Состав для выравнивания профилей приемистости и ограничения водопритоков в скважине Советский патент 1993 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к составам для выравнивания профилей приемистости и ограничения во- допритоков в скважине, и предназначается к использованию в процессе эксплуатации нефтяных и нагнетательных скважин на предприятиях Миннефтегазпрома.

Целью изобретения является повышение . изолирующих свойств состава за счет сркращения сроков схватывания, повышения термостабильности, обеспечения твердения состава во всем его объеме, при одновременном обеспечении образования в пласте полностью неразмываемого в агрессивных пластовых средах и непроницаемого изоляционного экрана.

Поставленная цель достигается тем, что состав для выравнивания профилей приемистости и ограничения водопритоков в скважинах, содержащий полиакриламид (ПАА), кремнефтористоводородную кислоту (H2SiFe) и воду, дополнительно содержит формальдегид при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Полиакриламид1,0-5,0

Кремнефторис- товодородная кислота15,0-45,0 Формальдегид 0,05-0,75 Вода Остальное Благодаря предложенным ингредиентам и их соотношению в предлагаемом составе и обеспечивается повышение эффективности изоляции. Причем это достигается благодаря следующему.

Как установлено, кремнефтористоводо- родная кислота активно разрушает большие линейные молекулы ПАА, что приводит в первоначальный период после смещения ПАА и H2SiFe к снижению вязкости раствора. Формальдегид же, наоборот, взаимодействуя с обломками молекул ПАА, сшивает их между собой благодаря реакции поликонденсации с аминогруппами. В результате образуется новый полимер с большим молекулярным весом и развитой пространственной структурой. Благодаря этому, впервые .неожиданно удалось получить во всем объеме смешиваемых компонентов по заявляемому составу

00

о о ю о со

&

отвержденный полимер с регулируемыми сроками отверждения, непроницаемый, с высокими прочностными свойствами, не растворяющийся в агрессивных пластовых флюидах, и обладающий высокой термостабильностью до 200°С.

Для получения заявляемого состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества: полиакриламид (ПАА), гранулированный порошок белого цвета, без запаха, нетоксичен (ТУ 6-16157- 78); кремнефтористоводородная кислота (H2S1F6), бесцветная жидкость, плотность 1,4417 (ТУ 113-08-555-84); формалин - 37%-ный водный раствор формальдегида (СН20) в воде - бесцветная прозрачная жидкость с резким специфическим запахом; растворяется в воде, плотность 1,077-1,116 (ГОСТ 1625-78).

Пример. Для получения заявляемого состава брали 97, 86 г 45%-ной HaSiFe, порциями вводили в нее 2 г гранулированного ПАА, одновременно механической мешалкой перемешивали раствор до полного растворения ПАА. Затем в полученную смесь также при перемешивании вводили 0,14 г формалина и получали предлагаемый состав.

Составы с другим содержанием ингредиентов готовили аналогичным образом.

Далее в ходе лабораторных испытаний определяли следующие свойства заявляемого состава: вязкость, время потери текучести, объем выделившейся твердой фазы за сутки, способность к размыванию скоагу- лировавшегося состава в пластовых средах и проницаемость скоагулировавшегося состава по воде.

Вместе с этим также определяли показатели термостабильности и морозоустойчивости состава.

Исходную вязкость состава определяли на вискозиметре Rheotest,

Определение объема выделившейся твердой фазы проводили путем замера в мерном цилиндре объема затвердевшего состава через сутки.

Для определения неразмываемости состава на контакте с пластовыми флюидами проводились работы в следующей последовательности. Образцы скоагулировавшего состава в виде плотного резиноподобного коагулянта помещали в пресную воду, пластовую воду, пластовую сероводородную воду, нефть, предварительно замерив их объем и размеры. После выдерживания в указанных средах в течение 30 сут при 20°С вновь замеряли вес и размеры образцов.

