RU2133337C1 - Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину - Google Patents

Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину Download PDF

Info

Publication number
RU2133337C1
RU2133337C1 RU97106965A RU97106965A RU2133337C1 RU 2133337 C1 RU2133337 C1 RU 2133337C1 RU 97106965 A RU97106965 A RU 97106965A RU 97106965 A RU97106965 A RU 97106965A RU 2133337 C1 RU2133337 C1 RU 2133337C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gel
composition
formation
sodium
reducing agent
Prior art date
Application number
RU97106965A
Other languages
English (en)
Other versions
RU97106965A (ru
Inventor
П.М. Южанинов
Т.В. Чабина
В.А. Качин
Original Assignee
Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть" filed Critical Открытое акционерное общество "ПермНИПИнефть"
Priority to RU97106965A priority Critical patent/RU2133337C1/ru
Publication of RU97106965A publication Critical patent/RU97106965A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2133337C1 publication Critical patent/RU2133337C1/ru

Links

Images

Landscapes

  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобыче, конкретно к составам для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных скважинах. Технический результат: увеличение времени гелеобразования состава при одновременном сохранении его прочности, а также обеспечение устойчивости состава к воздействию пластовых вод, содержащих значительные количества ионов двухвалентного железа. Состав содержит полиакриламид, бихромат калия и восстановитель. В качестве восстановителя он содержит N,N-диэтилдитиокарбамат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,4 - 0,6; бихромат калия 0,15 - 0,3; N,N-диэтилдитиокарбамат натрия 0,1 - 0,3; вода остальное. 2 табл.

Description

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, конкретно, к составам для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных скважинах, и предназначается для использования в качестве состава для изоляции водопроявляющих интервалов продуктивного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины или выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.
Известно (Рахманкулов Д.Л. и др. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти. М. : Химия, 1987, с. 19-20 и 32-33), что для ограничения водопритоков в скважины широко используются вязкоупругие гелеобразующие составы на основе полиакриламида, сшитого соединениями трехвалентного хрома (для этого используют хромокалиевые квасцы или другие растворимые соли Cr3+, например, ацетат хрома, выпускаемый фирмой Allied Colloids).
Однако применение таких известных составов ограничено содержанием в пластовых водах ионов двухвалентного железа, способных приводить к деструкции полимеров. При контакте таких составов с пластовыми водами, содержащими значительные количества Fe2+, или из них либо не образуются совсем, либо имеют пониженную прочность и легко разрушаются.
Наиболее близким к предлагаемому составу по технической сущности и назначению является состав для временной изоляции высокопроницаемых интервалов продуктивных пластов (а.с. N 1571219, кл. E 21 B 33/138, 43/32, 1990), содержащий полиакриламид, бихромат щелочного металла и восстановитель (сульфит либо гипосульфит натрия).
Такой состав в зависимости от содержания ингредиентов характеризуется временем гелеобразования 20-30 мин при температуре 60-90oC (при 20oC - 60-90 мин) и временем деструкции - 120-180 мин.
Недостатками известного состава являются:
1. Быстрое разрушение состава, что ограничивает область его применения только для целей временной изоляции.
2. Малое время гелеобразования состава, что может привести к осложнениям при его закачке в скважину.
3. Известный состав является нестойким в отношении ионов Fe2+.
Отмеченные недостатки снижают потенциальную эффективность применения указанного известного состава при его использовании для ремонтно-изоляционных работ в скважинах.
Предлагаемое изобретение решает техническую задачу увеличения времени гелеобразования состава при одновременном сохранении его прочности, а также обеспечения устойчивости состава к воздействию пластовых вод, содержащих значительные количества ионов двухвалентного железа.
Поставленная техническая задача достигается тем, что известный гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину, содержащий полиакриламид (ПАА), бихромат калия и восстановитель, в качестве восстановителя содержит N, N-диэтилдитиокарбамат натрия при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Полиакриламид - 0,4-0,6;
Бихромат калия - 0,15-0,3;
N,N-Диэтилдитиокарбамат натрия - 0,1-0,3;
Вода - Остальное
Предлагаемый состав отличается от известного использованием нового восстановителя - диэтилдитиокарбамата натрия, а также соотношением ингредиентов. Из анализа научно-технической и патентной литературы использование этого соединения для поставленной в техническом решении цели нам не известно. На основании этого считаем, что предлагаемое нами техническое решение отвечает критерию "новизна".
Хотя известно (а.с. N 1659628, кл. 21 B 33/138, 1991 г.; а.с. N 1694859, кл. E 21 B 33/138, 33/13, 1991 г.) использование ряда добавок (формалина, фторидов щелочных металлов и др.) для расширения диапазона условий применимости указанного известного состава, однако получаемые составы характеризуются по-прежнему малым временем гелеобразования и, в основном, подвергаются разрушению в течение нескольких суток. Составы же, теряющие текучесть спустя несколько часов после приготовления, как правило, характеризуются малой прочностью. Таким образом, предположить заранее, что только замена восстановителя без введения каких-либо дополнительных добавок позволит получить гелеобразующий состав, теряющий текучесть в течение нескольких часов, и дающий при том достаточно прочный гель, устойчивый в течение длительного времени даже при воздействии железосодержащих пластовых вод, не представлялось возможным. На основании этого полагаем, что предлагаемый состав отвечает критерию "изобретательский уровень".
Поставленная техническая задача решается, по-видимому, за счет возникновения дополнительного стабилизирующего фактора в системе "раствор ПАА - сшиватель" - коллоидной серы, выпадающей в процессе окисления N,N-диэтилдитиокарбамата натрия хромпиком.
Устойчивость предлагаемого состава к воздействию ионов Fe2+ достигается, по-видимому, за счет окисления Fe2+ до Fe3+ непрореагировавшим бихроматом калия. Ионы Fe3+, выпадая в осадок в виде окислов и гидроокислов, не оказывают разрушающего воздействия на макромолекулы ПАА.
Предлагаемый гелеобразующий состав был испытан в лабораторных условиях.
Для его приготовления были использованы следующие вещества: полиакриламид, вещество белого цвета, марок Accotvol 2622 Poly Kem Di; бихромат калия по ГОСТ 4220-75; N,N-диэтилдитиокарбамат натрия, вещество белого цвета, выпускается по ГОСТ 8864-71.
Кроме того, в качестве N, N-диэтилдитиокарбамата натрия использовали "Карбамат E", представляющий собой водный раствор данного вещества. "Карбамат E" является крупнотоннажным продуктом, применяемым в промышленности как ускоритель вулканизации. Согласно ТУ 6-14-12-208-87 "Карбамат E" представляет собой водный раствор от зеленоватого до оранжевого цвета, содержащий 150-175 г/л N,N-диэтилдитиокарбамата натрия и 1-8 г/л свободной щелочи.
Предлагаемый состав готовится следующим образом.
Необходимое количество полиакриламида растворяют в пресной воде и выдерживают до достижения постоянной вязкости. Затем к раствору ПАА добавляют порошок или водный раствор бихромата калия, перемешивают 15-20 минут (с твердым K2Cr2O7) или 5-10 (с раствором K2Cr2O7), после чего вводят N,N-диэтилдитиокарбамат и снова перемешивают до полной однородности состава. Состав готовится при температуре +20oC.
В ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства предлагаемого состава: прочностные и адгезионные свойства и стойкость к ионам двухвалентного железа.
Вязкость растворов ПАА определяют с помощью стеклянного капиллярного вискозиметра ВПЖ.
Время потери текучести оценивают по достижению момента, когда состав прекращает выливаться из сосуда.
Прочностные и адгезионные свойства геля оцениваются по высоте столба жидкости, прорывающего слой геля (V = 3 мл.), залитого в стеклянную трубку с внутренним диаметром 6 мм. Жидкость подается по стеклянной трубке того же диаметра, соединенной с трубкой с гелем, по истечении 2-3 суток с момента приготовления гелеобразующего состава. Оцениваемое таким образом максимальное давление сдвига слоя геля составляет около 7000 Па (в условиях эксперимента).
Влияние ионов двухвалентного железа на образование гелей оценивают путем их дополнительного ввода в состав в виде водного раствора сульфата железа (FeSO4•7H2O) с концентрацией Fe2+ 1 мг/мл.
Для исследования стабильности гелей при хранении используется пластовая вода хлоркальциевого типа плотностью 1180 кг/м3.
В табл. 1 и 2 представлены экспериментальные сведения о влиянии соотношения компонентов в гелеобразующем составе и концентрации ионов Fe2+ на время гелеобразования и свойства составов (см. табл. 1 и 2 в конце описания).
Из табл. 1 видно, что изменение концентрации бихромата калия и восстановителя (диэтилдитиокарбамата натрия) по отношению к ПАА в указанных пределах позволяет получать гелеобразующие составы с достаточно высокими механическими свойствами, время гелеобразования которых составляет 6-48 часов, что обеспечивает достаточный промежуток времени для закачки состава в скважину и предотвращает преждевременную потерю текучести состава. Снижение концентрации хромпика ниже 0,15 мас.% приводит к значительному замедлению времени гелеобразования и образованию малопрочных гелей. Например, для состава N 5 (табл. 1), содержащего 0,1% хромпика и 0,2% диэтилдитиокарбамата натрия, высота столба жидкости прорыва слоя геля составляет лишь 20 см. Малопрочные гели образуются также при содержании ПАА в составе ниже 0,4 мас. %. Увеличение концентрации ПАА в составе выше 0,6 мас.% нецелесообразно из-за слишком высокой начальной вязкости такого состава. Увеличение же концентрации хромпика и восстановителя выше 0,3 мас.% приводит к сокращению времени потери текучести составов до 1-3 часов и менее, что может послужить причиной схватывания состава в трубах и невозможности его закачки в пласт.
Предлагаемый гелеобразующий состав не теряет способности к гелеобразованию при разбавлении их пластовой водой плотностью 1180 кг/м в количестве до 10-20%а от объема состава. Полученные гели могут храниться (в том числе в контакте с пластовой водой) в течение нескольких месяцев, не давая усадки и не теряя прочности.
Из табл. 2 видно, что гелеобразующие свойства предлагаемых составов сохраняются в присутствии ионов двухвалентного железа при концентрации последних 50-250 мг/л.
Гелеобразующий состав предлагается использовать для изоляционных работ в продуктивных пластах, имеющих неоднородный по проницаемости разрез. Для начальной порции готовят состав с длительным временем начала гелеобразования (более 20 часов), дающий более мягкий и подвижный гель, затем переходят на состав, дающий более прочный и плотный гель.

Claims (1)

  1. Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину, содержащий полиакриламид, бихромат калия и восстановитель, отличающийся тем, что в качестве восстановителя он содержит N,N-диэтилдитиокарбамат натрия при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
    Полиакриламид - 0,4 - 0,6
    Бихромат калия - 0,15 - 0,3
    N,N-диэтилдитиокарбамат натрия - 0,1 - 0,3
    Вода - Остальноее
RU97106965A 1997-04-29 1997-04-29 Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину RU2133337C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU97106965A RU2133337C1 (ru) 1997-04-29 1997-04-29 Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU97106965A RU2133337C1 (ru) 1997-04-29 1997-04-29 Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU97106965A RU97106965A (ru) 1999-04-10
RU2133337C1 true RU2133337C1 (ru) 1999-07-20

Family

ID=20192459

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU97106965A RU2133337C1 (ru) 1997-04-29 1997-04-29 Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2133337C1 (ru)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1986720B (zh) * 2005-12-21 2011-04-20 中国科学院大连化学物理研究所 处理垃圾焚烧飞灰重金属和微尘的化学稳定剂及其方法
RU2490297C2 (ru) * 2008-02-29 2013-08-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Жидкость для обработки приствольной зоны с применением системы и способа разжижения на основе окислителя
RU2583429C2 (ru) * 2010-11-30 2016-05-10 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Интерполимерный сшитый гель и способ использования
US9834719B2 (en) 2010-11-30 2017-12-05 Schlumberger Technology Corporation Methods for servicing subterranean wells
US9950952B2 (en) 2010-11-30 2018-04-24 Schlumberger Technology Corporation Methods for servicing subterranean wells

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Рахманкулов Д.Л. и др. Химические реагенты в добыче и транспортировке нефти. - М.: Химия, 1987, с.19-20, 32-33. *

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1986720B (zh) * 2005-12-21 2011-04-20 中国科学院大连化学物理研究所 处理垃圾焚烧飞灰重金属和微尘的化学稳定剂及其方法
RU2490297C2 (ru) * 2008-02-29 2013-08-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Жидкость для обработки приствольной зоны с применением системы и способа разжижения на основе окислителя
RU2583429C2 (ru) * 2010-11-30 2016-05-10 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Интерполимерный сшитый гель и способ использования
US9834719B2 (en) 2010-11-30 2017-12-05 Schlumberger Technology Corporation Methods for servicing subterranean wells
US9950952B2 (en) 2010-11-30 2018-04-24 Schlumberger Technology Corporation Methods for servicing subterranean wells

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7378377B2 (en) Compositions for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids
US4904304A (en) Chemical grout for ground injection and method for accretion
HU208031B (en) Profil-modificating compositions for high temperature and process for utilizing them
US4564070A (en) Hydrocarbon recovery process using an in situ silicate/polymer gel
RU2133337C1 (ru) Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину
RU2060360C1 (ru) Тампонажный состав
KR100412419B1 (ko) 지반주입용아크릴레이트계주입약액의제조및그적용방법
US4352395A (en) Process for selectively reducing the permeability of a subterranean formation
RU2256787C1 (ru) Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах
KR100364976B1 (ko) 무기질계 건자재 보호제 및 그의 제조방법
JP3150380B2 (ja) 地盤注入剤とその注入工法
RU2065923C1 (ru) Тампонажный состав
JP3336058B2 (ja) 地盤注入剤及びその注入工法
SU1596090A1 (ru) Состав дл изол ции водопритока в скважину
RU2167285C1 (ru) Состав для регулирования проницаемости неоднородного коллектора
SU989042A1 (ru) Полимерный тампонажный состав дл изол ции зон поглощений и водопритоков в скважинах
RU2057781C1 (ru) Вязкоупругий состав
RU2004781C1 (ru) Гелеобразующа композици дл изол ции неоднородного по проницаемости продуктивного пласта
JPH0570776A (ja) 地盤注入剤とその注入工法
SU1661185A1 (ru) Буровой раствор с низкой плотностью
SU1321805A1 (ru) Гелеобразующий состав дл изол ции пластовых вод в скважине
JPS62197402A (ja) 安定な抱水性ゲルの調製方法
RU2121560C1 (ru) Состав для крепления призабойной зоны слабосцементированных пластов
SU1218084A1 (ru) Состав дл изол ции водопритока в скважину
JPH03210385A (ja) 地盤改良剤

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20070430