RU2706150C1 - Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину - Google Patents

Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину Download PDF

Info

Publication number
RU2706150C1
RU2706150C1 RU2018147596A RU2018147596A RU2706150C1 RU 2706150 C1 RU2706150 C1 RU 2706150C1 RU 2018147596 A RU2018147596 A RU 2018147596A RU 2018147596 A RU2018147596 A RU 2018147596A RU 2706150 C1 RU2706150 C1 RU 2706150C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
gel
formation
composition
pts
Prior art date
Application number
RU2018147596A
Other languages
English (en)
Inventor
Альфия Камилевна Сахапова
Дильбархон Келамединовна Хасанова
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 RU2018147596A priority Critical patent/RU2706150C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2706150C1 publication Critical patent/RU2706150C1/ru

Links

Classifications

    • 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
    • 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
    • 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
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/32Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Medicinal Preparation (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в добывающих скважинах, регулирования охвата обрабатываемого пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин. Гелеобразующий состав содержит 6-10 мас.ч. гидролизованного полиакрилонитрила, 0,5-1,0 мас.ч. ацетата хрома, 1,0-2,0 мас.ч. сульфата аммония и 100 мас.ч. воды. Техническим результатом является повышение эффективности гелеобразующего состава за счет образования прочного геля, выдерживающего перепады давления в пласте, и его стабильности в пресной или слабоминерализованной пластовой воде. 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в добывающих скважинах, регулирования охвата обрабатываемого пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин.
Известен состав для изоляции водопритока (патент RU №2180037, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.02.2002 в бюл. №6), содержащий водорастворимый полимер, сшитый полиакрил амид АК-639 и воду. В качестве водорастворимого полимера состав содержит гидролизованный полиакрилонитрил (гипан) при следующем соотношении реагентов, мас.ч.:
гидролизованный полиакрилонитрил 100
сшитый полиакриламид АК-639 2-3
вода 100.
Недостатком состава является низкая эффективность изоляции водопритока в пластах с пресной водой, так как реагенты в составе образуют гель только в присутствии ионов металла, т.е. в минерализованной пластовой воде, или при закачивании буфера из раствора хлористого кальция.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину (патент RU №2182645, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.05.2002 в бюл. №14), содержащий водорастворимый полимер, ацетат хрома и воду. В качестве водорастворимого полимера состав содержит реагент «Комета». Дополнительно состав содержит неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ) при следующем соотношении реагентов, мас.ч.: реагент «Комета» - 7,0-8,0, ацетат хрома - 0,077-0,110, неионогенное ПАВ - 1,0-2,0, вода -остальное. Состав термостатируется при 70°С и выдерживается в слабоминерализованной воде в течение 60 сут, условия испытания состава указывают на его применение в высокотемпературных скважинах.
Недостатком известного состава является низкая эффективность изоляции водопритока в низкотемпературных скважинах и пластах со слабоминерализованной водой, связанная с недостаточной прочностью образующегося геля. В обрабатываемом пласте образующийся гель увеличивает массу в 3-4 раза и объем за счет поглощения слабоминерализованной воды, при этом размягчается, становится киселеобразным, теряет свою прочность. Такой гель не способен выдерживать перепады давления, существующие в пласте.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности изоляции водопритока в скважину за счет повышения прочности гелеобразующего состава, выдерживающего перепады давления в пласте, и его стабильности в пресной или слабоминерализованной пластовой воде.
Техническая задача решается гелеобразующим составом для изоляции водопритоков в скважину, содержащим водорастворимый полимер, ацетат хрома и воду.
Новым является то, что в качестве водорастворимого полимера состав содержит гидролизованный полиакрилонитрил, дополнительно состав содержит сульфат аммония при следующем соотношении реагентов, мас.ч.:
гидролизованный полиакрилонитрил 6-10
ацетат хрома 0,5-1,0
сульфат аммония 1,0-2,0
вода 100.
Для приготовления гелеобразующего состава используют следующие реагенты: гидролизованный полиакрилонитрил - водорастворимый полимер, представляющий собой порошок желтого цвета, с массовой долей воды не более 10%, динамической вязкостью 1%-ного раствора не менее 10 мПа⋅с, рН 1%-ного раствора в пределах 8,0-12,5;
- ацетат хрома, представляющий собой водный раствор плотностью 1280-1300 кг/м3, с массовой долей ацетата хрома в пределах 49-52%, показатель активности ионов водорода рН=3-1, массовая доля нерастворимых в воде веществ не более 0,1%;
- сульфат аммония (выпускается по ГОСТ 9097-82);
- воду пресную плотностью 1000 кг/м3.
Сущность изобретения состоит в создании гелеобразующего состава для изоляции водопритоков в скважину. Гелеобразующий состав готовят в пресной воде. Состав является простым в приготовлении, удобным для закачивания в скважину, имеет время гелеобразования, достаточное для закачки в скважину за счет своей малой вязкости и регулируемого времени гелеобразования. После перемешивания всех реагентов гелеобразующего состава в указанном диапазоне соотношений в результате постепенного набора вязкости образуется гель, после чего происходит упрочнение геля в течение 24-48 ч от начала смешения реагентов. В гелеобразующем составе в качестве инициатора гелеобразования используют ацетат хрома. Изменением количества ацетата хрома в гелеобразующем составе регулируют время гелеобразования. Прочность образующегося геля повышается с увеличением концентрации гидролизованного полиакрилонитрила в гелеобразующем составе, а также при добавлении упрочняющей добавки, в качестве которой в состав вводят сульфат аммония. Использование гелеобразующего состава с содержанием более 10 мас.ч. гидролизованного полиакрилонитрила увеличивает вязкость гелеобразующего состава настолько, что его невозможно прокачивать в пласт с использованием типовой техники, также увеличивается нагрузка на насосное оборудование при закачке такого вязкого гелеобразующего состава. Предлагаемый гелеобразующий состав на основе гидролизованного полиакрилонитрила обладает вязкостью в пределах 30-40 с, и при закачивании в пласт по насосно-компрессорным трубам не возникает технологических затруднений. Условную вязкость замеряли на вискозиметре В3-246 с диаметром сопла 6 мм.
В лабораторных условиях гелеобразующий состав готовят следующим образом. При температуре 22±2°С в стеклянный стакан объемом 150-200 мл при перемешивании механической мешалкой наливают воду (100 мас.ч.) и добавляют гидролизованный полиакрилонитрил (7 мас.ч.), далее перемешивают до его растворения. В полученный раствор при перемешивании в течение 1 мин добавляют ацетат хрома (0,65 мас.ч.), сульфат аммония (1 мас.ч.) и оставляют гелеобразующий состав на гелеобразование (в таблице пример 3). Остальные гелеобразующие составы по таблице готовят аналогично примеру 3. Время гелеобразования составов по примерам 2-5 составляет от 6 ч 30 мин до 14 ч, что является достаточным для закачивания в скважину. После закачивания в скважину в пласте продолжается упрочнение образованных из гелеобразующего состава гелей в течение 24-48 ч от начала смешения реагентов.
Для сравнения эффективности провели испытание гелеобразующего состава по предлагаемому изобретению и наиболее близкому аналогу на прочность при температуре 22±2°С.После образования гелей определяли их прочность (статическое напряжение сдвига) при комнатной температуре с использованием широметра по ГОСТ 33213-2014. Гели, полученные по предлагаемому изобретению при температуре 22±2°С и наиболее близкому аналогу при температуре 70°С (при температуре 22±2°С в течение 48 ч гель не образуется), помещали в воду плотностью 1014 кг/м (слабоминерализованную) и выдерживали в течение 60 сут при температуре 22±2°С. Гели, полученные по предлагаемому изобретению в примерах 2-5, увеличились в весе и объеме незначительно, что подтверждает их устойчивость в слабоминерализованной воде. Следовательно, такой гелеобразующий состав не теряет свою прочность в скважинных условиях и способен выдерживать перепады давления, существующие в пласте.
По результатам испытаний гелеобразующего состава на прочность, представленным в таблице, был выбран диапазон соотношений реагентов в гелеобразующем составе при следующем соотношении, мас.ч.:
гидролизованный полиакрилонитрил 6-10
ацетат хрома 0,5-1,0
сульфат аммония 1,0-2,0
вода 100.
Время, за которое гелеобразующий состав набирает наибольшую прочность, составляет 24-48 ч.
Результаты исследований показали, что предлагаемый состав имеет высокие показатели прочности. Из таблицы видно, что прочность полученного по предлагаемому изобретению геля зависит от количественного содержания реагентов гелеобразующего состава. Оптимальными концентрациями реагентов являются гелеобразующие составы по примерам 2-5.
Figure 00000001
Использование в гелеобразующем составе гидролизованного полиакрилонитрила менее 6 мас.ч., ацетата хрома менее 0,5 мас.ч. и сульфата аммония менее 1 мас.ч. не приводит к образованию прочного геля (пример 1).
Увеличение содержания в гелеобразующем составе гидролизованного полиакрилонитрила более 10,0 мас.ч., а ацетата хрома более 1,0 мас.ч. нецелесообразно - закачка гелеобразующего состава с таким содержанием реагентов затруднена из-за большой вязкости и короткого времени гелеобразования, такой гелеобразующий состав не будет проникать в пористую среду изолируемого пласта (пример 6).
Таким образом, создан эффективный гелеобразующий состав за счет образования прочного геля, выдерживающего перепады давления в пласте, и за сет повышения его стабильности в пресной или слабоминерализованной пластовой воде.

Claims (2)

  1. Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину, содержащий водорастворимый полимер, ацетат хрома и воду, отличающийся тем, что в качестве водорастворимого полимера состав содержит гидролизованный полиакрилонитрил, дополнительно состав содержит сульфат аммония при следующем соотношении реагентов, мас.ч.:
  2. гидролизованный полиакрилонитрил 6-10 ацетат хрома 0,5-1,0 сульфат аммония 1,0-2,0 вода 100
RU2018147596A 2018-12-28 2018-12-28 Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину RU2706150C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018147596A RU2706150C1 (ru) 2018-12-28 2018-12-28 Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018147596A RU2706150C1 (ru) 2018-12-28 2018-12-28 Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2706150C1 true RU2706150C1 (ru) 2019-11-14

Family

ID=68579982

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018147596A RU2706150C1 (ru) 2018-12-28 2018-12-28 Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2706150C1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2793057C1 (ru) * 2022-09-27 2023-03-28 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" Полимерный состав для внутрипластовой водоизоляции терригенных коллекторов

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2180037C1 (ru) * 2000-09-27 2002-02-27 ОАО НПО "Буровая техника" Полимерный тампонажный состав
RU2182645C1 (ru) * 2001-05-30 2002-05-20 Поддубный Юрий Анатольевич Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину
RU2190092C1 (ru) * 2001-03-27 2002-09-27 ООО НПФ "Промышленные технологии" Способ разработки водонефтяной залежи
RU2456439C1 (ru) * 2011-01-11 2012-07-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины
RU2483092C1 (ru) * 2011-12-29 2013-05-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин
CN108865099A (zh) * 2018-06-08 2018-11-23 烟台智本知识产权运营管理有限公司 一种油田用热稳定剂及其制备方法

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2180037C1 (ru) * 2000-09-27 2002-02-27 ОАО НПО "Буровая техника" Полимерный тампонажный состав
RU2190092C1 (ru) * 2001-03-27 2002-09-27 ООО НПФ "Промышленные технологии" Способ разработки водонефтяной залежи
RU2182645C1 (ru) * 2001-05-30 2002-05-20 Поддубный Юрий Анатольевич Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину
RU2456439C1 (ru) * 2011-01-11 2012-07-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины
RU2483092C1 (ru) * 2011-12-29 2013-05-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин
CN108865099A (zh) * 2018-06-08 2018-11-23 烟台智本知识产权运营管理有限公司 一种油田用热稳定剂及其制备方法

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2793057C1 (ru) * 2022-09-27 2023-03-28 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" Полимерный состав для внутрипластовой водоизоляции терригенных коллекторов
RU2825087C1 (ru) * 2023-11-02 2024-08-20 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" Способ получения гелеобразующей композиции для изоляции водопритоков в скважину

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US4640942A (en) Method of reducing fluid loss in cement compositions containing substantial salt concentrations
EP0956428B1 (de) Verfahren zur stabilisierung des gasflusses in wasserführenden erdgaslagerstätten und erdgasspeichern
CN106634903B (zh) 一种互穿型聚合物网络体冻胶及其制备方法与应用
US6936574B2 (en) Process for controlling gas migration during well cementing
RU2706150C1 (ru) Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину
RU2591058C1 (ru) Утяжеленный тампонажный раствор
CN113136185A (zh) 一种低温高矿化度油藏用有机堵水冻胶
RU2422628C1 (ru) Способ регулирования заводнения неоднородных пластов коллекторов залежей месторождений с помощью сшитых полимерных систем с наполнителем
RU2754527C1 (ru) Тампонажный полимерный состав для высоких температур
RU2704168C1 (ru) Способ изоляции водопритока в скважине
RU2703598C1 (ru) Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину (варианты)
RU2705111C1 (ru) Состав для ограничения водопритока в скважину
RU2270328C1 (ru) Способ приготовления тампонажного раствора
RU2711202C2 (ru) Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением
RU2667254C1 (ru) Состав для изоляции водопритока в скважину с низкой пластовой температурой (варианты)
RU2654112C1 (ru) Пеноцементный тампонажный материал
RU2669970C1 (ru) Гелеобразующий состав
RU2627807C1 (ru) Жидкость для глушения нефтегазовых скважин
RU2507380C1 (ru) Тампонажный раствор низкой плотности
RU2713063C1 (ru) Состав для изоляции водопритока в скважину
RU2431741C1 (ru) Способ разработки неоднородного нефтяного пласта
RU2360099C1 (ru) Способ ограничения водопритока в скважине
RU2323242C2 (ru) Комплексный реагент для тампонажных растворов
CN105733549A (zh) 一种适用于海洋高温油气藏压裂用表面活性剂压裂液及制备方法
RU2601888C1 (ru) Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине