RU2411278C1 - Состав для ограничения водопритоков в скважину - Google Patents
Состав для ограничения водопритоков в скважину Download PDFInfo
- Publication number
- RU2411278C1 RU2411278C1 RU2009135163/03A RU2009135163A RU2411278C1 RU 2411278 C1 RU2411278 C1 RU 2411278C1 RU 2009135163/03 A RU2009135163/03 A RU 2009135163/03A RU 2009135163 A RU2009135163 A RU 2009135163A RU 2411278 C1 RU2411278 C1 RU 2411278C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- composition
- well
- formation
- sodium
- Prior art date
Links
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритоков в скважину. Технический результат - повышение эффективности проведения водоизоляционных работ в скважинах за счет использования состава с улучшенными технологическими свойствами, обусловленными регулируемым временем гелеобразования, обеспечивающим проникновение состава в пористую среду, повышенной адгезией к породе пласта, прочностью образующегося геля и его устойчивостью к воздействию пластовых вод, а также расширение ассортимента регуляторов гелеобразования. Состав для ограничения водопритоков в скважину содержит, мас.%: поливиниловый спирт 3-7, натрия тетрафенилборат 0,6-2,0, аммоний щавелевокислый 0,057-0,190, калий хлористый 0,066-0,220, натрия гидроокись 0,02-0,05, вода - остальное. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритоков в скважину.
Анализ существующего уровня техники показал следующее:
- известен тампонажный состав для временной изоляции высокопроницаемых зон в скважине, рецептура которого имеет следующее соотношение ингредиентов, мас.%:
| Поливиниловый спирт | 7,0-10,0 |
| Соль металлов переменной валентности | 4,0-8,0 |
| Борная кислота | 0,1-1,0 |
| Карбоксиметилцеллюлоза | 0,5-1,5 |
| Вискозное волокно | 0,4-1,0 |
| Вода | Остальное, |
(см. а.с. СССР №977706 от 10.03.1981 г. по кл. Е21В 33/138, опубл. в Бюл. №44, 1982 г.).
Недостатком указанного состава является недостаточная эффективность проведения водоизоляционных работ в скважинах. Это обусловлено следующими причинами: перед введением состава высокопроницаемую зону обрабатывают щелочью, после прокачки состава осуществляют отверждение состава также закачкой порции щелочи, что в промысловых условиях приводит к непроизводительным затратам, увеличению общего времени проведения работ. В результате отверждения состава щелочью (см. описание к а.с.) происходит образование резиноподобного геля, время гелеобразования которого нерегулируемо, что приведет к образованию изоляционного экрана малой толщины и в дальнейшем не обеспечит проникновение состава в пористую среду.
Взаимодействие карбоксиметилцеллюлозы с солями металлов переменной валентности происходит с образованием осадка, осадкообразование происходит и при взаимодействии карбоксиметилцеллюлозы и борной кислоты. При этом металлы переменной валентности переходят в неактивную форму, в результате чего не произойдет образования прочной трехмерной структуры вязкоупругого состава, что снижает эффективность проводимых работ и негативно влияет на адгезию ВУС к породе пласта.
При продавливании состава в пласт, особенно если он сложен песчаником, вискозное волокно и осадки, полученные в результате взаимодействия ингредиентов - карбоксиметилцеллюлозы и металлов переменной валентности, будут отфильтровываться на поверхности пласта. Последнее препятствует проникновению состава в мелкие и средние поры пласта. Заполняются, в основном, крупные поры и трещины, изоляционный экран будет неоднородным, не сплошным, что приведет в итоге к недостаточной эффективности проводимых работ по ограничению водопритоков в скважину.
- в качестве прототипа взят состав полисахаридного геля для ограничения водопритоков в скважину, рецептура которого имеет следующее соотношение ингредиентов, мас.%:
| Полисахаридный загуститель | 0,35-0,40 |
| Борный сшиватель | 0,035-0,04 |
| Диэтаноламин | 0,017-0,020 |
| Четвертичные аммониевые соединения | 0,043-0,050 |
| Смесь неиногенного и анионоактивного | |
| ПАВ - комплексный ПАВ Нефтенол ВВД | 0,01-0,05 |
| Пресная или минерализованная вода | 99,44-99,54, |
(см. патент РФ №2246609 от 15.04.2003 г. по кл. Е21В 43/12, опубл. в 20.02.2005 г., содержание ингредиентов в составе пересчитано авторами заявляемого изобретения).
