СОСТАВ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН Российский патент 2009 года по МПК C09K8/42 

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции притоков пластовой воды в эксплуатационных нефтяных и газовых скважинах.

Известен гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважины, 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 (см. патент на изобретение РФ №2277573, МПК С09К 8/44).

Недостатком способа является его многокомпонентный состав и достаточно длительные сроки гелеобразования.

Известен состав для изоляции водопритока в добывающую скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, содержащий водорастворимый полимер, щелочь и воду, дополнительно содержит ацетоноформальдегидную смолу, в качестве полимера он содержит полиакриламид или полиэтиленоксид, в качестве щелочи он содержит едкий натр или калий, или каустическую соду при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид или полиэтиленоксид - 0,05-0,5, едкий натр или калий, или каустическая сода - 1,0-5,0, ацетоноформальдегидная смола - 2,0-90,0, вода - остальное (см. патент на изобретение РФ №2293102, МПК С09К 8/88).

Как и в предыдущем способе данный состав является многокомпонентным и, кроме того, данный состав включает большое содержание ацетоноформальдегидной смолы.

Известен состав для изоляции водопритоков, содержащий полиакриламид, силикат натрия и воду, используют в качестве полиакриламида полиакриламид, обработанный в твердой фазе ускоренными электронами дозой 0,3-10 Мрад, в качестве указанного состава - 5-15%-ную суспензию указанного полиакриламида в водном растворе силиката натрия плотностью 1,2-1,5 г/см³, а после закачки этой суспензии осуществляют дополнительно закачку водной системы состава, мас.%: растворимая соль кальция или магния, или алюминия, или аммония 3-30, указанный полиакриламид 0,2-2, вода - остальное (см. патент на изобретение РФ 2283423, МПК Е21В 33/138).

Недостатком данного способа является то, что необходима дополнительная обработка полимера ускоренными электронами. Это требует дополнительного оборудования, что трудно осуществить в полевых условиях.

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающих регулирование профиля приемистости нагнетательных скважин и (или) изоляцию водопритока нефтяных скважин. Для улучшения изолирующих свойств состава за счет увеличения его структурной прочности состав включает гидролизованный полиакриламид, хромсодержащий сшивающий агент и воду, дополнительно содержит щелочные стоки производства капролакмата при следующем соотношении компонентов, мас.%: гидролизованный полиакриламид 0,01 - 0,5, хромсодержащий сшивающий агент 0,0005 - 0,01, щелочной сток производства капролактама 0,005 - 0,2, вода - остальное (см. заявку на изобретение №92011039, МПК Е21В 33/138, Е21В 33/13, Е21В 43/32).

Использование щелочного стока производства капролактама приводит к тому, что данная гелеобразная система имеет невысокое массообразование. В процессе гелеобразования происходит синерезис геля.

Известен изоляционный материал - гидрозатвор, включающий отработанный буровой раствор определенной плотности и полиакриламид, содержит полиакриламид ПАА-1020 и дополнительно феррохромлигносульфонат, коррозионные ингибиторы и нейтрализаторы химреагентов коррексит-7798, ЖС-7, карбоксиметилцеллюлозу КМЦ при следующем соотношении компонентов, мас.% от отработанного бурового раствора: полиакриламид ПАА-1020 0,001-0,1, феррохромлигносульфонат 0,004-0,1, указанные коррозионные ингибиторы 0,01-1,0, карбоксиметилцеллюлоза КМЦ 0,01-1,5, причем количество отработанного бурового раствора с остальными компонентами материала зависит от минералогического состава проходимых стволом скважины горных пород. Изоляционный материал - гидрозатвор может дополнительно содержать наполнитель - бентонит, или мел, или гипс, обеспечивающий противодавление на продуктивный пласт, в количестве потерянной плотности бурового раствора при вводе в него указанных в п.1 жидких компонентов (см. патент на изобретение РФ №2186937, МПК Е21В 33/138).

Недостатком данного способа является его многокомпонентность, а также тот факт, что в состав данной смеси входят такие абразивные материалы, как глина, мел или гипс.

Известен состав, включающий следующие компоненты при следующем их соотношении, мас.%: полиакриламид 0,2-0,8; калия бихромат 0,02-0,01; 45-55%-ный водный раствор хлористого металлилгексаметилентетрамина (бактерицид ЛПЭ-11) 2-10; вода - остальное (см. патент на изобретение РФ №2148149, МПК Е21В 33/138).

Наиболее близким к предлагаемому решению является состав для изоляции скважин, содержащий мас.%: полимер акриламида 1-7, сшиватель 0,1-0,5, регулятор гелеобразования 0-1,0, вода - остальное (см. патент на изобретение РФ №2272891, МПК Е21В 33/138).

Задачей настоящего изобретения является разработка состава для глушения нефтяных и газовых скважин с пластовой температурой до 100°С.

Технический результат заключается в упрощении состава для глушения скважин и сокращении времени гелеобразования.

Поставленная задача решается тем, что состав для глушения скважин, включающий полимер акриламида, сшиватель и воду, в качестве сшивателя выбрана смесь 20%-ных растворов ацетата хрома и сульфата меди, при следующем содержании компонентов, мас.%:

полимер акриламида 3,5-5

сшиватель 1,7-2,0

вода - остальное.

Предлагаемый состав для глушения скважины при температуре (до 100°С) используется следующим образом. На поверхности земли готовится раствор полиакриламида заданной концентрации. Затем туда последовательно вводятся ацетат хрома и сульфат меди в виде 20%-ных растворов. При смешивании компонентов в скважине в течение 30-120 минут образуется продукт, позволяющий изолировать водоприток. Для подтверждения достижения технического результата были приготовлены составы с различным значением содержания полимера в рабочей жидкости (таблицы 1-4). Составы готовились следующим образом. К раствору полиакриламида при перемешивании добавлялась смесь 20%-ных растворов ацетата хрома и сульфата меди. Время гелеобразования определяли при температуре 50-60°С. Варьированием соотношения ацетата хрома и сульфата меди достигается различное время гелеобразования (таблицы 5-7).

Таблица 1 ПАА 3 3 3 3 3 3 3 20% раствор ацетата хрома, мас.% 1.6 1,3 0,85 0,4 0,3 0,2 0,1 20% раствор сульфата меди, мас.% 0,1 0,4 0,85 1,3 1,4 1,5 1,6 Время гелеобразования, мин 130 160 200 280 300 450 1350

Таблица 2 ПАА 3,5 3,5 3,5 3.5 3,5 20% раствор ацетата хрома, мас.% 1,6 1.3 0,85 0,4 0,3 20% раствор сульфата меди, мас.% 0,1 0,4 0,85 1,3 1,4 Время гелеобразования, мин 30 50 80 120 150

Таблица 3 ПАА 5 5 5 5 5 20% раствор ацетата хрома, мас.% 1,3 0,85 0,4 0,3 0,2 20% раствор сульфата меди, мас.% 0,4 0,85 1,3 1,4 1,5 Время гелеобразования, мин 30 50 60 120 180

Таблица 4 ПАА 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 20% раствор ацетата хрома, мас.% 0,85 0,4 0.3 0,2 0,1 20% раствор сульфата меди, мас.% 0,85 1,3 1,4 1,5 1,6 Время гелеобразования, мин 15 20 30 40 45

Таблица 5 ПАА 5 5 5 5 5 5 5 20% раствор ацетата хрома, мас.% 1.4 1,2 0,75 0.4 0,3 0,2 0,1 20% раствор сульфата меди, мас.% 0,1 0,3 0,75 1.1 1,2 1,3 1,4 Время гелеобразования, мин 125 140 200 350 370 390 900

Таблица 6 ПАА 5 5 5 5 5 5 5 20% раствор ацетата хрома, мас.% 1,9 1,8 1,0 0,4 0,3 0,2 0,1 20% раствор сульфата меди, мас.% 0,1 0,2 1,0 1,6 1,7 1,8 1,9 Время гелеобразования, мин 30 40 50 75 90 110 120

Таблица 7 ПАА 5 5 5 5 5 5 5 20% раствор ацетата хрома, мас.% 2,1 1,8 1,1 1,0 0,8 0,4 0,1 20% раствор сульфата меди, мас.% 0,1 0,3 1,1 1.2 1,4 1,8 2,1 Время гелеобразования, мин 5 10 15 20 25 30 35

Таблица 8 Компоненты, мас.% Номер состава   1 2 3 4 ПАА 5 5 5 3 20% раствор ацетата хрома, мас.% 1,1 1,3 0,85 0,85 20% раствор сульфата меди, мас.% 1,1 0,4 0,85 0,85 Время гелеобразования, мин 15 30 50 200

Пример 1. Состав готовится следующим образом: к 20,0 мл 5 мас.% раствора полиакриламида добавляется при перемешивании по 1,1 мас.% (2,6 мл) 20% водных растворов ацетата хрома и меди. Остальное до 100% - вода. Время гелеобразования составляет 15 мин.

Пример 2. Состав готовится следующим образом: к 20,0 мл 5 мас.% раствора полиакриламида добавляется при перемешивании 1,3 мас.% (0,6 мл) 20% водного раствора ацетат хрома и 0,4 мас.% (1,8 мл) 20% водного раствора сульфата меди. Остальное до 100% - вода. Время гелеобразования составляет 30 мин.

Пример 3. Состав готовится следующим образом: к 20,0 мл 5 мас.% раствора полиакриламида добавляется при перемешивании по 0,85 мас.% (1,2 мл) 20% водных растворов ацетата хрома и сульфата меди. Остальное до 100% - вода. Время гелеобразования составляет 50 мин.

Пример 4. Состав готовится следующим образом: к 20,0 мл 3 мас.% раствора полиакриламида добавляется при перемешивании по 0,85 мас.% (1,2 мл) 20% водных растворов ацетата хрома и сульфата меди. Остальное до 100% - вода. Время гелеобразования составляет 200 мин.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции притоков пластовой воды в эксплуатационных нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - упрощение состава для глушения скважин и сокращение времени гелеобразования. Состав для глушения скважин содержит, мас.%: полиакриламид 3,5-5,0, сшиватель - смесь ацетата хрома и сульфата меди в виде их 20%-ных растворов 1,7-2,0, вода остальное. 8 табл.

Состав для глушения скважин, содержащий полиакриламид, сшиватель и воду, отличающийся тем, что в качестве сшивателя он содержит смесь ацетата хрома и сульфата меди в виде их 20%-ных растворов при следующем содержании компонентов, мас.%:
Указанный полимер 3,5-5,0 Указанная смесь 1,7-2,0 Вода Остальное