RU2712902C2 - Порошковая композиция для ограничения водопритоков в скважины и способ ее применения - Google Patents
Порошковая композиция для ограничения водопритоков в скважины и способ ее применения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2712902C2 RU2712902C2 RU2018111983A RU2018111983A RU2712902C2 RU 2712902 C2 RU2712902 C2 RU 2712902C2 RU 2018111983 A RU2018111983 A RU 2018111983A RU 2018111983 A RU2018111983 A RU 2018111983A RU 2712902 C2 RU2712902 C2 RU 2712902C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- formation
- well
- composition
- granules
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 53
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 37
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 239000000843 powder Substances 0.000 title claims abstract description 26
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 28
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 16
- 239000008187 granular material Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000005865 ionizing radiation Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims abstract description 7
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 239000011696 chromium(III) sulphate Substances 0.000 claims abstract description 5
- 235000015217 chromium(III) sulphate Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims abstract description 3
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 19
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 9
- DSHWASKZZBZKOE-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);hydroxide;sulfate Chemical compound [OH-].[Cr+3].[O-]S([O-])(=O)=O DSHWASKZZBZKOE-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 4
- 229910000356 chromium(III) sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- -1 for example Substances 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 18
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 19
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 16
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 12
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 12
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 9
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 244000309464 bull Species 0.000 description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 239000007863 gel particle Substances 0.000 description 5
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 4
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 3
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 229940050271 potassium alum Drugs 0.000 description 3
- GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J potassium aluminium sulfate Chemical compound [Al+3].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 2
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 2
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 150000001844 chromium Chemical class 0.000 description 2
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 2
- 229910001430 chromium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 2
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- WGLPBDUCMAPZCE-UHFFFAOYSA-N Trioxochromium Chemical compound O=[Cr](=O)=O WGLPBDUCMAPZCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UCUJUFDOQOJLBE-UHFFFAOYSA-N [Cl].[Ca] Chemical compound [Cl].[Ca] UCUJUFDOQOJLBE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 235000011126 aluminium potassium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000423 chromium oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- GRWVQDDAKZFPFI-UHFFFAOYSA-H chromium(III) sulfate Chemical compound [Cr+3].[Cr+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O GRWVQDDAKZFPFI-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000000386 microscopy Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000012783 reinforcing fiber Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области добычи углеводородов, точнее к ограничению притока воды в добывающие скважины. Порошковая композиция для ограничения водопритоков в добывающих скважинах, содержащая гранулы модифицированного ионизирующим излучением гидролизованного полиакриламида и соль трехвалентного металла, представляет собой однородную смесь гранул размером 0.05-2 мм и текучесть не менее 20% от объемной текучести кварцевого песка, причем композиция содержит, мас.%: гранулы основного сульфата хрома 1-5 и гранулы полиакриламида, модифицированного ионизирующим излучением дозой 1-12 кГр в составе композиции, - остальное. Способ ограничения водопритоков в добывающей скважине путем закачки в пласт через трубное или затрубное пространство скважины полимерно-гелевой системы, получаемой смешением указанной выше порошковой композиции и подкисленной до pH менее 1.5 воды при концентрации композиции 0.5-5 мас.% и указанной воды - остальное, продавливания полимерно-гелевой системы в пласт водно-щелочным раствором и/или пластовой водой с выдержкой в статических условиях не менее 10 часов. Технический результат – увеличение продолжительности действия эффекта ограничения притока пластовых вод в скважину. 2 н.п. ф-лы, 1 табл., 2 пр.
Description
Изобретение относится к области добычи углеводородов, точнее к ограничению притока воды в добывающие скважины.
Одной из важнейших проблем добычи нефти на поздней стадии разработки нефтяных месторождений является увеличение доли воды в добываемой продукции. Существует несколько причин обводнения, в том числе выработка запасов нефти на месторождении, нарушение гидродинамического режима призабойной зоны скважины из-за дефектов цементного кольца, нарушения герметичности эксплуатационной колонны, наличие заколонных и межпластовых перетоков пластовой воды и т.д. Появление воды в добывающей скважине снижает рентабельность нефтедобычи, вплоть до остановки работы скважины. С целью сохранения работоспособности скважины предложено множество способов для борьбы с этим негативным процессами.
Известно использование растворов солей хрома и полиариламида для ограничения притока пластовых вод в скважину [1]. По известному способу отдельно готовят водные растворы полимера и сшивающего агента, в том числе раствор соли хрома. Недостатком известного способа является использование реагентов в виде растворов, что усложняет процесс и может представлять опасность для работающих с ними операторов. Кроме того практика показала низкую селективность технологий, основанных на применении только растворов полимеров и сшивающих агентов, что явилось причиной появления модификации известного способа путем введения в состав композиций дисперсных инертных наполнителей.
Известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах [2] в котором ограничение водопритока в добывающей скважинах добиваются закачкой в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида и ацетата хрома, дополнительно содержащего оксид цинка при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| Полиакриламид | 0,5-1,0 |
| Ацетат хрома | 0,03-0,1 |
| Оксид цинка | 0,04-0,06 |
| Вода | остальное |
Известен [3] способ разработки неоднородного нефтяного пласта. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт водного раствора анионного полимера типа полиакриламида и соли поливалентного катиона в виде ацетата хрома, в котором в водный раствор дополнительно вводят оксид магния при следующем соотношении компонентов в водном растворе, мас. %:
| Полиакриламид | 0,3-1,0 |
| Ацетат хрома | 0,03-0,1 |
| Оксид магния | 0,015-0,07 |
| Вода | остальное, |
при этом полиакриламид и ацетат хрома смешивают в соотношении, близком 10:1, а полученный водный раствор продавливают в пласт водой в объеме, превышающем объем колонны труб, по которой закачивают водный раствор, не менее чем на 0,5 м3. Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта [4], включающий закачку в пласт водного раствора анионного полимера типа полиакриламида и соли поливалентного катиона в виде ацетата хрома, в котором в водный раствор дополнительно вводят оксид цинка при следующем соотношении компонентов в воде, мас. %:
| Полиакриламид | 0,3-1,0 |
| Ацетат хрома | 0,03-0,1 |
| Оксид цинка | 0,03-0,1, |
при этом полиакриламид и ацетат хрома смешивают в соотношении, близком 10:1, а полученный водный раствор продавливают в пласт водой в объеме, превышающем объем колонны труб, по которой закачивают водный раствор, с последующей технологической выдержкой на время гелеобразования водного раствора.
Известен [5] Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида - ПАА, ацетата хрома и оксида магния, в котором раствор дополнительно содержит стеклянное или базальтовое
микроармирующее волокно, предварительно обработанное 1-5%-ным водным раствором АФ9-6 или АФ9-12, или волокно строительное микроармирующее - ВСМ при следующей концентрации компонентов в растворе, масс. %:.
| ПАА | 0,3-1,0 |
| ацетат хрома | 0,03-0,1 |
| оксид магния | 0,015-0,07 |
| указанное волокно | 0,1-0,5 |
Известен [6] Способ ограничения водопритока в скважине, включающий приготовление и закачку в изолируемый интервал перфорации суспензии водонабухающего эластомера в растворе водорастворимого полимера, в котором в изолируемый интервал перфорации последовательно и непрерывно закачивают 5-15 м3 1-1,5%-ной суспензии водонабухающего эластомера в водном 0,1-0,2%-ном растворе водорастворимого полимера и 10-25 м3 водной суспензии бентонитового глинопорошка плотностью 1160-1320 кг/м3, указанный цикл закачивания повторяют от 1 до 5 раз в зависимости от приемистости интервала перфорации, по окончании закачивания дополнительно закачивают 5-10 м3 водного 0,5-0,8%-ного раствора водорастворимого полимера с добавлением 0,08-0,16% ацетата хрома от объема водорастворимого полимера, причем в качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид с массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,3%, а в качестве водонабухающего эластомера - частично сшитый полиакриламид с массовой долей растворимой части не более 5%, растворы водорастворимого
Недостатком технических решений в работах [2-6] является сложность проведения работ, низкая эффективность при ограничении водопритоков в добывающих скважинах и применение в качестве сшивателя полиакриламида концентрированного водного раствора ацетата хрома (ТУ 2499-001-82330939-2008) имеющего первый класс опасности в водном растворе. Кроме того известные способы и реагенты требуют применения сложных специальных дозирующих установок, включающих в себя системы дозирования компонентов: дозирование подачи воды, дозирование жидкого сшивателя, дозирования порошка полимера. Нарушение пропорций между компонентами при работе непосредственно на скважине несет риски преждевременного образования геля в скважине и выводу ее из эксплуатации.
В качестве безопасного в использовании и простого способа увеличения добычи нефти известен реагент «Темпокрин» [7], представляющий собой полиакриламид, обработанный ионизирующим излучением и который закачивается в скважины в виде водной суспензии. Недостатком реагента и способа является его низкая эффективность при использовании для ограничения водопритоков в добывающих скважинах.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является известный из работы [8] реагент для нефтедобычи, содержащий порошкообразный полиакриламид ПАА, с молекулярной массой 14-25 млн. ед. и степенью гидролиза 20-30%, обработанный ионизирующим облучением дозой 3-20 кГр ускоренными электронами с энергией 5-10 МэВ в составе композиции, содержащей дополнительно 5-20 мас. % от массы ПАА стабилизатора-порошка сульфата алюминия или алюмокалиевых квасцов, и способ нефтедобычи, включающий закачку в нагнетательную скважину оторочки, водного раствора хлоридов натрия и кальция с минерализацией 4-40 г/л или пластовой воды той же минерализации и предложенного реагента при его концентрации 0,5-2,0 мас. %.
Недостатком указанного реагента и способа является ограниченная продолжительность эффекта ограничения водопритоков из-за низкой адсорбции гелей на породе и низкой термической стабильности образующихся гелей.
Целью изобретения является увеличение продолжительности действия эффекта ограничения притока пластовых вод в скважину за счет увеличения термической стабильности и адсорбции полимерного геля в пласте, упрощение технологического процесса, снижения вредного воздействия на окружающую среду.
Поставленная цель достигается тем, что ограничение водопритоков осуществляется использованием порошковой композиции содержащей гранулы модифицированного ионизирующим излучением гидролизованного полиакриламида и соли трехвалентного металла., при этом композиция характеризуется размером гранул - 0.05-2 мм, обладающих текучестью не менее 20% от объемной текучести кварцевого песка, а также следующим составом:
- гранулы основного сульфата хрома - 1-5% масс
- гранулы гидролизованного полиакриламида, модифицированного ионизирующим излучением дозой 1-12 кГр. - остальное.
Выделенный размер гранул компонентов в интервале 0.05-2 мм определен по результатам лабораторных испытаний и позволяет оптимальным образом производить смешение порошковой композиции с водой через дозирующие отверстия и получать однородную по объему полимерно-гелевую систему.
Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах реализуется следующим образом. Из порошковой композиции и воды готовят полмерно-гелевую систему следующего состава:
- порошковая композиция по п. 1 - 0.5-5% масс.
- вода, подкисленная до pH<1.5 - остальное
далее осуществляют закачку полимерно-гелевую систему в пласт через трубное или затрубное пространство скважины, продавливают ее в пласт щелочным раствором, например раствором карбоната натрия, и/или пластовой водой, производят технологическую выдержку в статических условиях не менее 10 часов, после чего скважину запускают в работу. Во время выдержки происходит повышение pH за счет диффузии в ПГС пластовой воды и щелочного раствора, следствием чего является рост вязкости и повышение упругих свойств гелей в поровом объеме обводненной части пласта.
Упрощение способа и снижение вредного воздействия на окружающую среду достигается использованием композиции порошкообразных компонентов. В исходном состоянии компоненты композиции находится в твердой фазе и не представляют собой значительной опасности для окружающей среды. После смешения с водой в нейтральной среде трехвалентный хром связывается полимером или переходит малорастворимый оксид хрома, который в среде флокулянта - растворимой частью полиакриламида, связывается в неподвижные глобулы.
Важным показателем способа является большая продолжительность эффекта ограничения выноса воды в скважину, которая напрямую зависит от стабильности полимерно-гелевой системы к действию температуры в пластовых условиях. Испытания в реальных условиях и в лаборатории при температуре до 95°C показало стабильность водоизолирующей системы в течении длительного времени в лабораторных и промысловых условиях.
Сущность изобретения состоит в том, что обработанный ионизирующим излучением гидролизованный порошкообразный полиакриламид в кислой среде образует дисперсные гели, имеющие пониженную набухаемость за счет подавления диссоциации карбоксильных групп добавкой сильной кислоты. Низкая набухаемость гелей в кислой среде дает возможность повысить текучесть системы и за счет этого провести более глубокую обработку пласта. Присутствующий в композиции основной сульфат хрома при контакте с водой переходит в раствор с образованием иона Cr+3. Этот ион может проявить сшивающие свойства в отношении макромолекул полиакриламида, но в кислой среде сшивание идет медленно и только для растворенных в воде макромолекул. Звенья макромолекул, которые находятся внутри гелевых частиц (сшитых ионизирующим излучением) практически не реагируют с ионом хрома, но макромолекулы, находящиеся на поверхности гелевой частицы могут в этом участвовать. Ион хрома дополнительно образует связь между поверхностными макромолекулами и молекулами полимера в растворе, что приводит к увеличению объема гелевых частиц и повышению их термической стабильности. Одновременно реакция сшивания между звеньями макромолекул на поверхности гелей и поверхностью породы приводит к усилению адсорбции гелевых частиц на породе, что создает устойчивое остаточное сопротивление в породе при фильтрации пластовой воды к скважине. В дальнейшем остаточное сопротивление создаваемое гелевыми частицами возрастает за счет роста величины pH воды контактирующей с гелем. Это происходит после контакта гелей с пластовой водой, имеющей pH близкий к 7 или после принудительного повышения pH путем продавки кислого геля в пласт раствором щелочи. Повышение pH приводит к восстановлению состояния ионизации карбоксильных групп гидролизованного полиакриламида, росту полиэлектролитного набухания гелей, и, как следствие, к ограничению движения пластовой воды к добывающей скважине.
Пример 1.
Предлагаемая композиция и способ ограничения выноса воды в добывающей скважине протестирован в настоящем примере в лабораторных условиях.
Для изучения свойств порошкообразной композиции для ограничения выноса воды в скважину в лабораторном контейнере смешали 98 г порошка гидролизованного на 30% полиакриламида с размером гранул 0.1-2 мм и 2 г основного сульфата трехвалентного хрома с размером гранул 0.05-0.2 мм. Размер гранул компонентов определяли методом микроскопии. Далее обработали композицию ионизирующим излучением дозой 6 кГр. Образец композиции был испытан далее в безводном состоянии на текучесть порошка.
В качестве метода измерения текучести пороков использован аналог метода определения текучести металлических порошков на воронке Холла (ГОСТ 20899-98). В настоящем испытании вместо воронки Холла использована близкая к ней по геометрическим размерам воронка вискозиметра В3-246 (ГОСТ 9070-75) с использованием возможности истечения порошков через свободное отверстие вискозиметра диаметром 10 мм. При измерении текучести порошков определяли время истечения 100 мл порошка из вискозиметра В3-246 и сравнивали его с временем истечения, окатанного кварцевого песка фракции 0.1-0.25 мм (по ГОСТ 22551-77). Текучесть определяли как отношению времени истечения стандартного кварцевого песка к времени истечения того же объема испытуемой порошкообразной композиции, выраженное в %.
Результат испытания - текучесть композиции - 66% от текучести кварцевого песка.
Следующим этапом явилось приготовление полимерно-гелевой системы (ПГС) Образец приготовлен следующим образом. Взяли 97 грамм воды хлор-кальциевого типа с минерализацией 17 г литр, добавили к ней 1 г концентрированной соляной кислоты и, при перемешивании, через воронку с отверстием 6 мм постепенно досыпали, 2 грамма порошкообразной композиции. Индикаторной бумагой определили величину pH на уровне 1. После перемешивания в течении 2-часов образцы выдержали в течении 48 часов без перемешивания и определили вязкость ПГС по описанной ниже методике.
Вязкость ПГС определяли на капиллярном вискозиметре с диаметром капилляра 5 мм и длиной 100 мм.
В результате измерения установлено, что вязкость данной ПГС составляет 1.5 сП. Далее к ПГС был добавлено эквивалентное количество щелочи в виде 10%-го водного раствора карбоната натрия и pH системы был увеличен до величины 7 ед., и для этой ПГС также была измерена вязкость, которая оказалась на уровне 13 сП. Далее эту систему поместили в термостат при температуре 95°C и выдержали ее в течении 48 часов. Величина вязкости ПГС после термической обработки составила 3.7 сП. В результате опыта установлено, что при низких значениях pH ПГС получаемая на основе предлагаемой порошковой композиции имеет низкую вязкость, которая возрастает при повышении pH. Термическая обработка такой системы при 95°C снижает вязкость, но она не достигает при этом вязкости воды, то есть не происходит полного ее разрушения. Для сравнения исследованы свойства ПГС на основе прототипа, содержащего полиакриламид и 4% алюмокалиевых квасцов. После термической обработки вязкость прототипа сравнялась с вязкостью воды, то есть образец разрушился.
Аналогичным образом были испытаны свойства порошкобразных композиций с другим содержанием компонентов. Результаты испытаний приведены в таблице 1. Результаты показывают соответствие требований к текучести порошковой композиции заявляемым требованиям - не менее 20% от текучести стандартного кварцевого песка. Также показывают более низкое значение вязкости ПГС при pH<1.5 и высокое значение вязкости, вплоть до потери подвижности - при pH>5. Если сравнивать с прототипом, то ПГС, приготовленная на основе прототипа (полиакриламид и алюмокалиевые квасцы), не выдерживает термической обработки при в 95° с и его вязкость снижается до вязкости воды.
Следует отметить, что основной рост вязкости ПГС с ростом pH происходит в интервале pH=1.5-5.0, а дальнейшее увеличение pH мало влияет на вязкость, поэтому в таблице 1 указаны односторонние интервалы значения pH. Вследствие того, что pH пластовых вод обычно выше величины 5 ед., то при контакте с пластовыми водами вязкость будет возрастать вплоть до потери подвижности ПГС, что в реальных условиях приведет к ограничению выноса пластовых в скважину.
Примечание: знак «∞» - означает вязкость более 1000 сП или потерю подвижности.
Пример 2.
Реагент и способ использования реагента испытан на скважине месторождения нефти, разрабатываемого с применением технологии заводнения пласта. В качестве объекта испытаний подобрана скважина имеющую дебит по жидкости 680 м3 в сутки при содержании воды в продукции - 98% и дебиту по нефти - 13 т сутки. Для ограничения притока воды в скважину решено прменить предлагаемый способ способ ограничения притока воды в скважину. С этой целью на добывающую скважину завезен состав в виде порошка содержащий 4% основного сульфата хрома и 96% гидролизованного полиакриламида обработанного ионизирующим излучением дозой 5 кГр. в количестве 900 кг., раствор соляной кислоты в количестве 0.5 м3, 300 кг кальцинированной соды и 40 м3 подтоварной воды. После обвязки скважины с технологическим оборудованием произведено приготовление подкисленной до pH 1 подтоварной воды. Далее производили смешение реагента с подкисленной водой до концентрации реагента 2%. попеременно в двух емкостях с механической мешалкой. Контроль вязкости полимерно-гелевой системы показал величину 2.1 сП. После смешения готовую полимерно-гелевую систему закачивали скважину насосом высокого давления. После закачки всего завезенного реагента, в тех же емкостях приготовили 3%-ый раствор соды в воде и продавили его в пласт водой. После технологической выдержки в течении 24 часов скважину пустили в эксплуатацию при следующих параметрах. Дебит жидкости снизился до 450 м3 при сохранении дебита нефти, нефти.
Источники информации
1. Руководство по проектированию и технико-экономическому анализу разработки нефтяных месторождений с применение метода полимерного воздействия на пласт. РД-39-0148311-206-85. Гипровостокнефть, Миннефтепром СССР, 1985 г. 209 с.
2. пат РФ №2382185, мпк: Е21В 43/22 ОТ 04.03.2009 ПУБЛ. 20.02.2010 Бюл. №5
3. пат РФ №2424426, мпк: Е21В 43/22 от 19.04.2004, публ. 20.04.2010, бюл. №20.
4. пат РФ 2431741, мпк: Е21В 43/22 от 20.04.2010 публ. 20.10.2011, бюл. №29.
5. пат РФ 2541973, мпк: Е21В 43/22 от 18.03.2014, публ. 20.02.2015, бюл. №5
6. пат РФ 2611794, мпк: Е21В 33/138 от 29.01.2016, публ. 01.03.2017, бюл. №7
7. авт. свид. СССР Е21В 43/22 №1669404 от 3.04.1989 г.. «ДОБАВКА К ЗАКАЧИВАЕМОЙ В ПЛАСТ ВОДЕ "ТЕМПОСКРИН" И СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ДОБАВКИ»
8. Пат. РФ 2 562 642 мпк: С09К 8/575, Е21В 43/22 от 16.05.2014, публ. 10.09.2015 Бюл. №25
Claims (6)
1. Порошковая композиция для ограничения водопритоков в добывающих скважинах, содержащая гранулы модифицированного ионизирующим излучением гидролизованного полиакриламида и соль трехвалентного металла, отличающаяся тем, что композиция представляет собой однородную смесь гранул размером 0,05-2 мм следующего состава, мас.%:
при этом текучесть порошковой композиции составляет не менее 20% от объемной текучести окатанного природного кварцевого песка.
2. Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающий приготовление полимерно-гелевой системы путем смешения порошковой композиции с водой и закачку ее в пласт через скважину, отличающийся тем, что предварительно готовят текучую полимерно-гелевую систему следующего состава, мас.%:
после чего полимерно-гелевую систему закачивают в пласт через трубное или затрубное пространство скважины и продавливают ее в пласт щелочным раствором, например раствором карбоната натрия, и/или пластовой водой, выдерживают в статических условиях не менее 10 часов и запускают скважину в работу.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018111983A RU2712902C2 (ru) | 2018-04-03 | 2018-04-03 | Порошковая композиция для ограничения водопритоков в скважины и способ ее применения |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018111983A RU2712902C2 (ru) | 2018-04-03 | 2018-04-03 | Порошковая композиция для ограничения водопритоков в скважины и способ ее применения |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018111983A RU2018111983A (ru) | 2019-10-04 |
| RU2018111983A3 RU2018111983A3 (ru) | 2019-10-04 |
| RU2712902C2 true RU2712902C2 (ru) | 2020-01-31 |
Family
ID=68205961
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018111983A RU2712902C2 (ru) | 2018-04-03 | 2018-04-03 | Порошковая композиция для ограничения водопритоков в скважины и способ ее применения |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2712902C2 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3809160A (en) * | 1970-06-08 | 1974-05-07 | Dow Chemical Co | Improved method for selectively controlling flow of aqueous fluids in subterranean formations |
| RU2424421C1 (ru) * | 2010-02-02 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для очистки внутренней поверхности обсадной трубы |
| RU2464415C2 (ru) * | 2010-06-03 | 2012-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ заводнения нефтяного пласта |
| RU2558565C1 (ru) * | 2014-05-16 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ повышения добычи нефти |
| RU2562642C1 (ru) * | 2014-05-16 | 2015-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Реагент для нефтедобычи и способ нефтедобычи с его использованием |
| RU2656654C2 (ru) * | 2016-02-19 | 2018-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ увеличения добычи нефти |
-
2018
- 2018-04-03 RU RU2018111983A patent/RU2712902C2/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3809160A (en) * | 1970-06-08 | 1974-05-07 | Dow Chemical Co | Improved method for selectively controlling flow of aqueous fluids in subterranean formations |
| RU2424421C1 (ru) * | 2010-02-02 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для очистки внутренней поверхности обсадной трубы |
| RU2464415C2 (ru) * | 2010-06-03 | 2012-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ заводнения нефтяного пласта |
| RU2558565C1 (ru) * | 2014-05-16 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ повышения добычи нефти |
| RU2562642C1 (ru) * | 2014-05-16 | 2015-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Реагент для нефтедобычи и способ нефтедобычи с его использованием |
| RU2656654C2 (ru) * | 2016-02-19 | 2018-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ увеличения добычи нефти |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2018111983A (ru) | 2019-10-04 |
| RU2018111983A3 (ru) | 2019-10-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110387222B (zh) | 一种多孔凝胶封堵剂、其制备方法及应用 | |
| Al-Muntasheri et al. | A rheological investigation of a high temperature organic gel used for water shut-off treatments | |
| CA2790254C (en) | Weak organic acid as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions | |
| CA2790100C (en) | Lewis acid as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions | |
| MX2013000047A (es) | Composiciones de espuma gelificada y metodos. | |
| CA2283019A1 (en) | Application of a stabilized polymer gel to an alkaline treatment region for improved hydrocarbon recovery | |
| CA2790096C (en) | Salt of weak base and acid as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions | |
| CA2790185C (en) | Ammonium halide as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions | |
| CN104231168A (zh) | 一种具有超低界面张力的聚合物微球暂堵剂及其制备方法 | |
| RU2558565C1 (ru) | Способ повышения добычи нефти | |
| RU2712902C2 (ru) | Порошковая композиция для ограничения водопритоков в скважины и способ ее применения | |
| RU2483092C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин | |
| CN109181664A (zh) | 一种苯二胺交联聚丙烯酰胺的耐温凝胶堵剂及其制备方法 | |
| RU2627502C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта с применением полимер-дисперсного состава | |
| RU2541973C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2656654C2 (ru) | Способ увеличения добычи нефти | |
| CA3002417C (en) | Composition in particulate form comprising a polymer and a proppant useful for hydraulic fracturing operation | |
| RU2754527C1 (ru) | Тампонажный полимерный состав для высоких температур | |
| RU2743157C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи | |
| RU2431741C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2160832C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в скважину | |
| RU2169256C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2168618C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2346151C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты) | |
| RU2713063C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважину |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FZ9A | Application not withdrawn (correction of the notice of withdrawal) |
Effective date: 20191030 |