RU2667254C1 - Состав для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой (варианты) - Google Patents

Состав для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой (варианты) Download PDF

Info

Publication number
RU2667254C1
RU2667254C1 RU2017140364A RU2017140364A RU2667254C1 RU 2667254 C1 RU2667254 C1 RU 2667254C1 RU 2017140364 A RU2017140364 A RU 2017140364A RU 2017140364 A RU2017140364 A RU 2017140364A RU 2667254 C1 RU2667254 C1 RU 2667254C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
composition
water
liquid glass
ammonium sulfate
well
Prior art date
Application number
RU2017140364A
Other languages
English (en)
Inventor
Дильбархон Келамединовна Хасанова
Александр Сергеевич Жиркеев
Альфия Камилевна Сахапова
Елена Юрьевна Вашетина
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
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 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2017140364A priority Critical patent/RU2667254C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2667254C1 publication Critical patent/RU2667254C1/ru

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • E21B33/138Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
  • Glass Compositions (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости и увеличения охвата пластов заводнением. По первому варианту состав содержит 13,2-19,5 мас.% жидкого стекла с силикатным модулем 2,7-3,4, 1,6-2,0 мас. % соли аммония в виде сульфата аммония и воду - остальное. По второму варианту состав содержит 14,9-17,5 мас.% жидкого стекла с силикатным модулем 3,5-6, 0,9-1,1 мас.% соли аммония в виде сульфата аммония и воду - остальное. Техническим результатом является повышение прочности гелеобразующего состава. 2 н.п. ф-лы, 2 табл.

Description

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах и обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости и увеличения охвата пластов заводнением.
Известен водоизолирующий состав (патент RU №2215135, МПК Е21В 43/22, 43/32, опубл. 27.10.2003 г., Бюл. №30), содержащий жидкое стекло, кубовый остаток синтетических жирных кислот и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Жидкое стекло 6,25-7,5
Кубовый остаток синтетических жирных кислот 4,2-5,5
Вода остальное
Недостатками известного состава являются сложность его приготовления и недостаточная прочность. Состав получают в виде коллоидного раствора путем растворения кубового остатка синтетических жирных кислот (КО СЖК) в растворе жидкого стекла до рН=12 при температуре до 30-50°С. КО СЖК представляет собой пастообразные продукты, не растворимые в воде, поэтому приготовление таких составов на скважине является трудновыполнимой задачей.
Наиболее близким аналогом является состав для изоляции водопритока (патент RU №2168618, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.06.2001 г., Бюл. №16) на основе силиката натрия - жидкого стекла. Предварительно раствор силиката натрия перемешивают с раствором аммиачной селитры в пресной воде до получения однородного раствора, после чего закачивают воду в объеме, не менее чем в два раза превышающем объем оторочки, при следующем соотношении компонентов раствора, мас.%:
Силикат натрия - жидкое стекло 20,0-40,0
Аммиачная селитра 3,0-7,0
Пресная вода остальное
Указанный раствор может дополнительно содержать анионактивное поверхностно-активное вещество, например ДС-РАС, сульфонол в количестве 1-3% от массы раствора на основе силиката натрия.
Недостатком известного состава является невозможность его гелеобразования при низких температурах. Для гидролиза аммиачной селитры (нитрата аммония), обуславливающей гелеобразование в растворе силиката натрия, нужна температура не менее 50°С. Существенным недостатком является также низкая прочность полученных гелей, что доказывает указанная в наиболее близком аналоге максимальная вязкость -1600 мПа⋅с.
Технической задачей заявляемого предложения является создание гелеобразующего состава с высокой прочностью, регулируемым временем гелеобразования при низкой температуре и простого в приготовлении.
Задача решается предлагаемым составом для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой, содержащим жидкое стекло и соль аммония.
По первому варианту новым является то, что в составе в качестве соли аммония используют сульфат аммония при следующих соотношениях реагентов состава, мас.%:
Жидкое стекло с силикатным модулем 2,7-3,4 13,2-19,5
Сульфат аммония 1,6-2,0
Вода остальное
По второму варианту новым является то, что в составе в качестве соли аммония используют сульфат аммония при следующих соотношениях реагентов состава, мас.%:
Жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 14,9-17,5
Сульфат аммония 0,9-1,1
Вода остальное
Для приготовления состава используют следующие реагенты:
- жидкое стекло (силикат натрия) по ГОСТ 13078-81 представляет собой густую жидкость желтого или серого цвета плотностью в пределах 1360-1450 кг/м3 с силикатным модулем в пределах 2,7-3,4;
- жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 (высокомодульное жидкое стекло (ВМЖС) представляет собой раствор полисиликата натрия от прозрачного до серого цвета с рН в пределах 9,5-11,5. Силикатный модуль жидкого стекла показывает отношение массовой концентрации диоксида кремния к массовой концентрации оксида натрия в жидком стекле;
- сульфат аммония по ГОСТ 9097-82 представляет собой белые или прозрачные кристаллы, хорошо растворимые в воде;
- воду пресную.
Сущность предложения состоит в создании гелеобразующего состава для низкотемпературных скважин. Состав является простым в приготовлении, удобным для закачивания в скважину, имеет широкий диапазон времени гелеобразования и низкую стоимость. Жидкое стекло и сульфат аммония являются недорогими и доступными реагентами, которые выпускаются по ГОСТ. Они хорошо и быстро растворяются в воде. После перемешивания компонентов состава в указанном диапазоне соотношений реагентов при комнатной температуре образуется гель, который через несколько часов после образования приобретает плотную структуру.
В лабораторных условиях составы по первому и второму вариантам готовят следующим образом. При температуре 20±2°С в стеклянные стаканы объемом 150 мл вносят навеску сульфата аммония, наливают воду, перемешивают до растворения, далее в полученный раствор при перемешивании медленно вливают жидкое стекло (по первому варианту) или ВМЖС (по второму варианту) и оставляют на гелеобразование. После образования гелей определяют их прочность (статическое напряжение сдвига) при комнатной температуре с использованием широметра по ГОСТ 33213-2014. Результаты гелеобразования и определения прочности состава на основе жидкого стекла и ВМЖС представлены в таблицах 1, 2. Оптимальные показатели времени гелеобразования и прочности вошли в предлагаемый состав.
Пример приготовления состава по первому варианту. Опыт 7 (табл. 1). При температуре 22°С в стеклянный стакан объемом 150 мл вносят 1,9 г (1,9 мас.%) сульфата аммония, наливают 81,1 мл (81,1 мас.%) воды, перемешивают до растворения, далее в полученный раствор при перемешивании медленно вливают 17 г (17,0 мас.%) жидкого стекла и оставляют на гелеобразование. Изоляционный состав, приготовленный таким образом, имеет время гелеобразования 2 ч 30 мин, прочность - 239,9 Па. Остальные составы из таблицы 1 готовят аналогично примеру 7.
Составы, приготовленные при запредельных значениях исходных компонентов, имеют короткое время гелеобразования или низкую прочность: пример 1 имеет низкую прочность (менее 30 Па), а 15 - короткое время гелеобразования (менее 1 ч 30 мин), поэтому они не вошли в состав по предложению.
Максимальное время гелеобразования предлагаемого состава по первому варианту при комнатной температуре составляет 12 ч, а максимальная прочность геля - 317,5 Па в отличие от прототипа, у которого время гелеобразования составляет 6 ч, а максимальная вязкость геля - 1600 мПа⋅с, то есть гель является текучим.
Figure 00000001
Figure 00000002
Пример приготовления состава по второму варианту. Опыт 4 (табл. 2). При температуре 22°С в стеклянный стакан объемом 150 мл вносят 1,0 г (1,0 мас.%) сульфата аммония, наливают 84,1 мл (84,1 мас.%) воды, перемешивают до растворения, далее в полученный раствор при перемешивании медленно вливают 14,9 г (14,9 мас.%) ВМЖС и оставляют на гелеобразование. Изоляционный состав, приготовленный таким образом, имеет время гелеобразования 5 ч 10 мин, прочность - 242,9 Па. Остальные составы по табл.2 готовят аналогично примеру 4.
Составы, приготовленные при запредельных значениях исходных компонентов, имеют короткое время гелеобразования или гель не образуется: в примерах 7, 8 гель не образовался, а в примерах 1 и 3 - короткое время гелеобразования (менее 1 ч 30 мин), поэтому они не вошли в состав по предложению.
Максимальное время гелеобразования предлагаемого состава при комнатной температуре составляет 15 ч, а максимальная прочность геля - 460 Па в отличие от прототипа, у которого время гелеобразования составляет 6 ч, а максимальная вязкость геля - 1600 мПа⋅с, то есть гель является текучим.
Таким образом, в предложении достигнута техническая цель - создание гелеобразующего состава с высокой прочностью, регулируемым временем гелеобразования при низкой температуре и простого в приготовлении.