В качестве воды минерализованной используют раствор хлористого калия плотностью 1,150 г/см3.
Недостатком указанного полисахаридного геля является недостаточная эффективность проведения водоизоляционных работ в скважинах. Это обусловлено следующими причинами. Достаточно высокие значения водоотдачи 15,9-31,0 мл/30мин (см.таблицу описания) состава приводят к уменьшению объема геля (закупоривающей массы), как следствие, состав имеет низкие закупоривающие свойства, не происходит полной закупорки пор обводненного пласта, а следовательно, снизится эффективность проводимых водоизоляционных работ. Согласно приведенным примерам приготовления из описания к патенту следует, что гель образуется практически мгновенно - 1-2 мин. Последнее в промысловых условиях затруднит его доставку в зону изоляции, что также способствует снижению эффективности проводимых водоизоляционных работ.
Малые содержания полисахаридного загустителя и борного сшивателя в рецептуре состава не способствуют образованию прочной трехмерной структуры, которая бы удерживала за счет химических связей большое количество воды. При этом нарушается однородность структуры сшитого полимера, что отрицательно сказывается на его прочностных свойствах. Ввиду чего данный состав не может с высокой эффективностью применяться для ограничения водопритоков в скважины.
Данный состав также имеет пониженную адгезию к породе пласта.
Кроме того, достаточно высокие значения водоотдачи и изменение первоначально образовавшейся конформации макромолекул полисахаридного загустителя в результате влияния используемой сшивающей системы приводят к ослаблению связей между составом и контактирующей с ним поверхностью породы.
Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения, сводится к следующему:
- повышается эффективность проведения водоизоляционных работ в скважинах за счет использования состава с улучшенными технологическими свойствами, обусловленными регулируемым временем гелеобразования, обеспечивающим проникновение состава в пористую среду, повышенной адгезией к породе пласта, прочностью образующегося геля и его устойчивостью к воздействию пластовых вод;
- расширяется ассортимент регуляторов гелеобразования.
Технический результат достигается с помощью известного состава для ограничения водопритоков в скважину, включающего полимерный загуститель, борный сшиватель, аммонийсодержащее соединение, калий хлористый и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит натрия гидроокись, в качестве полимерного загустителя - поливиниловый спирт, борного сшивателя - натрия тетрафенилборат, а в качестве аммонийсодержащего соединения - аммоний щавелевокислый при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
| Поливиниловый спирт | 3-7 |
| Натрия тетрафенилборат | 0,6-2,0 |
| Аммоний щавелевокислый | 0,057-0,190 |
| Калий хлористый | 0,066-0,220 |
| Натрия гидроокись | 0,02-0,05 |
| Вода | Остальное |
Заявляемый состав соответствует условию «новизна».
Используют поливиниловый спирт марки 27/1 по ТУ 2215-088-00203766-2007, Калий хлористый по ГОСТу 4234-77, Аммоний щавелевокислый 1-водный по ГОСТ 5712-78, Натрия тетрафенилборат фирмы MERK, Германия, Натрия гидроокись по ГОСТу 4328-77.
Тетрафенилборат натрия (калигност, политест) легко растворим в воде, при этом происходит гидролиз данного соединения с образованием фенилборных кислот C6H5B(OH)2, (C6H5)2B(OH)
исчерпывающий гидролиз приводит к образованию борной кислоты. При гидролизе тетрафенилбората натрия высвобождаются активные ОН-группы, способные к взаимодействию с молекулами ПВС. Постепенный гидролиз тетрафенилбората натрия приводит к тому, что процесс гелеобразования протекает во всем объеме раствора, при этом исключается синерезис полученного геля. Структура получаемого геля следующая:
В процессе поликонденсации образуется пространственный сетчатый каркас, ячейки которого заполнены иммобилизированной водой, что обуславливает высокие прочностные характеристики состава. Высокие прочностные характеристики позволяют добиться полной закупорки пор изолируемого пласта, то есть эффективно провести изоляционные работы в скважине.
