Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах

Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к проведению ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах.

Известен состав для изоляции пластовых вод, основанный на применении полифенилэтоксисилоконата (модификатор 113-63; 113-65) и водно-спиртового раствора этилсиликоната натрия (ГКЖ-11) [А.с. СССР №1078036, кл. Е21В 43/32, Клещенко И.И. и др., 1984].

Недостатком состава является высокая стоимость компонентов, сложности, возникающие при закачке состава в коллекторы с низкой проницаемостью.

Известен водоизоляционный состав на основе этилсиликата, синтетической виноградной кислоты и хлорида кальция [А.с. СССР №1391215, кл. Е21В 43/32, Ягафаров А.К. и др., 1987].

Недостатком является повышенная коррозионность состава и дороговизная компонентов.

Известен состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах, включающий дисперсионную среду - гидролизованный полиакрилнитрил (гипан) - 10%-ный водный раствор унифлока и гелеобразователь - медный купорос CuSO₄.

Недостатком является невысокая водоизолирующая способность композиции в высокотемпературных скважинах.

Наиболее близким составом, взятым за прототип, является состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах, включающий дисперсионную среду - водный раствор унифлока и гелеобразователь - медный купорос CuSO₄ в виде 10%-го водного раствора и этилсиликат ЭТС-32 [Патент РФ №2196877, 20.01.2003].

Недостатком является слабое гелеобразование состава.

Задачей изобретения является разработка состава, обеспечивающего качественную изоляцию пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах, упрощение и удешевление технологического процесса.

Достигаемый технический результат состоит в разработке водоизоляционного состава для изоляции пластовых вод, максимально обеспечивающего изоляцию воды в нефтяных и газовых скважинах.

Поставленная задача и технический результат достигается тем, что в отличие от известного состава, взятого за прототип, включающего дисперсионную среду - водный раствор унифлока и гелеобразователь - медный купорос CuSO₄ в виде 10%-ного водного раствора и этилсиликат ЭТС-32 [Патент РФ №2196877, 20.01.2003], состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах включает гидрофобную кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11 Н, полимер Polydia, медный купорос CuSO₄ при следующем объемном соотношении компонентов: ГКЖ-11Н - 94,5%; полимер Polydia - 4,7%; CuSO₄ - 0,8%.

Кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11 Н применяется в качестве модификаторов глинистых буровых растворов. Обеспечивает повышенную смазывающую способность, уменьшает поступление воды в буровой раствор из породы, снижает и стабилизирует вязкость бурового раствора, повышает скорость бурения скважин, применяется также при проведении водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах [ТУ 2229-276-05763441-99].

Полимер Polydia предназначен для использования в технологических операциях по повышению нефтеотдачи пласта, выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин, для модификации проницаемости порового коллектора.

Медный купорос CuSO₄ применяется в качестве сшивателя полимера - гелеобразователя.

Представляет собой порошок модифицированного полиакриламида (ПАА) низкой молекулярной массы с низкой плотностью анионного заряда от белого до кремового цвета.

Анализ имеющейся патентной документации, а также литературных источников позволил сделать вывод, что среди разрабатываемых в настоящее время гелеобразных композиций для проведения водоизоляционных работ привлекают внимание составы на основе ПАА.

Технический результат, получаемый при использовании изобретения, позволяет реализовать существующую производственную потребность, а исходя из этого, можно сделать вывод о соответствии изобретения критерию «изобретательский уровень».

На первоначальном этапе экспериментальных исследований была определена возможность использования данных химических реагентов для получения гелеобразного, закупоривающего поровое пространство коллектора, материала. Инициатором реакции полимеризации выступает медный купорос CuSO₄. Результаты представлены в таблице 1.

В составах №№1 и 2 было получено слабое гелеобразование, в составах №№7, 8 и 9 получен прочный, но непрокачиваемый гелеобразный материал.

Для проведения дальнейших исследований на установке FDS-350 выбран состав №4. Исследования проводились на образцах Крайнего месторождения (таблица 2). Условия проведения опыта: температура - 70°С, горное давление 60,60 МПа, пластовое давление 24,5 МПа.

Эксперимент проводился в следующей последовательности:

1) определение проницаемости керна по керосину и пластовой воде при температуре 70°С;

2) закачка гелеобразного состава №4 (при следующем объемном соотношении компонентов: ГКЖ-11Н - 94,5%; полимер Polydia - 4,7%; CuSO₄ - 0,8%);

3) выдержка в течение 8 ч;

4) определение проницаемости керна по керосину и пластовой воде при температуре 70°С.

Результаты эксперимента сведены в таблицу 3.

Разработанный состав является простым в приготовлении, технологичным, предлагаемые компоненты доступны, поэтому он может быть рекомендован для практического использования при проведении водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах.

Технология применения данной композиции сводится к закачке в скважину и продавке в пласт гелеобразного состава, включающего гидрофобную кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11 Н, полимер Polydia, медный купорос CuSO₄ при следующем объемном соотношении компонентов: ГКЖ-11Н - 94,5%; полимер Polydia - 4,7%; CuSO₄ - 0,8%. В пласте композиция выдерживается не менее 8 ч, после чего скважина осваивается и проводится испытание объекта.

Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах, включающий гидрофобную кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11 Н, полимер Polydia, медный купорос CuSO₄ при следующем объемном соотношении компонентов: ГКЖ-11Н - 94,5%; полимер Polydia - 4,7%; CuSO₄ - 0,8%.