состав для ограничения водопритоков в скважину

Формула изобретения

Состав для ограничения водопритоков в скважину, включающий полиакриламид, калия бихромат, добавку и воду, отличающийся тем, что в качестве добавки он содержит 45 - 55%-ный водный раствор хлористого металлилгексаметилентетрамина при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Полиакриламид - 0,2 - 0,8

Калия бихромат - 0,025 - 1,0

45 - 55%-ный Водный раствор хлористого металлилгексаметилентетрамина - 2 - 10

Воад - Остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритоков в нефтяные и газодобывающие скважины, а также может быть использовано для регулирования профилей приемистости в нагнетательных скважинах.

Известен гелеобразующий состав для ограничения водопритоков в скважину, содержащий полиакриламид (ПАА), конденсированную хромсодержащую сульфит-спиртовую барду, поверхностно-активное вещество и воду [1].

Недостатком состава является его небольшая термостойкость во времени при взаимодействии с пластовой водой.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является состав для ограничения водопритоков в скважину, содержащий полиакриламид, калия бихромат, добавку КССБ-2 и воду [2].

Недостатком известного состава является низкая термостойкость образующегося геля во времени при взаимодействии его с пластовой водой, что приводит к уменьшению объема тампонирующей массы и, как следствие, к снижению длительности эффекта изоляции в результате прорыва воды к забою добывающих скважин.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности ограничения водопритоков за счет повышения термостойкости образующегося геля во времени при взаимодействии его с пластовой водой и увеличения длительности эффекта изоляции.

Задача решается тем, что состав для ограничения водопритоков в скважину, включающий полиакриламид, калия бихромат, добавку и воду, в качестве добавки содержит 45-55%-ный водный раствор хлористого металлилгексаметилентетрамина при следующем соотношении компонентов, масс. %:

Полиакриламид - 0,2-0,8

Калия бихромат - 0,025-1,0

45-55%-ный Водный раствор хлористого металлилгексаметилентетрамина - 2-10

Вода - Остальное

Признаками изобретения "Состав для ограничения водопритоков в скважину" являются:

1. Полиакриламид.

2. Калия бихромат.

3. Добавка.

4. Вода.

5. В качестве добавки состав содержит 45-55%-ный водный раствор хлористого металлилгексаметилентетрамина.

6. Соотношение компонентов в составе, мас.%:

Полиакриламид - 0,2-0,8

Калия бихромат - 0,025-1,0

45-55%-ный Водный раствор хлористого металлилгексаметилентетрамина - 2-10

Вода - Остальное

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5, 6 являются существенными отличительными признаками изобретения.

При работе в нефтяных и газодобывающих скважинах используют известные составы для ограничения водопритоков в скважину, имеющие низкую термостойкость образующегося геля во времени при взаимодействии его с пластовой водой.

В итоге уменьшается объем тампонирующей массы (геля) и снижается длительность эффекта изоляции в результате прорыва воды к забою скважин.

Для повышения эффективности ограничения водопритоков известный состав, включающий полиакриламид, калия бихромат, добавку КССБ-2 и воду, в качестве добавки содержит 45-55%-ный водный раствор хлористого металлилгексаметилентетрамина (бактерицид ЛПЭ-11) при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Полиакриламид - 0,2-0,8

Калия бихромат - 0,025-1,0

Бактерицид ЛПЭ-11 - 2-10

Вода - Остальное

Это приводит к повышению термостойкости образующегося геля во времени при взаимодействии с пластовой водой и увеличению длительности эффекта изоляции.

Техническая характеристика используемых реагентов

1. Полиакриламид.

В составе используется импортный полиакриламид - порошок белого цвета с содержанием полиакриламида более 90% (например, DKS-ORP-F-40NT).

2. Калия бихромат технический (ГОСТ 2652-78) представляет собой неслеживающиеся кристаллы оранжево-красного цвета.

3. Бактерицид ЛПЭ-11 (ТУ 6-01-03-56-83) представляет собой 45-55%-ный водный раствор хлористого металлилгексаметилентетрамина, хорошо растворим в воде.

Для выявления оптимальных соотношений компонентов были проведены опыты с конкретными составами, результаты которых приведены в таблице.

