СОСТАВ ДЛЯ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для частичной изоляции водоносной части продуктивного нефтеносного пласта.

Существующие составы, состоящие из вяжущего вещества (тампонажного цемента, гипса, эпоксидных и др. смол), затворенного на нефти или производной нефти, имеют недостаток, заключающийся в том, что эти составы в лучшем случае позволяют изолировать только заколонные перетоки и не могут создать в продуктивном пласте ни экран, ни "оторочку", предотвращающие водопритоки по пласту.

Известные композиции, состоящие из силиката натрия (жидкого стекла), водного раствора хлористого кальция, раствор тампонажного цемента имеют недостаток, выражающийся в том, что технология закачки их в пласт не может быть управляемой, т. к. каждый из перечисленных компонентов является ускорителем схватывания цемента. В отдельности ни жидкое стекло, ни водный раствор хлористого кальция не могут служить надежной "оторочкой " или экраном.

Известен состав для изоляции водопритоков в нефтяных скважинах, включающий полиакриламид - 0,20-0,59%, хроматы щелочных металлов 0,05 - 0,5%, КССБ или ССБ - 0,05-0,95% вода (см. RU 1406343 A1, опубл. 30.06.88).

Задачей изобретения является получение технического результата, выражающегося в повышении эффективности изоляции водопритоков при улучшении коллекторских свойств нефтяной части продуктивного пласта.

Технический результат достигается тем, что состав для селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах, содержащий полиакриламид, бихромат натрия или калия, конденсированную сульфит-спиртовую барду или лигносульфонат и воду, дополнительно содержит древесную муку и силикат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
ПАА - 0,5-2,0
КССБ или лигносульфонат - 0,75-1,5
Древесная мука - 1,0-4,0
Бихромат натрия или калия - 0,02-0,05
Силикат натрия - 2,0-8,0
Вода - Остальное
Для изоляции водопритоков в нефтяной скважине производят закачку изолирующего состава как в нефтяную, так и в водоносную части продуктивного пласта при давлении, превышающем пластовое давление. После полимеризации состава во время эксплуатации скважины (при создании депрессии на пласт) состав удаляется из нефтяной части пласта, т.к. адгезия его в нефтяной части пласта практически равна нулю. При удалении состава очищаются поры коллектора нефтяной части пласта. В то же время в водяной части продуктивного пласта за счет образования дополнительных полимерных связей и клеющих свойств силиката натрия адгезия приобретает вполне определенные значения, создавая препятствия перетокам водного флюида в призабойной зоне продуктивного пласта. Этому способствуют и более высокие структурно-механические свойства состава (предельное напряжение сдвига).

Структурно-механические свойства и адгезив состава определяли с использованием капиллярной трубки длиной 3 м и диаметром 5 мм. При этом значения предельного напряжения сдвига состава получали при интерпретации кривой течения состава, полученной в координатах скорости сдвига (I/с) и давления сдвига (кг/м²), а адгезии - из разности давления сдвига состава в капиллярной трубке и предельного напряжения сдвига.

Предлагаемый состав представляет собой композицию, т.к. он состоит из двух самостоятельных структур.

Первая структура - ПАА, КССБ или лингосульфат, бихромат натрия или калия, силикат натрия и вода; вторая структура - древесная мука, силикат натрия и вода.

Для создания композиционного состава непременным условием должна быть совместимость этих двух структур. Эти две структуры при перемешивании образуют единую систему при определенных соотношениях компонентов.

Если каждую из этих двух структур подвергнуть выпариванию в сушильном шкафу в течение 30 суток, то выяснится, что первая структура сохраняет свои свойства при t = +60^oC, вторая при t = +50^oC, а композиционный состав - при t > +80^oC.

Такое увеличение термостабильности объясняется тем, что вначале происходит выпаривание воды из второй структуры при преодолении сопротивления первой. При этом структурно-механические свойства композиции практически сохраняются.

Наиболее стабильные системы получены при использовании полиакриламида в виде полимеров марки CS-131, CS-141, GS-1 производства фирмы "Sanyochemicals", JP, а также SANFLOOD АХ-73 фирмы "Sanyo", JP. Эти полимеры представляют собой порошок белого цвета с анионной ионной активностью, молекулярным весом 10⁷, максимальным временем растворения - 4 часа. Использовался силикат натрия (жидкое стекло) по ГОСТ 13078-81. Товарное жидкое стекло имеет плотность 1380-1420 кг/м³ и концентрацию 38-42%.

Вязкоупругую композицию готовят следующим образом. В емкости необходимого объема в воде растворяют бихромат натрия или калия и силикат натрия в определенных количествах, а в другой открытой емкости перемешивают сыпучие компоненты - ПАА, КССБ или лигносульфат и древесную муку в необходимых соотношениях. Затем их соединяют путем прокачивания через эжектор водного раствора бихромата натрия или калия и силиката натрия с подачей на эжектор в качестве пассивной среды сыпучей смеси ПАА, КССБ или лигносульфата и древесной муки.

Получают вязкоупругую композицию, закачивают в скважину и далее в продуктивный пласт.

Для подтверждения обоснованности предлагаемого соотношения компонентов состава были подвергнуты исследованиям три композиции, состава, приведенные в табл. 1 (см. табл. 1 и 2 в конце описания).

В табл. 2 приведены значения результатов исследования.

Предлагаемый состав был использован на Самотлорском месторождении, что подтверждается примерами.

Пример 1. Скв. 35212, куст 93а, пласт АВ₄-5 был обводил на 93%. После закачки в продуктивный пласт 50 м³ состава обводненность снизилась до 81%, при этом скважина стала давать нефти дополнительно 102 т/сут.

Пример 2. Скв. 15123, куст 512, пласт AB_1-3 был обводнен на 63%. После закачки в продуктивный пласт 30 м³ состава обводненность снизилась до 20%, при этом скважина стала давать нефти дополнительно 20 т/сут на протяжении 220 суток.

Использование изобретения позволяет повысить эффективность изоляции водопритоков при улучшении коллекторских свойств нефтяной части продуктивного пласта.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для частичной селективной изоляции водоносной части продуктивного нефтяного пласта. Состав содержит: полиакриламид 0,5-2,0%; конденсированную сульфит-спиртовую барду (КССБ) или лигносульфонат 0,75-1,5%; бихромат натрия или калия 0,02-0,05%; древесная мука 1,0-4,0% и силикат натрия 2,0-8,0%. Технический результат: повышение эффективности изоляции водопритоков при улучшении коллекторских свойств нефтяной части продуктивного пласта. 2 табл.

Состав для селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах, включающий полиакриламид, бихромат натрия или калия, конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ или лигносульфонат и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит древесную муку и силикат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Полиакриламид - 0,5 - 2,0
КССБ или лигносульфонат - 0,75 - 1,5
Древесная мука - 1,0 - 4,0
Бихромат натрия или калия - 0,02 - 0,05
Силикат натрия - 2,0 - 8,0
Вода - Остальное