Сшивка поливинилового спирта в вязкоупругий гель трехмерной структуры происходит с помощью борсодержащих соединений, координационное число бора в которых равно 4, являющихся активным сшивающим агентом, требующим для инициирования процесса сшивки определенных значений рН среды. В качестве регулятора кислотно-основных свойств раствора в состав вводится гидроксид натрия, что обусловлено тем, что гелеобразование с системе ПВС - борная кислота протекает в щелочной среде. Кроме того, слабощелочные растворы тетрафенилбората натрия устойчивы более длительное время, чем в нейтральной или кислой средах, что уменьшает скорость его гидролиза, тем самым исключая преждевременное гелеобразование состава.
Гелеобразование может наступить практически сразу после добавления натрия тетрафенилбората, что неприемлемо из-за невозможности осуществления необходимой технологии проведения работ. Поэтому, при используемом в предлагаемой рецептуре сочетании ингредиентов, регулируемое время гелеобразования в пределах 20-150 мин для обеспечения возможности прокачивания его на заданную глубину в скважине можно получить, применяя комбинированный регулятор гелеобразования из смеси солей аммония и калия, которые обеспечивают необходимые для сшивки концентрации бора с координационным числом 4 при определенном соотношении указанных компонентов.
Регулирование времени гелеобразования состава обусловлено следующим. В качестве регуляторов гелеобразования применяют смесь солей аммония и калия, с растворами которых тетрафенилборат натрия образует малорастворимый осадок тетрафенилборатов аммония и калия:
Произведение растворимости тетрафенилбората калия составляет 2,25·10-8, величина произведения растворимости тетрафенилбората аммония приблизительно соответствует этому значению.
Нерастворимые соли К[В(С6Н5)4] и NH4[B(C6H5)4] диссоциируют, в результате чего происходит постепенное выделение фенилборных соединений в водную фазу, где они связываются с молекулами ПВС.
Заявляемый состав характеризуется повышенной адгезией к породе пласта, что обусловлено следующим: поливиниловый спирт является ярко выраженным гидрофильным соединением, которое хорошо смачивает поверхность пор обводненного пласта, обладающую также гидрофильными свойствами, в результате чего обеспечивается тесный контакт между молекулами и функциональными группами молекул поливинилового спирта и породы пласта. Далее происходит непосредственное взаимодействие сшиваемого полимера и поверхности породы пласта, которое обусловлено различными силами - от Ван-дер-Ваальсовских до химических. Такое межмолекулярное взаимодействие контактирующих фаз приводит к повышенной адгезии, что соответствует минимальной межфазной энергии. Протекание описанных процессов приводит к образованию прочного флюидонепроницаемого герметизирующего каркаса, надежно сцепленного с поверхностью пор обводненного пласта, ограничивающего водопритоки в скважину. Кроме того, при гидролизе тетрафенилбората натрия выделяется бензол, который, в силу своей гидрофобности, увеличивает устойчивость к воздействию пластовых вод.
Содержание в составе поливинилового спирта в количестве менее 3,0 мас.%, натрия тетрафенилбората менее 0,6 мас.%, натрия гидроокиси менее 0,02 мас.%, калия хлористого менее 0,066 мас.%, аммония щавелевокислого менее 0,057 мас.% приводит к снижению значений прочности и адгезии геля к поверхности породы.
Содержание в составе поливинилового спирта более 7,0 мас.%, калия хлористого более 0,220 мас.%, аммония щавелевокислого более 0,190 мас.%, натрия тетрафенилбората более 2,0 мас.%, натрия гидроокиси более 0,05 мас.% нецелесообразно, так как произойдет ускоренное гелеобразование состава, что сделает его непрокачиваемым.
Таким образом, согласно вышеуказанному предлагаемая совокупность существенных признаков обеспечивает достижение заявляемого технического результата.
Не выявлены по имеющимся источникам известности технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату.
Заявляемый состав соответствует условию «изобретательский уровень».
Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами.
Примеры (лабораторные).
Пример 1. Для приготовления 1000 г состава в 700 мл (70,0 мас.%) воды растворяют на водяной бане 30 г (3,0 мас.%) поливинилового спирта до образования однородного полимерного раствора. В 212,57 мл (21,257 мас.%) воды растворяют 0,66 г (0,066 мас.%) калия хлористого, после чего добавляют 0,57 г (0,057 мас.%) аммония щавелевокислого. Отдельно в 50 мл воды (5,0 мас.%) растворяют 0,2 г (0,02%) натрия гидроокись. В водный раствор смеси калия хлористого и аммония щавелевокислого вводят 6 г (0,6 мас.%) натрия тетрафенилбората. Суспензию тщательно перемешивают и вливают в водный раствор поливинилового спирта. После перемешивания добавляют водный раствор натрия гидроокиси. Тщательно перемешивают, определяют время гелеобразования, а по истечении 24 часов определяют технологические свойства.