Пример 1. 0,1 г ПАА растворяют в 99,9 г воды, получают 0,1%-ный раствор полимера. Затем в полученном растворе последовательно растворяют 0,033 г бихромата калия и 5 г ЛПЭ-11. Полученный состав термостатируется при 60^oC, время гелеобразования определяется визуально. Как видно из таблицы, при данном соотношении компонентов гелеобразования состава не происходит.

Пример 2. 0,2 г ПАА растворяют в 99,8 г воды, получают 0,2%-ный раствор полимера. Затем в полученном растворе последовательно растворяют 0,033 г бихромата калия и 5 г ЛПЭ-11. Полученный состав термостатируется при 60^oC. Время гелеобразования данного состава составляет 265 минут. Навеску схватившегося геля помещают в лабораторный стакан, заливают пластовой водой (плотность - 1,104 г/см³; минерализация - 151,2 г/л) и ставят в термостат при 60^oC. Через 60 суток пластовая вода сливается, и взвешивается навеска геля. Определяется процентное соотношение массы навески к первоначальной массе по формуле



где m - масса навески геля через 60 суток, г; m₀ - начальная масса навески геля, г.

Из таблицы видно, что при данном соотношении компонентов состав теряет через 60 суток 50% своей массы, т.е. дает усадку (уменьшается в объеме) в пластовой воде.

Примеры 3-5, аналогичны примеру 2, только берутся соответственно 0,5%-ный, 0,8%-ный и 1%-ный растворы ПАА. Как видно из таблицы, при данных соотношениях компонентов состава масса получаемого геля через 60 суток при 60^oC увеличивается, то есть он набухает (увеличивается в объеме) в пластовой воде, что приводит к повышению эффекта изоляции.

Примеры 6-13, аналогичны примеру 3, при различных соотношениях бихромата калия и ЛПЭ-11. Время гелеобразования при 60^oC и термостойкость (устойчивость геля в пластовой воде при 60^oC через 60 суток) состава приведены в таблице.

Пример 14 (прототип). 0,5 г ПАА растворяют в 99,5 г воды, получают 0,5%-ный раствор полимера. Затем в полученном растворе последовательно растворяют 0,4 г бихромата калия и 0,5 г КССБ-2. Полученный состав термостатируют при 60^oC, время гелеобразования при этом составляет 45 минут. Через 60 суток при 60^oC навеска полученного геля теряет 80% своей первоначальной массы (см. таблицу).

Как видно из таблицы, состав N 1 не схватывается. Составы NN 5, 9, 13 имеют слишком малое время гелеобразования, поэтому практическое их использование затруднительно и даже опасно, ввиду возможности получения прихвата подземного оборудования.

Составы NN 6, 10 обладают более низкой термостойкостью образовавшегося геля по сравнению с прототипом.

Из таблицы следует, что составы NN 2-4, 7-8, 11-12 обладают достаточным временем гелеобразования (т.е. таким, при котором состав остается текучим, чтобы успеть закачать его в пласт до начала гелеобразования) и более высокой термостойкостью образовавшегося геля во времени при взаимодействии его с пластовой водой по сравнению с прототипом. Таким образом, пределы концентраций в заявляемом составе составляют: полиакриламида - 0,2-0,8%; калия бихромата - 0,025-1,0%; 45-55%-ного водного раствора хлористого металлилгексаметилентетрамина - 2-10%; воды - остальное. Оптимальным составом является состав N 3.

Наличие большего количества тампонирующего материала в заявляемом техническом решении по сравнению с прототипом через 60 суток постоянного воздействия на гели пластовой водой и температурой 60^oC позволяет сделать вывод о том, что длительность эффекта изоляции предлагаемым составом будет соответственно выше, чем прототипом.

Использование заявляемого изобретения позволит повысить эффективность работ по ограничению водопритоков за счет создания более надежной и долговременной блокады на путях продвижения воды, кроме того, мало восприимчивой и к воздействию сульфатвосстанавливающих бактерий.

Источники информации:

1. Патент РФ N 1559114, E 21 В 33/138, 1987.

2. Усов С.В., Гень О.П., Рябоконь С.А. и др. Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и ограничение водопритоков в добывающих скважинах гелеобразующими составами. Нефтяное хозяйство 1991, N 7, с. 41- 43.