Для определения проницаемости скоагулировавшегося состава проводились следующие работы, Брались керны терриген- ных пород, вытачивались из них цилиндры длиной 2 см и диаметром 1,8 см. Приготовленные цилиндры из керна помещались в

кернодержатель на установке УИПК-IM и через них прокачивалась вода и определялась исходная проницаемость по воде. Затем закачивался один пороговый объем керна исследуемого состава, проводилась

0 выдержка для коагуляции состава, керн разворачивали на 180° и снова определяли про- ницаемость по воде, при этом если фильтрации воды не было, то давление создаваемое при выдавливании состава из

5 керна доводили до 4 МПа, что соответствовало максимально допустимому давлению применяемого кернодержателя и дальнейшее повышение давления прекращали. Для определения термостабильности и

0 морозостойкости состава проводили работы в следующей последовательности. Сшитый и отвержденный формалином образец состава помещали в печь и нагревали с постоянной скоростью до изменения окраски

5 и потери в весе за счет выделения продуктов разложения. Температуру разложения фиксировали.

При определении температуры замерзания состава снимали кривые охлаждения

0 во времени. Для этого образец состава помещали в сосуд Дюара, заполненный охлаждающей смесью, состоящей из твердой углекислоты и спирта, имеющей температуру минус 80°С. За температуру застывания

5 принимали температуру начала кристаллизации состава.

Данные о содержании ингредиентов и свойствах предлагаемого и известного по прототипу составов приведены в табл. 1.

0 Данные, приведенные втабл. 1, показывают, что предлагаемый состав, содержащий, мас.%:

Полиакриламид1,00-5,00 HzSiFe 15,00-45,00

5 Формальдегид0,05-0,75

Водаостальное

по сравнению с прототипом обеспечивает

сокращение сроков схватывания в 12-960

раз, повышение термостабильности в 2 раза

0 обеспечивает твердение состава полностью во всем его объеме (у прототипа лишь до 58%), обеспечивает образование в пласте полностью неразмываемого и непроницаемого изоляционного экрана (состав по про5 тотипу) размывается на 12-20% в сероводородной пластовой воде и при давлении 4 МПа пропускает воду).

Указанные значения ингредиентов являются граничными, т. к. их изменения в большую или меньшую стороны не позволяет достичь поставленную цель изобретения. Так, при изменении количественных значений ингредиентов в меньшую сторону (см. опыт 32 табл. 1) резко увеличиваются сроки схватывания, что снижает изолирующую способность состава, а при изменении количественных значений ингредиентов в большую сторону (см. опыт 33 табл. 1) сроки схватывания становятся крайне малы, что делает состав нетехнологичным.

Предлагаемый состав может быть приготовлен и использован в промысловых условиях по следующим схемам.

Технология приготовления и закачки в водонагнетательную скважину с целью выравнивания профиля приемистости заявляемого состава заключается в следующем.

Завозят на скважину техническую крем- нефтористоводородную кислоту 20-30%- ной концентрации емкостью 3 м3 на кислотном агрегате УН Ц 1-160х50К, 90 кг порошкообразного ПАА. 50 л технического формалина (37%-ной концентрации). Завозят емкость не менее 3 м3 для смещения ПАА и кислоты. Вначале вливают формалин в кремнефтористоводородную кислоту и перемешивают насосом, имеющимся на установке УНЦ-1 по круговой циркуляции, чтобы формалин равномерно распределился по всему объему кислоты. Затем кислоту перекачивают в другую емкость (не менее 3 м ), одновременно постепенно засыпая туда порошкообразный ПАА, и перемешивают насосным агрегатом по круговой схеме в течение 3 ч. Затем приготовленный состав закачивается насосом агрегата УНЦ-1 в на- сосно-компрессорные трубы (НКТ) и продавливают в пласт водой в объеме НКТ плюс объем ствола скважины между концом НКТ и пластом. После этого закрывают центральную задвижку и оставляют скважину на 24 ч для коагуляции состава в пласте. После этого скважину пускают под закачку воды.

Для ограничения водопритоков в нефтедобывающих скважинах с использованием предложенного состава проводят работы в следующей последовательности. Из скважины поднимают подземное оборудование (НКТ и насос), спускают НКТ до верхних отверстий перфорации пласта. Затем завозят на скважину в емкости кислотного агрегата УНЦ1-160х50К кремнефтористоводородную кислоту 20-30%-ной концентрации в количестве 6м3, 100 кг формалина (37%-ной концентрации), 180 кг порошкообразного ПАА, 1 м3 безводной нефти. Заливают формалин в кислоту и перемешивают, перекачивают насосным агрегатом кислоту в отдельную емкость, постепенно добавляя в кислоту

ПАА и перемешивают кислоту в течение 3 ч до полного растворения ПАА в кислоте.

