ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНУ Российский патент 2006 года по МПК C09K8/44 

Описание патента на изобретение RU2277573C1

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для изоляции водопритока в скважины, для создания изолирующих экранов, и может быть использовано для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и увеличения охвата пласта заводнением.

Известен гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину, содержащий гидролизованный полиакриламид, сшивающий агент (например, калийхромовые квасцы) и воду (А.С. СССР, №985255, МПК3 Е 21 В 33/138, опубл. 30.12.82, бюл.№48). Недостатком данного состава является недостаточная эффективность и низкая прочности образующегося геля.

Известен гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину на основе полиакриламида, сшивающего агента (например, хромовые квасцы), бентонитовой глины и воды (А.С. №1731942, МПК5 Е 21 В 43/22, 33/133, 33/13, опублик. 07.05.92, бюл. №17).

В известном составе при взаимодействии указанных реагентов происходит процесс образования геля, что позволяет использовать его для изоляции водопритока.

Недостатком состава является то, что при введении бентонитовой глины происходит процесс флокуляции, в результате чего образуется неоднородная масса в виде глобул, что отрицательно сказывается на закупоривающей способности состава и качестве изоляции.

Кроме того, данный состав подвержен разрушению из-за продолжительности набухания глины в пластовых условиях, что приводит к уменьшению прочностных свойств состава и снижению эффективности изоляции.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину, включающий водорастворимый полимер, соли поливалентных металлов, хлорид аммония и воду (патент РФ №2169256, МПК7 Е 21 В 43/22, опубл. 2001 г.). В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид, в качестве соли поливалентных металлов используют ацетат хрома. Состав используется в способе разработки обводненной нефтяной залежи, обеспечивающем регулирование разработки нефтяных месторождений, изоляцию водопритока в скважину, создание изолирующих экранов с улучшенными технологическими параметрами. Водный раствор полиакриламида вступает в реакцию с водным раствором ацетата хрома, содержащего стабилизатор-хлорид аммония, в результате которой образуется сплошной гель с трехмерной сшитой структурой, что позволяет повысить эффективность изоляции водопритока в скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Прочность геля увеличивается в результате снижения термической деструкции полимера и образования геля во всем объеме. Недостатком известного состава является низкая эффективность при использовании для изоляции водопритока в скважину, при регулировании профиля приемистости нагнетательных скважин, так как происходит обратный вынос образующегося геля с продукцией скважины, что связано с недостаточно высокими прочностными и адгезионными свойствами взаимодействия состава с породой продуктивных пластов.

Технической задачей предложения является повышение изолирующих свойств ге-леобразующего состава и качества регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин за счет увеличения его прочностных и адгезионных характеристик при сохранении образующейся структуры сшитого геля с одновременным регулированием сроков ге-леобразования и вязкости. Расширение ресурсов применяемых компонентов.

Поставленная задача решается за счет гелеобразующего состава для изоляции водопритока в скважину, содержащего водорастворимый полимер, соль поливалентного металла, хлорид аммония и воду. Новым является то, что в качестве водорастворимого полимера он содержит полиакриламид или карбоксиметилцеллюлозу, в качестве соли поливалентного металла - ацетат хрома или хромокалиевые квасцы, и дополнительно карбамидоформальдегидную смолу при следующем соотношении компонентов, мас.%:

указанный водорастворимый полимер0,3-1,0указанная соль поливалентного металла0,03-0,1хлорид аммония0,2-1,0карбамидоформальдегидная смола1,0-10,0водаостальное

Повышение прочностных и адгезионных характеристик гелеобразующего состава обусловлено дополнительным структурированием молекулами карбамидоформальдегид-ной смолы полиакриламида или карбоксиметилцеллюлозы с солями ацетата хрома или хромокалиевых квасцов и хлоридом аммония. В результате протекания этой реакции образуется сшитый гель, представляющий собой прочную структуру с ярко выраженным синергетическим эффектом при определенном соотношении компонентов.

Таким образом, карбамидоформальдегидная смола выступает в новом качестве дополнительного структурирующего агента и его применение в гелеобразующем составе обеспечивает получение геля с высокими изолирующими свойствами, позволяет расширить ресурсы исходных ингредиентов и сохранить образующуюся структуру сшитого геля с одновременным регулированием сроков гелеобразования и вязкости, повышения качества регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, что позволяет расширить функциональные возможности гелеобразующего состава.

При приготовлении гелеобразующего состава используют следующие реагенты:

в качестве водорастворимого полимера:

- полиакриламид (ПАА)-отечественный по ТУ 6-16-2531-81, ТУ 6-01-1049-81, ТУ 14-6-121-75, импортные с молекулярной массой (3-15)·106;

- карбоксиметалцеллюлоза (КМЦ) по ТУ 6-55-36-90, ТУ 2231-002-50277563-2000, импортные - марок TYLOSE ЕНМ, ЕНН;

в качестве соли поливалентных металлов:

- ацетат хрома по ТУ 6-00204197-263-97 с изм. №1, ТУ 2499-001-50635131-00 представляет собой маловязкий 50%-ный водный раствор темно-зеленого цвета;

- хромокалиевые квасцы по ГОСТ 4162-79.

Хлорид аммония - ГОСТ 3773-00.

Карбамидоформальдегидная смола по ГОСТ 14231-88.

Проведенный анализ патентной и научно-технической информации позволил сделать заключение об отсутствии гелеобразующего состава, которому присущи признаки, идентичные совокупности существенных признаков заявляемого состава, а также не установлена известность влияния отличительных признаков на указанный технический результат, следовательно, предлагаемый гелеобразующий состав отвечает критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Предлагаемый гелеобразующий состав готовят следующим образом.

Водорастворимый полимер (ПАА или КМЦ) готовят путем дозирования в воду любой плотности при перемешивании в течение одного часа. Затем в полученный раствор вводят соль поливалентного катиона (ацетат хрома или хромкалиевые квасцы), карбамидоформальдегидную смолу и перемешивают в течение 30 минут. Заранее готовят 20%-ный раствор хлорида аммония до полного растворения. Затем в приготовленную ранее композицию добавляют определенное количество 20%-ного раствора хлорида аммония, перемешивают в течение 10-20 минут и оставляют на время гелеобразования.

Приготовленные растворы используют для определения времени гелеобразования (структурирования), определения вязкости и прочности состава. Время начала гелеобразования и вязкость определяют по стандартной методике. Прочность оценивают значением сдвиговой прочности геля при скорости сдвига 1,5 с-1 измеренным на ротационном вискозиметре "Реотест-2". Результаты измерений приведены в таблице 1.

Таблица 1№ ппГелеобразующий состав, мас. %Время гелеоб-разов., сутВязкость нач., мПа·сСдвиговая прочность, ПаВодораст. полим.СшивательХлор. аммон.Кар-бам. форм смолаВодаГлинаПААКМЦАц.хр.Хро мока лиевые кв.12345678910111210,10,03--99,87--7,6геля нет20,10,030,2-99,67--8,1геля нет30,10,030,21,098,67--8,4геля нет40,30,01--99,69--6,8-50,30,03--99,67-3-41020060,30,030,2-99,47-3-41531070,30,030,20,598,97-3-41432080,30,030,21,098,47-3-41443090,30,030,23,096,47-3-414530100,30,030,25,094,47-3-415610110,30,030,210,089,47-2-3201000120,30,030,5-99,17-314350130,30,030,50,598,67-314365140,30,060,51,098,14-2-315560150,30,060,53,096,14-2-316830160,30,060,55,094,14-2-316950170,30,060,510,089,14-2-3161300180,30,01--99,69--7,5геля нет190,30,010,2-99,49--8,0геля нет200,30,010,23,096,49--8,5геля нет210,50,1--99,4-323880220,50,10,2-99,2-2-330895230,50,10,25,094,2-2-3301100240,50,10,55,093,9-1-2351560250,50,10,85,093,6-2-2,5341560260,50,11,05,093,4-1-2,5351500270,50,10,5-98,9-227895280,50,10,50,598,4-228900290,50,10,51,097,9-1-2261200300,50,10,53,095,9-1-2301360310,50,10,510,088,9-1-1,5352000320,50,10,515,083,9-1-1,5351950330,50,10,520,078,9-1-1,5361980340,50,10,13,096,3-3241875351,00,10,55,093,4-1752450361,00,11,05,092,9-1852745371,00,11,010,087,9-1903100381,00,11,015,082,9-11253700391,10,11,010,087,8-11253250401,50,11,010,087,4-11553945

Продолжение таблицы 1123456789101112410,10,030,21,098,67--4,3геля нет420,30,03--99,67-5-67,2175430,30,030,2-99,47-5-67,5180440,30,030,25,094,47-413480450,30,030,25,094,47-4-512,5470460,50,10,25,094,2-4251200470,50,10,210,089,2-3,5351450481,00,10,25,093,7-3701950491,50,10,25,093,2-31352700500,30,03--97,672,0флокуляция--510,50,1--97,42,0флокуляция--520.50,1--94,45,0флокуляция--530,30,03--97,672,0флокуляция--540,50,1--97,42,0флокуляция--

Из таблицы 1 видно, что свойства геля зависят от количественного содержания компонентов состава. Оптимальными концентрациями компонентов являются составы (8-11, 14-17, 23-26, 29-31, 34-37, 44-47), при этом водорастворимого полимера 0,3-1,0 мас.%, солей поливалентных металлов 0,03-0,1 мас.%, хлорида аммония 0,2-1,0 мас.%, карбамидоформальдегидной смолы 1,0-10,0 мас.%, воды - остальное.

