Состав для изоляции водопритока в скважину

Состав для изоляции водопритока в скважину

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК,.SU„,1218084 A (5D< Е 21 В 4332

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А BTOPCHOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ

0,2 — 5,0

0,005 — 0,03

Остальное д е

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3814903/22-03 (22) 05.10.84 (46) 15.03.86. Бюл. № 10 (71) Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности «Гипровостокнефть» (72) В. П. Городнов, И. А. Швецов, В. А. Волков и В. Г. Офицерова (53) 622.245.2 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР № 764427, кл. Е 21 В 33/13, 1979.

Авторское свидетельство СССР № 985255, кл. Е 21 В 33/138, 1980. (54) (57) СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНУ, содержащий гидролизованный полиакриламид, калийхромовые квасцы и воду, отличающийся тем, что, с целью повышения прочности образующегося геля, он дополнительно содержит анионное поверхностно-активное вещество, растворимое в воде, с эквивалентным весом 240 — 520 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Гидролизованный полиакриламид 0,15 — 1,0

Анионное поверхностноактивное вещество, растворимое в воде, с эквивалентным весом

240 — 520

Калийхромовые квасцы

Вода

1218084! (СН вЂ” СН2) л

CONH —(СН вЂ” СН) д! — (СН СН) m — (СН СН ) mg

CONH СОО ООС

ООС вЂ” (СН вЂ” СН ) — (СН

С Н2) лз! — (СН вЂ” CH)„— (СН вЂ” СН) т — + р Сг + q RSO3

СОО

CONH, (С% СН)л! (CHg СЩи! (СН СН ) (СН СНг) л2

Г

CONH2 СОО ООС CONH

««б

SOAR

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

Целью изобретения является повышение прочности образующегося геля. при смещении компонентов данного состава протекает также реакция сшивки полиакриламида катионом хрома параллельно со связыванием поверхностно-активного аниоКак 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 полиакриламида 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 поверхностноактивного 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 сшитый катионом хрома полиакриламид формулы на катионом хрома, в результате чего получается модифицированный сшитый полиакриламид с включением в его молекулу гидрофобных цепей АПАВ по реакции лимере, адсорбирующихся на гидрофобной поверхности.

В отличие от известного состава для изоляции водопритока, состоящего из полиакриламида, формальдегида (СН О) и алкиларилсульфокислоты или ее соли, предлагае50 мыи состав обладает большими прочностью геля и временем синерезиса (времене старения, когда гель выделяет растворитель и теряет прочность) .

Для приготовления геля используют

0,15 — 1,0Я-ные водные растворы полиакрила мида с содсержанием карбокисльных групп

15 — 30 г, 1Я-ный водный раствор хромовых квасцов или отходов, содержащий их и

1218084

ПолиСостав мер

Содержание, мас.Ж

I r l

Бремя

СФ синеАПВ резиса, сут.

АПВ ХК СН 0 мера

1,2

0,1

ПАА-1 5

1 7

1,5

0,1 нс

0,15

4,2

0,15 нс

1,3

0,3

0,3

1,8 нс

6,7

0,3 нс

38,8 60

0,3

63,0

243,0

23,8

0,3

10**

0,3

ПАА-27

11*

1,0

1,0

12** нс

1 3**

57,5 60

26,9 60

ПАА-15 НЧК

0,3

14**

0,3

АБС

15*

11,4

0,3

16***

9,4

0,8

0,3 нчк

17**

0,3

1,7 нс

18**

111,2

0,15

19*

0,15

3,1

* Прототил

** Предлагаемый

*** Известный анионное поверхностно-активное вещество. После смещения их в зависимости от соотношения коМпонентов, рН и температуры через несколько минут, часов или суток образуется вязкоупругий гель. В промысловой практике предпочтительно работать с составами, имеющими период гелеобразования 6 — 36 ч.

Пример. Получают гель предлагаемого и известного составов и состава-прототипа в лабораторных условиях из полиакриламида с ММ 107 и степенью гидролиза 15 и

27 мол. о (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 перемешивании механической мешалкой вводят 0,1 — 5 0 г (на активное вещество) НС или НЧК, или АБС, а затем 0,3 — 3,0 мл 10о -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 крышку 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

15 к времени истечения раствора полимера.

Скрин-фактор (СФ) характеризует прочность образующегося геля.

Результаты исследования различных составов сведены в таблицу.

0,005

5 0 0,005

0,015

2,6 0,015

0,005

0,1 0 005

0,2 0,005

2,6 0,005

5,0 0,005

5,0 0,015

0,005

2,6 0,005

2,6 0,01

2,6 0,01

0,01

2,6

0,2 0,003

5 0 0,03

0,03

1218084

0,005

Хромовые квасцы

Составитель И. Лопакова

Техред И. Верес Корректор С. Черни

Тираж 548 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж вЂ” 35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП «Патент», г. Ужгород, ул. Проектная, 4

Редактор Л. Веселовская

Заказ 1098/41

Из приведенных данных видно, что при концентрации полимера 0,1Я гель из данного состава не образуется (см. Сф составов 1 и 2), тогда как при концентрации полимера 0,15Я гель образуется (см. составы 3 и 4). При содержании полимера выше 0,15Я прочность геля, получаемого из данного состава, независимо от степени гидролиза полимера (ПАА — 27, ПАА — 15), от эквивалентного веса AHAB (НС, НЧК, и

АБС) и концентрации АПАВ 0,2 — 5,0Я, 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 0,2Я гель не образуется (см. составы 6 и 5), при снижении концентрации

ХК ниже 0005Я гель также не образуется (ср. состав 5 6 и 17).

Таким образом, нижний предел содержа- 20 ния компонентов в данном составе, мас.Я.

Полиакриламид 0,15

АПАВ 0.2 а верхний предел содержаний этих компонентов в предлагаемых составах приняты соответственно 1,0; 5,0 и 0,03 мас.Я, так как выше этих. концентраций компонентов 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—

1,0Я-ного раствора полиакриламида с анион ным ПАВ и затем с 1 — 2Я-ным раствором хромовых квасцов до однородной массы вязкостью 5 — 180 МПа с, последующей закач ке в скважину полученной смеси из расчета

0,5 — 10 м на метр толщины пласта и продавке его из ствола скважины в пласт закачиваемой водой (для нагнетательных сква жин) или безводной нефтью (для нефтяных скважин). В зависимости от периода гелеобразования 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 примен для регулирования разработки месторождений при заводнении, что приведет к увеличению добычи нефти (с одновременным уменьшением добычи воды) на каждую скважино-операцию.