Закачивают в НКТ 0,5 м нефти для предотвращения контакта состава с пластовой водой, далее весь объем приготовленного состава и снова 0,5 м3 нефти и продавливают соленой водой, вытесняя из НКТ и скважины весь объем состава в пласт. Скважину оставляют под давлением на 24 ч

0 для коагуляции состава в пласте. Далее промывают ствол скважины соленой водой, спускают подземное насосное оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.

Заявляемый состав был также испытан

5 на 4 водонагнетательных и одной нефтедобывающей скважине в промысловых условиях по указанным выше схемам. Результаты обработок скважин предложенным составом приведены в табл. 2 и 3.

0 Таким образом, предлагаемый состав обеспечивает выравнивание профиля приемистости скважин, что доказывается увеличением КРТ в 1,5-6 раз (см. табло. 2). Кроме того, предлагаемый состав обладает

5 высокими изолирующими свойствами и резко ограничивает приток воды в скважину (см. табл. 3).

Предлагаемый состав имеет следующие технические преимущества перед извест0 ным по прототипу составом: обеспечивает сокращение сроков схватывания в 12-960 раз, повышает термостабильность в 2 раза; обеспечивает твердение состава полностью на 100% во всем объеме, в то время как у

5 прототипа этот показатель не превышает 58%, обеспечивает образование в пласте полностью неразмываемого и водонепроницаемого изоляционного экрана, в то время как состав по прототипу разматывается на

0 12-20% в сероводородной пластовой воде и при давлении 4 МПа пропускает воду.

Благодаря указанным преимуществам изолирующий эффект предлагаемого состава очень высок и для образования изоляци5 онного экрана в пласте при использовании предлагаемого состава требуется в 3 раза меньше закачать в пласт состава, чем при известном по прототипу составе.

Благодаря указанным выше преимуще0 ствам, заявляемый состав более эффективен для изоляции вод в условиях высоконепроницаемых пластов при температурах более 100°С. Позволяет в этих условиях надежно проводить изоляцию

5 водопритоков и выравнивать профиль приемистости скважин при меньшем расходе материалов.

При использовании заявляемого способа может быть получен экономический эффект за счет более надежной изоляции

пласта и длительности сохранения изоляционного экрана во времени, снижения затрат на изоляцию за счет снижения расхода изолирующего материала, получения дополнительной добычи нефти.

Общий экономический эффект на одну скважину с дебитом 15 т/сут составляет 20 тыс. руб. в год.

Объем внедрения предлагаемого соста0

Ф о р м у л а и з о б р ет е н и я

Состав для выравнивания профилей приемистости и ограничения водопритоков в скважине, содержащий полиакриламид, кремнефтористоводородную кислоту и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит формальдегид при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Полиакриламид1-5

Кремнефтористоводородная кисПродолжение табл.

Использование: состав может быть использован при нефтедобыче в процессе эксплуатации нефтяных и нагнетательных скважин. Сущность изобретения: состав содержит полиакриламид 1, кремнефтористо- водородная кислота 15-45, формальдегид 0,05-0,75, вода, остальное. 3 табл.

Известный состав по прототипу

Примечание. Составы в опытах 5-23, 26-31 являются неразмываемыми в пластовых

флюидах: нефти, пластовой воде хлоркальциевого типа и сероводород- . ной пластовой воде,

Составы в опытах являются неразмываемыми в нефти и пластовой воде хлоркальциевого типа, но являются размываемыми на 12-20% в сероводородной пластовой воде.

Результаты обработок предложенный составом водонагнетэтельных скважин

Примечание. КРТ-коэффициент работающей толщины. Был испытан следующий состав, мае. % : ПА/ЦН2$1Рб 20. СН2СНиН20 остальное.

Результаты обработки предложенным составом нефтедобывающей скважины

Таблица 2

Таблица 3