнин 10-20%, хроматы 0,3-0,8%, наполнитель и воду /2/. Недостатком данного способа изоляции является его нетехнологичность, так как состав, содержащий минимальное количество - 1% ПАА, имеет вязкость 100 - 130 МПа
МГЛ является полифункциональным сложным веществом, содержащим бифинильные и лигниновые структуры. Он содержит до 5% финильных гидроксилов и 10% метоксильных групп. МГЛ легко взаимодействует с электрофильными реагентами и способен образовывать хелатные соединения. Средний размер его частиц составляет 0,2 - 1,0 мм. Положительный эффект обеспечивается тем, что уже на стадии закачки изолирующего состава происходит закупоривание трещиноватых и высокопроницаемых участков пласта дисперсными частицами МГЛ, повышение фильтрационного сопротивления и увеличение охвата пласта воздействием. После выдержки изолирующего состава в пласте в течение расчетного времени образуется сшитый гель, имеющий трехмерную структуру в результате сшивки функциональных групп ПАА и продукта МГЛ катионами Cr+3. Эффективность предлагаемого состава исследовали в лабораторных условиях путем определения: времени гелеобразования в пресной и минерализованной воде при температуре 20oC и 70oC; показателя прочности геля путем определения величины динамического напряжения сдвига; определения динамической вязкости исходного раствора. Для сопоставительного анализа готовили растворы по прототипу, аналогу и предлагаемому решению. Для приготовления составов используют технические продукты. Пример приготовления гелеобразующего состава при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Полиакриламид - 0,25
Хроматы - 1,0
Продукт МГЛ - 5,0
Вода - 93,75
Раствор готовится в следующей последовательности: расчетное количество воды, необходимое для приготовления изолирующего состава, делят на две равные части и наливают в два стакана, в одном стакане растворяют навеску полимера, а во втором растворяют бихромат калия и смешивают с продуктом МГЛ, затем растворы соединяют при постоянном перемешивании до полного смешения компонентов. Все другие составы готовят аналогично. Готовые растворы используют для определения прочностных свойств и определения времени гелеобразования состава при 20 - 70oC. Время начала гелеобразования определяют по увеличению вязкости раствора. Прочность геля определяют по величине статического напряжения сдвига. Исследования проводились на вискозиметрической системе RM-180. Результаты исследований приведены в таблице. Анализ результатов лабораторных исследований показал, что во всех опытах, приведенных в таблице, предлагаемый состав имеет лучшие показатели прочности при сдвиге. Величина напряжения сдвига в зависимости от содержания компонентов изменяется от 103 до 717 Па, в то время как прочность геля у образца, приготовленного по прототипу, составляет 48,9 - 96,3 Па, а прочность образца, приготовленного в соответствии с аналогом, составляет 3,0 - 35,0 Па. Время гелеобразования составов по предлагаемому решению при 20oC варьируется в интервале 1 - 12 часов, что позволяет без осложнений прокачать его в пласт. При 70oC время гелеобразования варьируется от 20 минут до 1,5 часов. При повышенной температуре пласта гель образуется достаточно быстро, исключая разбавление изолирующего состава. Положительные свойства состав проявляет при содержании полимера не менее 0,3%, снижение его концентрации не обеспечивает достаточной прочности изолирующего материала (опыт 1 - 4). Содержание хроматов, необходимое для получения прочного сшитого полимера, должно быть не ниже 1%, содержание МГЛ не ниже 3%, верхний предел МГЛ определяется допустимой вязкостью раствора. В промысловых условиях изолирующий состав готовят на стандартном оборудовании, перемешивание производится при помощи агрегата ЦА - 320. Для приготовления 1 м3 состава требуется 3 кг ПАА, бихромата калия - 15 кг, продукта МГЛ - 50 кг и 0,990 м3 - воды пресной или минерализованной. В емкости 1 готовится водный раствор ПАА расчетной концентрации и перемешивается до полного растворения реагента. Одновременно в емкости 2 готовится водный раствор бихромата калия (натрия), после растворения бихромата в емкость 2 загружается продукт МГЛ, раствор перемешивается агрегатом в течение 2 - 3 циклов. После полного растворения ПАА растворы из емкости 1 и 2 одновременно закачиваются в скважину через гидроактиватор. Сопоставительный анализ прочностных характеристик показал, что гель, полученный по предлагаемому решению, в 1,5-7 раз выше, чем по прототипу, и на порядок выше, чем по аналогу. Состав обладает хорошей устойчивостью к действию пластовых вод, имеет лучшую закупоривающую способность, что позволяет с большей эффективностью и продолжительностью эффекта проводить изоляционные работы. Источники информации
1. Авторское свидетельство СССР N 1578313, кл. E 21 B 33/138, 1990 г. 2. Патент РФ N 2004772, кл. E 21 B 33/138, 1993 г. Прототип.
Формула изобретения
Полиакриламид - 0,1 - 0,6
Модифицированный гидролизный лигнин - 1,0 - 10
Хроматы - 0,5 - 3,0
Вода - Остальное
РИСУНКИ
Рисунок 1
Похожие патенты:
Способ изоляции зон поглощения в скважине // 2141029
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к изоляции зон поглощения промывочной жидкости
Состав для добычи нефти // 2139420
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных скважин
Изобретение относится к нефтяной промышленности и направлено на повышение нефтеотдачи пластов
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для изоляции водопритоков в нефтяные скважины
Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано на поздней стадии разработки месторождения
Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для частичной селективной изоляции водоносной части продуктивного нефтяного пласта
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам изоляции подошвенных вод в газовых и газоконденсатных скважинах
Изобретение относится к газонефтедобывающей промышленности, в частности к изоляции пластовой воды в газовых и нефтяных скважинах
Способ изоляции проницаемого пласта // 2135763
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в качестве способа изоляции проницаемого пласта
Способ изоляции зон поглощения в скважине // 2141029
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к изоляции зон поглощения промывочной жидкости
Облегченный тампонажный раствор // 2141026
Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн газовых, газоконденсатных или нефтяных скважин, осложненных наличием слабосвязанных, склонных к гидроразрыву пород
Способ заканчивания скважин // 2140521
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при заканчивании нефтяных и газовых скважин
Тампонажный материал // 2139985
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к материалам, используемым для изоляции водопритоков в эксплуатирующихся нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах
Состав для добычи нефти // 2139412
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных скважин, и может быть использовано для изоляции пласта при разработке обводненной нефтяной залежи преимущественно карбонатной породы, вследствие чего повышается нефтеотдача
Тампонажный состав // 2139411
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции водопритока
Способ изоляции зон поглощения в скважинах // 2139410
Облегченная тампонажная смесь // 2139409
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к веществам, используемым для цементирования нефтяных, газовых и геотермальных скважин
Состав для крепления призабойной зоны пласта // 2138616
Изобретение относится к креплению призабойной зоны пласта при борьбе с пескопроявлениями в нефтяных и газовых скважинах
Способ подготовки скважин к цементированию // 2137906
Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и для изоляции водопритока добывающих скважин