Claims (4)

1. Состав для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой, содержащий жидкое стекло, воду и соль аммония, отличающийся тем, что в составе в качестве соли аммония используют сульфат аммония при следующих соотношениях реагентов состава, мас.%:
Жидкое стекло с силикатным модулем 2,7-3,4 13,2-19,5 Сульфат аммония 1,6-2,0 Вода остальное
2. Состав для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой, содержащий жидкое стекло, воду и соль аммония, отличающийся тем, что в составе в качестве соли аммония используют сульфат аммония при следующих соотношениях реагентов состава, мас.%:
Жидкое стекло с силикатным модулем 3,5-6 14,9-17,5 Сульфат аммония 0,9-1,1 Вода остальное
RU2017140364A 2017-11-20 2017-11-20 Состав для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой (варианты) RU2667254C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017140364A RU2667254C1 (ru) 2017-11-20 2017-11-20 Состав для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой (варианты)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017140364A RU2667254C1 (ru) 2017-11-20 2017-11-20 Состав для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой (варианты)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2667254C1 true RU2667254C1 (ru) 2018-09-18

Family

ID=63580267

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017140364A RU2667254C1 (ru) 2017-11-20 2017-11-20 Состав для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой (варианты)

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2667254C1 (ru)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4004639A (en) * 1976-03-17 1977-01-25 Union Oil Company Of California Selectively plugging the more permeable strata of a subterranean formation
SU2003808A1 (en) * 1989-06-12 1993-11-30 Inst Gornogo Dela Imeni Skochi Method for protection of development workings from water inflows
RU2078919C1 (ru) * 1995-02-01 1997-05-10 Сергей Владимирович Гусев Состав для ограничения притока пластовых вод
RU2108464C1 (ru) * 1996-04-08 1998-04-10 Институт угля СО РАН Способ герметизации дегазационных скважин
RU2168618C2 (ru) * 1999-07-07 2001-06-10 Институт химии нефти СО РАН Способ разработки нефтяного месторождения
RU2397195C1 (ru) * 2008-03-31 2010-08-20 Государственное научное учреждение "Институт механики металлополимерных систем имени В.А. Белого Национальной академии наук Беларуси" Гелеобразующие составы для ограничения водопритока в скважину

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4004639A (en) * 1976-03-17 1977-01-25 Union Oil Company Of California Selectively plugging the more permeable strata of a subterranean formation
SU2003808A1 (en) * 1989-06-12 1993-11-30 Inst Gornogo Dela Imeni Skochi Method for protection of development workings from water inflows
RU2078919C1 (ru) * 1995-02-01 1997-05-10 Сергей Владимирович Гусев Состав для ограничения притока пластовых вод
RU2108464C1 (ru) * 1996-04-08 1998-04-10 Институт угля СО РАН Способ герметизации дегазационных скважин
RU2168618C2 (ru) * 1999-07-07 2001-06-10 Институт химии нефти СО РАН Способ разработки нефтяного месторождения
RU2397195C1 (ru) * 2008-03-31 2010-08-20 Государственное научное учреждение "Институт механики металлополимерных систем имени В.А. Белого Национальной академии наук Беларуси" Гелеобразующие составы для ограничения водопритока в скважину

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9828293B2 (en) Drilling method using high density, high strength, acid soluble pseudo-crosslinked, lost circulation preventative material
RU2550617C1 (ru) Способ изоляции водопритоков в скважину (варианты)
RU2483092C1 (ru) Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин
CN106280789B (zh) 一种双组份硅丙抗裂防水涂料及其制备方法
RU2667254C1 (ru) Состав для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой (варианты)
RU2627502C1 (ru) Способ разработки неоднородного нефтяного пласта с применением полимер-дисперсного состава
RU2691427C1 (ru) Газоцементный тампонажный состав
RU2705111C1 (ru) Состав для ограничения водопритока в скважину
CA1216417A (en) Compositions of polymer systems, and their use for example in hydraulic fracturing
RU2704662C1 (ru) Состав для изоляции водопритока в скважину
RU2669648C1 (ru) Состав для изоляции водопритока в скважину
RU2270328C1 (ru) Способ приготовления тампонажного раствора
RU2714753C1 (ru) Состав для изоляции водопритока в скважину
RU2713063C1 (ru) Состав для изоляции водопритока в скважину
RU2667241C1 (ru) Способ изоляции водопритоков в скважине (варианты)
RU2706150C1 (ru) Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину
RU2654112C1 (ru) Пеноцементный тампонажный материал
RU2490295C1 (ru) Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах
RU2669970C1 (ru) Гелеобразующий состав
RU2526039C1 (ru) Состав для изоляции водопритока в скважине
RU2705670C1 (ru) Состав для изоляции водопритока в скважину
RU2820437C1 (ru) Состав для изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам
RU2704661C1 (ru) Состав для ограничения водопритока в скважину
RU2806757C1 (ru) Состав для предотвращения проявлений высокоминерализованных флюидов в скважине
RU2601888C1 (ru) Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине