SU1218084A1

SU1218084A1 - Состав дл изол ции водопритока в скважину

Info

Publication number: SU1218084A1
Application number: SU843814903A
Authority: SU
Inventors: Владимир Павлович Городнов; Игорь Александрович Швецов; Владимир Анатольевич Волков; Валентина Георгиевна Офицерова
Priority date: 1984-10-05
Filing date: 1984-10-05
Publication date: 1986-03-15

Description

Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам дл изол ции водопритока в нефт ные скважины, регулировани профил приемистости нагнетательных скважин и дл обработки пласта.

Целью изобретени вл етс повышение прочности образующегос гел .

-(СН2-СН)„, - (СНг-СН)„,(-СН-СН2)т2- (СН-СН2)„,

CONH2

СОО

При смещении компонентов данного состава протекает также реакци сщивки полиакри- ламида катионом хрома параллельно со 25 св зыванием поверхностно-активного анио- (СН2 - СН)„ - (СН2 - СН) ш- + р + q RSOs

CONH2

COO

- (СН2-СН)«1- (СН2 - (СН-СН2)-(СН-СН2).2CONH2

coo ООС

Как показывают лабораторные исследовани , получающийс модифицированный сшитый полимер обладает большей прочностью гел и создает больший остаточный фактор сопротивлени течению воды в пористой среде, чем состав по прототипу. Улучшенна характеристика предлагаемого состава по сравнению с составом-прототипом объ сн етс , по-видимому, большей степенью межмолекул рной сшивки полиакрила- мида хромом в присутствии АПАВ, чем в его отсутствие, и лучшей адгезией модифицированного сшитого полиакриламида к породе пласта за счет наличи гидрофобных алкиларильных цепей (R) в сшитом поВ качестве анионного поверхностно- активного вещества (АПАВ) используют АПАВ, растворимые в воде, с эквивалентным весом 240-520, в частности нефт ные сульфонаты марок. Карпатол и НЧК, син тетические алкилбензолсульфонаты (АБС).

В отличие от состава-прототипа, который представл ет из себ сщитый катионом хрома полиакриламид формулы

ООС

CONH2

ООСCONH2

- (СН -СН2)„- (СН - СН2)-лЗ

на катионом хрома, в результате чего получаетс модифицированный сшитый полиакриламид с включением в его молекулу гидрофобных цепей АПАВ по реакции

CONH2

лимере, адсорбирующихс на гидрофобной поверхности.

В отличие от известного состава дл изол ции водопритока, состо щего из полиакриламида , формальдегида (СН2О) и алкил- арилсульфокислоты или ее соли, предлагаемый состав обладает больщими прочностью гел и временем синерезиса (времене старени , когда гель выдел ет растворитель и тер ет прочность).

Дл приготовлени гел используют 0,15-1,0%-ные водные растворы полиакрила МИДа с содсержанием карбокисльных групп 15-30%, 1%-ный водный раствор хромовых квасцов или отходов, содержащий их и

анионное поверхностно-активное вещество . После смещени их в зависимости от соотношени ко1Лпонентов, рН и температуры через несколько минут, часов или суток образуетс в зкоупругий гель. В промысловой практике предпочтительно работать с составами, имеющими период гелеобразова- ни 6-36 ч.

Пример. Получают гель предлагаемого и известного составов и состава-прототипа в лабораторных услови х из полиакрила- мида с ММ 10 и степенью гидролиза 15 и 27 мол.% (ПАА-15 или 27), хромовых квасцов (ХК), нефт ного сульфоната (НС) эквивалентного веса 520 или нефт ного сульфоната эквивалентного веса 240 марки НЧК, или алкилбензолсульфоната (АБС) эквивалентного веса 310.

В 100 мл 0,1 -1,0 мас.%-ного раствора ПАА при перемещивании механической ме Прототип Предлагаемый Известный

щалкой ввод т 0,1-5,0 г (на активное вещество) НС или НЧК, или АБС, а затем 0,3-3,0 мл 10%-ного раствора ХК. После суточной выдержки на реакцию

масса переноситс в скрин-вискозиметр, представл ющий собой вертикальный цилиндрический сосуд емкостью 35 мл, имеющий на дне три сетки из нержавеющей стали и крыщку с патрубком, соединенным через ресивер и редуктор с баллоном со

сжатым азотом. При давлении 20 кПа определ ют врем истечени раствора полимера и испытываемого состава, а затем рассчитывают скрин-фактор как отношение времени истечени испытываемого состава к времени истечени раствора полимера. Скрин-фактор (СФ) характеризует прочность образующегос гел .

Результаты исследовани различных составов сведены в таблицу.

Из приведенных данных видно, что при концентрации полимера 0,1% гель из данного состава не образуетс (см. Сф составов 1 и 2), тогда как при концентрации полимера 0,15% гель образуетс (см. соста- вы 3 и 4). При содержании полимера выше 0,15% прочность гел , получаемого из данного состава, независимо от степени гидролиза полимера (ПАА- 27, ПАА-15), от эквиЬалентного веса АПАВ (НС, НЧК, и АБС) и концентрации АПАВ 0,2-5,0%, значительно выше прочности гел , получаемого из состава-прототипа при одном и том же содержании полимера и ХК (см. составы 7-10 и состав-прототипом 5, состав 12 и 11, составы 13-14 и 15). В то же врем при снижении концентрации АПАВ в данном составе ниже 0,2% гель не образуетс (см. составы 6 и 5), при снижении концентрации ХК ниже 0,005% гель также не образуетс (ср. состав 5 6 и 17).

Таким образом, нижний предел содержа- НИН компонентов в данном составе, мас.%.

Полиакриламид0,15

АПАВ0,2

Хромовые квасцы

0,005

а верхний предел содержаний этих компонентов в предлагаемых составах прин ты соответственно 1,0; 5,0 и 0,03 мас.%, так как выше этих, концентраций компонентов

5 ° 5

0

5

гель образуетс при смешении их, что не позвол ет использовать его в промысловых услови х.

Из таблицы также видно, что прочность и врем синерезиса гел предлагаемого состава значительно выше этих показателей гел , полученного из известного состава.

Технологи приготовлени и применени состава в нефтедобыче заключаетс в смешивании в требуемом соотношении 0,15- 1,0%-ного раствора полиакриламида с анион ным ПАВ и затем с 1-2%-ным раствором хромовых квасцов до однородной массы в зкостью 5-180 МПа с, последуюшей закач ке в скважину полученной смеси из расчета 0,5-10 м на метр толщины пласта и про- давке его из ствола скважины в пласт закачиваемой водой (дл нагнетательных сква жин) или безводной нефтью (дл нефт ных скважин). В зависимости от периода геле- образовани закаченного состава скважина оставл етс закрытой на реакцию на этот период (обычно 12-36 ч).

Применение предлагаемого состава позволит повысить качество изол ционных работ по ограничению водопритока в нефт ные скважины. Состав может быть при- мен дл регулировани разработки месторождений при заводнении, что приведет к увеличению добычи нефти (с одновременным уменьшением добычи воды) на каждую скважино-операцию.

Claims

СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНУ, содержащий гидролизованный полиакриламид, калийхромовые квасцы и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения прочности образующегося геля, он дополнительно содержит анионное поверхностно-активное вещество, растворимое в воде, с эквивалентным весом 240—520 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Г идролизованный полиакриламид 0,15 —1,0

Анионное поверхностноактивное вещество, растворимое в воде, с эквивалентным весом 240—520 Калийхромовые квасцы

Вода

0,2 —5,0

0,005—0,03

Остальное >