Технологические свойства: время гелеобразования t=120 мин, адгезия к породе через 1 сутки Рп=0,37 МПа, прочность геля Р=0,0568 МПа, проницаемость по воде: до обработки - 4,0 мкм2×10-3, после обработки - 0,012 мкм2 × 10-3, коэффициент закупорки К=99,7%, устойчивость к пластовой воде через 7 суток S=98,0%.
Пример 2.
Готовят 1000 г состава, г/мас.%:
| Поливиниловый спирт | 70/7 |
| Натрия тетрафенилборат | 20/2 |
| Аммоний щавелевокислый | 1,90/0,190 |
| Калий хлористый | 2,20/0,220 |
| Натрия гидроокись | 0,50/0,05 |
| Вода | 905,40/90,540. |
Проводят операции как в примере 1.
Технологические свойства: t=90 мин, Рп=0,58 МПа, Р=0,0962 МПа, проницаемость по воде: до обработки - 3,9 мкм2 × 10-3, после обработки - 0 мкм2 × 10-3 К = 100%, S=99,0%.
Пример 3.
Готовят 1000 г состава, г/мас.%:
| Поливиниловый спирт | 50/5 |
| Натрия тетрафенилборат | 13/1,3 |
| Аммоний щавелевокислый | 1,23/0,123 |
| Калий хлористый | 1,43/0,143 |
| Натрия гидроокись | 0,30/0,03 |
| Вода | 934,040/93,404. |
Проводят операции как в примере 1.
Технологические свойства состава: t=60 мин, Рп=0,50 МПа, Р=0,0830 МПа, проницаемость по воде: до обработки - 3,8 мкм2 × 10-3, после обработки - 0 мкм2 × 10-3 К=100%, S=98,3%.
Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условиям «новизна, изобретательский уровень, промышленная применимость», то есть является патентоспособным.
| Таблица | ||||||
| № | Компонентный состав, мас.% | |||||
| № п/п | Поливиниловый спирт | Натрия тетрафенилборат | Калий хлористый | Аммоний щавелевокислый | Натрия гидроокись | Вода |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1 | 3,0 | 0,6 | 0,066 | 0,057 | 0,02 | 96,257 |
| 2 | 7,0 | 2,0 | 0,220 | 0,190 | 0,05 | 90,540 |
| 3 | 5,0 | 1,3 | 0,143 | 0,123 | 0,03 | 93,404 |
| 4 | 2,0 | 0,5 | 0,065 | 0,056 | 0,01 | 97,369 |
| 5 | 8,0 | 2,1 | 0,221 | 0,191 | 0,06 | 89,428 |
| Продолжение таблицы | |||||||
| № | Технологические свойства | ||||||
| № п/п | Время гелеобразования, t, мин | Адгезия к породе ч/з 1 сут, Рп, МПа | Прочность геля Р, МПа | Проницаемость по воде, мкм2×10-3 | Коэффициент изоляции | Устойчивость к пластовой воде через 7 суток, S, % | |
| до обработки | после обработки | ||||||
| 1 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 |
| 1 | 120 | 0,37 | 0,0568 | 4,0 | 0,012 | 99,7 | 98,0 |
| 2 | 90 | 0,58 | 0,0962 | 3,9 | 0 | 100 | 99,0 |
| 3 | 60 | 0,50 | 0,0830 | 3,8 | 0 | 100 | 98,3 |
| 4 | 150 | 0,24 | 0,0210 | 3,5 | 0,06 | 98,3 | 95,0 |
| 5 | 20 | 0,58 | 0,0830 | 4,1 | 0 | 100 | 99,0 |
Claims (1)
- Состав для ограничения водопритоков в скважину, включающий полимерный загуститель, борный сшиватель, аммонийсодержащее соединение, калий хлористый и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит натрия гидроокись, в качестве полимерного загустителя - поливиниловый спирт, борного сшивателя - натрия тетрафенилборат, а в качестве аммонийсодержащего соединения - аммоний щавелевокислый при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:
Поливиниловый спирт 3-7 Натрия тетрафенилборат 0,6-2,0 Аммоний щавелевокислый 0,057-0,190 Калий хлористый 0,066-0,220 Натрия гидроокись 0,02-0,05 Вода Остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009135163/03A RU2411278C1 (ru) | 2009-09-21 | 2009-09-21 | Состав для ограничения водопритоков в скважину |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009135163/03A RU2411278C1 (ru) | 2009-09-21 | 2009-09-21 | Состав для ограничения водопритоков в скважину |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2411278C1 true RU2411278C1 (ru) | 2011-02-10 |
Family
ID=46309252