При содержании в составе карбамидоформальдегидной смолы менее 1,0 мас.% сдвиговая прочность геля составляет 320 Па (состав 7) и несущественно отличается от прототипа 310 Па (состав 6).

При введении карбамидоформальдегидной смолы сдвиговая прочность предлагаемого состава увеличивается по сравнению с прототипом (составы 6, 12), происходит дополнительное структурирование и увеличение адгезионных свойств.

При содержании водорастворимого полимера менее 0,3 мас.% и солей поливалентных катионов менее 0,03 мас.% не происходит образование геля и при смешении с карбамидоформальдегидной смолой не приводит к образованию прочного состава (составы 3, 20,41) и не обеспечивает повышения изоляционных работ.

Увеличение содержания водорастворимого полимера более 1,0 мас.%, а карбамидоформальдегидной смолы более 10 мас.% нецелесообразно с экономической точки зрения, а также с технологической из-за высокой стоимости реагентов и высокой вязкости составов (более 100 мПа·с). При закачке в пласт такой гелеобразующий состав не обеспечивает проникновение в пористую среду.

Анализ результатов исследований показал, что предлагаемый состав имеет высокие показатели прочности при сохранении образующейся структуры сшитого геля. Расширение применяемых компонентов не снижает уровень показателей предлагаемого состава. Позволяет регулировать сроки гелеобразования и показатели вязкости.

Для оценки эффективности изолирующих свойств гелеобразующего состава, снижения водопритока и качества регулирования профиля приемистости проводят опыты на насыпных моделях пласта общепринятым способом. Модель пласта представляет собой металлическую трубку (длиной 50 см, площадью поперечного сечения 6,4 см2), набитую кварцевым песком определенной фракции, изменение которой позволяет изменить проницаемость модели пласта. Модель пласта сначала вакуумируют, насыщают водой, определяют исходную проницаемость по воде, затем закачивают гелеобразующие составы в количестве 0,5 объема пор. Модель выдерживают в течение двух суток для полного гелеобразования и завершения процесса адгезионного взаимодействия с породой. Затем переворачивают и в обратном направлении определяют проницаемость по воде. Таким образом, моделируют процесс пуска скважин и добычи нефти из пласта после проведения водоизоляционных работ. Во всех опытах перепад давления между торцами модели пласта составляет 0,1 МПа.

Эффект изоляции (Э) определяют по формуле:

Э=(К12)/К1·100%;

где K1 - проницаемость по воде до закачки предлагаемого состава, мкм2;

К2 - проницаемость по воде после закачки предлагаемого состава, мкм2.

Результаты исследований представлены в таблице 2.

Таблица 2№ ппГелеобразующий состав, мас. %Проницаемость по воде, мкм2Эффект изоля-ции, %Водораст. полим.СшивательХлор. аммон.Карбамидоформ. смолаВодадо закачки составапосле закачки составаПААКМЦАц.хр.Хромокалиевые кв.123456789101110,30,030,21,098,4712,50,39820,30,030,23,096,4712,60,49730,30,060,53,096,1412,60,49740,30,060,55,094,1412,70,39850,50,10,25,094,212,9010060,50,10,55,093,913,50,29970,50,10,20,598,713,60,39880,50,10,510,088,914,00,199

Продолжение таблицы123456789101190,30,030,25,094,4712,60100100,50,10,25,094,212,30,398110,50,10,25,094,212,30,497прототип120,30,030,2-99,4712,41,588130,50,10,2-99,212,62,183140,50,10,5-98,912,61,985150,30,030,2-99,4711,91,687

Из таблицы 2 видно, что предлагаемый состав в отличие от прототипа обладает высокой эффективностью изоляции (97-100%) против 83-88 % по прототипу.

Адгезионные характеристики определяют по характеру разрушения образцов модели пласта. При разрушении образцов предлагаемый изолирующий состав не разрушается, а сохраняет структуру сшитого геля и остается прочно сцепленным с моделью пласта. Состав по прототипу не образует связанную структуру с моделью пласта, что дает возможность судить об увеличении адгезии предлагаемого изолирующего состава.

Таким образом, приведенные результаты испытаний предлагаемого гелеобразующего состава свидетельствуют о возможности получения гелей, обладающих высокой прочностью и высокой адгезией к породам пласта при сохранении образующейся структуры сшитого геля и одновременном регулировании сроков гелеобразования и вязкости при расширении ресурсов применяемых компонентов.

Использование предложения позволяет повысить качество изоляционных работ по ограничению водопритока в нефтяные скважины и качество регулирования профиля приемистости нагнетательных работ, что обеспечивает получение дополнительной добычи нефти.

Похожие патенты RU2277573C1

название год авторы номер документа
СОСТАВ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН 2007
  • Хасаев Рагим Ариф Оглы
  • Носков Андрей Борисович
  • Никифоров Василий Николаевич
  • Кузьмина Раиса Ивановна
  • Федусенко Ирина Валентиновна
RU2357996C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2010
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Береговой Антон Николаевич
  • Рахимова Шаура Газимьяновна
  • Хисамов Раис Салихович
  • Файзуллин Илфат Нагимович
  • Фархутдинов Гумар Науфалович
RU2431741C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2010
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Береговой Антон Николаевич
  • Рахимова Шаура Газимьяновна
  • Золотухина Валентина Семеновна
  • Файзуллин Илфат Нагимович
  • Васильев Эдуард Петрович
RU2424426C1
СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНЕ 2009
  • Хисамов Раис Салихович
  • Ганеева Зильфира Мунаваровна
  • Абросимова Наталья Николаевна
  • Рахматулина Миннури Нажибовна
  • Елизарова Татьяна Юрьевна
  • Ризванов Рафгат Зиннатович
  • Хисаметдинов Марат Ракипович
RU2405803C1
СПОСОБ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНАХ (ВАРИАНТЫ) 2009
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Береговой Антон Николаевич
  • Золотухина Валентина Семеновна
  • Латыпов Рустам Рашидович
  • Рахимова Шаура Газимьяновна
  • Хисамов Раис Салихович
RU2382185C1
СОСТАВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ВАРИАНТЫ) 2009
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
RU2429270C2
СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ И СПОСОБ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЕ 2005
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Уваров Сергей Геннадьевич
  • Хисаметдинов Марат Ракипович
  • Глумов Иван Фоканович
  • Слесарева Валентина Вениаминовна
  • Рахимова Шаура Газимьяновна
  • Хисамов Раис Салихович
RU2285785C1
СПОСОБ КРЕПЛЕНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ 2010
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
RU2467156C2
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2014
  • Ибатуллин Равиль Рустамович
  • Амерханов Марат Инкилапович
  • Береговой Антон Николаевич
  • Рахимова Шаура Газимьяновна
  • Васильев Эдуард Петрович
  • Хисамов Раис Салихович
  • Файзуллин Илфат Нагимович
  • Фархутдинов Гумар Науфалович
RU2541973C1
ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНУ (ВАРИАНТЫ) 2018
  • Фаттахов Ирик Галиханович
  • Жиркеев Александр Сергеевич
  • Береговой Антон Николаевич
  • Сахапова Альфия Камилевна
  • Хасанова Дильбархон Келамединовна
  • Вашетина Елена Юрьевна
RU2703598C1

Реферат патента 2006 года ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНУ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для изоляции водопритока в скважины для создания изолирующих экранов и может быть использовано для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и увеличения охвата пласта заводнением. Техническим результатом является повышение изолирующих свойств гелеобразующего состава и качества регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин за счет увеличения его прочностных и адгезионных характеристик при сохранении образующейся структуры сшитого геля с одновременным регулированием сроков гелеобразования и вязкости. Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину, содержащий водорастворимый полимер, соль поливалентного металла, хлорид аммония и воду, в качестве водорастворимого полимера он содержит полиакриламид или карбоксиметилцеллюлозу, в качестве соли поливалентного металла - ацетат хрома или хромкалиевые квасцы и дополнительно карбамидоформальдегидную смолу при следующем соотношении компонентов, мас.%: водорастворимый полимер 0,3-1,0, соль поливалентного металла 0,03-0,1, хлорид аммония 0,2-1,0, карбамидоформальдегидная смола 1,0-10,0, вода остальное. 2 табл.

Формула изобретения RU 2 277 573 C1

Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину, содержащий водорастворимый полимер, соль поливалентного металла, хлорид аммония и воду, отличающийся тем, что в качестве водорастворимого полимера он содержит полиакриламид или карбоксиметилцеллюлозу, в качестве соли поливалентного металла - ацетат хрома или хромкалиевые квасцы и дополнительно карбамидоформальдегидную смолу при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Водорастворимый полимер0,3-1,0Соль поливалентного металла0,03-0,1Хлорид аммония0,2-1,0Карбамидоформальдегидная смола1,0-10,0ВодаОстальное

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2006 года RU2277573C1

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ 2000
  • Старкова Н.Р.
  • Бриллиант Л.С.
  • Куракин В.И.
  • Чернавских С.Ф.
RU2169256C1

RU 2 277 573 C1

Авторы

Уваров Сергей Геннадьевич

Ганеева Зильфира Мунаваровна

Абросимова Наталья Николаевна

Ризванов Рафгат Зиннатович

Яхина Ольга Александровна

Даты

2006-06-10Публикация

2004-12-14Подача