Состав для изоляции водопритока в скважину Советский патент 1986 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в нефтяные скважины, регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и для обработки пласта.

Целью изобретения является повышение прочности образующегося геля.

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

CONH2

СОО

При смещении компонентов данного состава протекает также реакция сщивки полиакри- ламида катионом хрома параллельно со 25 связыванием 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 исследования, получающийся модифицированный сшитый полимер обладает большей прочностью геля и создает больший остаточный фактор сопротивления течению воды в пористой среде, чем состав по прототипу. Улучшенная характеристика предлагаемого состава по сравнению с составом-прототипом объясняется, по-видимому, большей степенью межмолекулярной сшивки полиакрила- мида хромом в присутствии АПАВ, чем в его отсутствие, и лучшей адгезией модифицированного сшитого полиакриламида к породе пласта за счет наличия 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 нефтяные сульфонаты марок. Карпатол и НЧК, син тетические алкилбензолсульфонаты (АБС).

В отличие от состава-прототипа, который представляет из себя сщитый катионом хрома полиакриламид формулы

ООС

CONH2

ООСCONH2

- (СН -СН2)„- (СН - СН2)-лЗ

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

CONH2

лимере, адсорбирующихся на гидрофобной поверхности.

В отличие от известного состава для изоляции водопритока, состоящего из полиакриламида, формальдегида (СН2О) и алкил- арилсульфокислоты или ее соли, предлагаемый состав обладает больщими прочностью геля и временем синерезиса (времене старения, когда гель выделяет растворитель и теряет прочность).

Для приготовления геля 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 смещения их в зависимости от соотношения ко1Лпонентов, рН и температуры через несколько минут, часов или суток образуется вязкоупругий гель. В промысловой практике предпочтительно работать с составами, имеющими период гелеобразова- ния 6-36 ч.

Пример. Получают гель предлагаемого и известного составов и состава-прототипа в лабораторных условиях из полиакрила- мида с ММ 10 и степенью гидролиза 15 и 27 мол.% (ПАА-15 или 27), хромовых квасцов (ХК), нефтяного сульфоната (НС) эквивалентного веса 520 или нефтяного 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 вводят 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 переносится в скрин-вискозиметр, представляющий 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 определяют время истечения раствора полимера и испытываемого состава, а затем рассчитывают скрин-фактор как отношение времени истечения испытываемого состава к времени истечения раствора полимера. Скрин-фактор (СФ) характеризует прочность образующегося геля.

Результаты исследования различных составов сведены в таблицу.

Из приведенных данных видно, что при концентрации полимера 0,1% гель из данного состава не образуется (см. Сф составов 1 и 2), тогда как при концентрации полимера 0,15% гель образуется (см. соста- вы 3 и 4). При содержании полимера выше 0,15% прочность геля, 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 геля, 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 время при снижении концентрации АПАВ в данном составе ниже 0,2% гель не образуется (см. составы 6 и 5), при снижении концентрации ХК ниже 0,005% гель также не образуется (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 приняты соответственно 1,0; 5,0 и 0,03 мас.%, так как выше этих, концентраций компонентов

5 ° 5

0

5

гель образуется при смешении их, что не позволяет использовать его в промысловых условиях.

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

Технология приготовления и применения состава в нефтедобыче заключается 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 вязкостью 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 (для нагнетательных сква жин) или безводной нефтью (для нефтяных скважин). В зависимости от периода геле- образования закаченного состава скважина оставляется закрытой на реакцию на этот период (обычно 12-36 ч).

Применение предлагаемого состава позволит повысить качество изоляционных работ по ограничению водопритока в нефтяные скважины. Состав может быть при- мен для регулирования разработки месторождений при заводнении, что приведет к увеличению добычи нефти (с одновременным уменьшением добычи воды) на каждую скважино-операцию.