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009135163/03A RU2411278C1 (ru) | 2009-09-21 | 2009-09-21 | Состав для ограничения водопритоков в скважину |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2411278C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2517342C2 (ru) * | 2011-06-29 | 2014-05-27 | Халлибёртон Энерджи Сервисиз, Инк. | Гелеобразующие жидкости для обработки, содержащие соли четвертичного аммония в качестве модификаторов времени гелеобразования, и способы их использования |
| US9090811B2 (en) | 2011-06-29 | 2015-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gellable treatment fluids comprising amino group gel-time modifiers and methods for use thereof |
| RU2560037C1 (ru) * | 2014-07-09 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритока в скважине |
| RU2811109C1 (ru) * | 2023-06-06 | 2024-01-11 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II" | Полимерный состав для водоизоляционных работ |
-
2009
- 2009-09-21 RU RU2009135163/03A patent/RU2411278C1/ru active
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2517342C2 (ru) * | 2011-06-29 | 2014-05-27 | Халлибёртон Энерджи Сервисиз, Инк. | Гелеобразующие жидкости для обработки, содержащие соли четвертичного аммония в качестве модификаторов времени гелеобразования, и способы их использования |
| US9090811B2 (en) | 2011-06-29 | 2015-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gellable treatment fluids comprising amino group gel-time modifiers and methods for use thereof |
| RU2618752C2 (ru) * | 2011-06-29 | 2017-05-11 | Халлибертон Энерджи Сервисез Инк. | Гелеобразующие жидкости, содержащие модификаторы времени гелеобразования аминного типа, и способы их применения |
| US9657217B2 (en) | 2011-06-29 | 2017-05-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Gellable treatment fluids comprising amino group gel-time modifiers |
| RU2560037C1 (ru) * | 2014-07-09 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритока в скважине |
| RU2811109C1 (ru) * | 2023-06-06 | 2024-01-11 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II" | Полимерный состав для водоизоляционных работ |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| MX2013000047A (es) | Composiciones de espuma gelificada y metodos. | |
| RU2010135670A (ru) | Способ улучшения обработки подземного пласта через скважину и способ гидроразрыва пласта через скважину | |
| RU2382185C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) | |
| CN104610954A (zh) | 一种适合陆相页岩气井压裂返排液处理水配制压裂液的配方及其制备方法 | |
| CN105482795B (zh) | 一种适用于裂隙性储层的暂堵型修井液及其配制方法 | |
| CN103045212B (zh) | 一种微胶囊瓜尔胶及其制备方法 | |
| CN102816558A (zh) | 一种深部调剖堵水用堵剂及其制备方法 | |
| WO2016196812A1 (en) | High strength, operationally robust lost circulation preventative pseudo-crosslinked material | |
| US10844275B2 (en) | Method for oil displacement using dispersed particle gel-strengthened polymer ternary composite displacement system | |
| CN104910882A (zh) | 一种柔性凝胶颗粒以及由其制成的柔性凝胶颗粒调堵剂 | |
| RU2411278C1 (ru) | Состав для ограничения водопритоков в скважину | |
| CN104017131B (zh) | 聚合物微凝胶驱油剂及其制备方法和应用 | |
| RU2424426C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2483092C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин | |
| RU2627502C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта с применением полимер-дисперсного состава | |
| CN109294540B (zh) | 一种耐高矿度的油藏深部的调剖剂及其制备方法 | |
| RU2529975C1 (ru) | Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун) | |
| CA2962324C (en) | Self-suspending proppant for hydraulic fracturing | |
| RU2431741C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2610961C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине | |
| RU2562642C1 (ru) | Реагент для нефтедобычи и способ нефтедобычи с его использованием | |
| RU2486226C1 (ru) | Вязкоупругий состав для изоляции водопритоков в скважину | |
| RU2487910C2 (ru) | Тампонажный раствор | |
| RU2693101C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2490295C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах |