Гелеобразующий состав для ограничения притока вод в скважину

(51) МПК (2009) НАЦИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД В СКВАЖИНУ(71) Заявители Республиканское унитарное предприятие Производственное объединение Белоруснефть Государственное научное учреждение Институт механики металлополимерных систем имени В.А.Белого Национальной академии наук Беларуси(72) Авторы Кудина Елена Федоровна Печерский Геннадий Геннадьевич Ермолович Ольга Анатольевна Макаревич Анна Владимировна Гулевич Владимир Викторович Демяненко Николай Александрович(73) Патентообладатели Республиканское унитарное предприятие Производственное объединение Белоруснефть Государственное научное учреждение Институт механики металлополимерных систем имени В.А.Белого Национальной академии наук Беларуси(56)2128768 1, 1999.002282 1, 2002.4596838, 1986. РОГОВА Т.С. Обоснование технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях композициями на основе щелочных силикатнополимерных гелей. Автореферат диссертации. - М., 2007. - С. 8-15. КУДИНА Е.Ф. и др. Известия Национальной академии наук Беларуси Серия физико-технических наук. - 2008.4. - С. 77-81. КУДИНА Е.Ф. и др. Материалы. Технологии. Инструменты. - 2000. Т. 5.2. - С. 36-40. ИБРАГИМОВ Г.З. и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. - М. Недра,1991. - С. 46-65.(57) 1. Гелеобразующий состав для ограничения притока вод в скважину, содержащий силикат натрия, концентрированную кислоту и пресную воду, отличающийся тем, что в качестве концентрированной кислоты содержит ортофосфорную или соляную, или серную кислоту и дополнительно содержит акриловую кислоту и инициатор полимеризации акриловой кислоты при следующем соотношении компонентов, мас.силикат натрия 3,0-6,0 концентрированная кислота 0,1-0,6 акриловая кислота 4,0-10,0 инициатор полимеризации акриловой кислоты 0,4-1,5 пресная вода остальное. 2. Гелеобразующий состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве инициатора полимеризации акриловой кислоты содержит персульфат калия или персульфат аммония. 14084 1 2011.02.28 Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины. Начиная с 30-40-х годов двадцатого столетия для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в нефтяных скважинах стали применять тампонажные составы на основе натриевого жидкого стекла - водного раствора силиката натрия. Они отличаются высокими гидроизолирующими свойствами, негорючестью, экологичностью применения. Известно большое число гелеобразующих тампонажных составов на основе жидкого стекла, в которых отвердителями (инициаторами гелеобразования) являются растворы кислот, солей и других химических соединений (эфиры, амиды карбоновых кислот и т.п.). Однако применение таких составов имеет определенные ограничения. Это обусловлено тем, что при работе с растворами силиката натрия трудно подобрать отвердитель, который удовлетворял бы следующим требованиям доступная цена, хорошая растворимость в воде, низкая токсичность, неспособность вызывать коагуляцию кремнезолей, малая вязкость и регулируемое время отверждения состава с данным отвердителем. Известен состав для изоляции пластовых вод в скважине 1, содержащий силикат щелочного металла и кремнефтористый натрий. Его недостатками являются короткий срок отверждения состава (недостаточный для его продавливания в зону нарушения) и синерезис тампонирующей массы, сопровождающийся ее усадкой. Последний из указанных недостатков способствует возникновению вторичных водопроявлений и, как следствие,снижает качество крепи и надежность эксплуатации скважин после РИР. С целью повышения эффективности РИР используют состав для изоляции вод в скважинах 2, содержащий водный раствор силиката натрия, кремнефтористый натрий и дополнительно триглицерид уксусной кислоты - триацетин и древесную муку. К главным недостаткам этого состава относятся низкая растворимость кремнефтористого натрия в воде, высокая вязкость, сложность приготовления состава, особенно при отрицательных температурах окружающей среды. Гелеобразующий состав 3, предназначенный для регулирования фильтрационных потоков в нефтяных пластах и капитального ремонта скважин, включает цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств, соляную кислоту, оксид кальция и воду. Однако этот состав характеризуется недостаточной прочностью тампонажного геля, коротким временем гелеобразования при повышенных температурах и значительной коррозионной активностью. Известен состав для увеличения времени гелеобразования при повышенных температурах и прочностных характеристик образующегося геля 4, содержащий силикат натрия,многоатомный спирт, электролит, добавку и воду. В качестве электролита используют алюмохлорид, а в качестве добавки - стеклянные микросферы. За счет замедления скорости выделения соляной кислоты при ступенчатом гидролизе алюмохлорида достигнуто увеличение времени гелеобразования, но введение добавки в виде стеклянных микросфер повысило стоимость состава и снизило его технологичность. Известен также водоизолирующий гелеобразующий состав на основе алюмосиликата,неорганических кислот и воды 5, содержащий в качестве алюмосиликата цеолитный компонент для производства синтетических моющих средств, а в качестве кислоты - отработанную серную кислоту или продукт СНО-ГЛИФ (содержащий до 16 фосфорной кислоты) и воду. Он обладает низкими стоимостью и коррозионной активностью, имеет достаточно широкие температурные пределы применения. Однако использование новых компонентов состава не решило проблем повышения деформационно-прочностных характеристик тампонажного геля. Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является изолирующий агент для борьбы с обводнением добывающих скважин 6, который имеет следующий состав, мас.силикат натрия - 0,2-10 концентрированная кислота - 0,2-1,0 полимер - 0,01-0,5 древесная мука - 0,01-3,0 пресная вода - остальное. В качестве кон 2 14084 1 2011.02.28 центрированной кислоты может быть использована соляная кислота, а полимера - полиакриламид. Недостатком прототипа является низкая технологичность состава из-за его высоких неоднородности, вязкости, коррозионной активности, низких деформационно-прочностных характеристик тампонажного геля. Задачи, на решение которых направлено изобретение длительное сохранение низкой исходной вязкости и увеличение времени гелеобразования при повышенных пластовых температурах, что способствует закачке в скважину без осложнений больших объемов состава повышение деформационно-прочностных характеристик тампонажного геля, чтобы исключить его разрушение при значительных перепадах давления снижение коррозионной активности состава во избежание коррозионного повреждения скважинного оборудования увеличение продолжительности водоизоляционного эффекта. Поставленная задача решается за счет того, что гелеобразующий состав для ограничения притока вод в скважину, содержащий силикат натрия, концентрированную кислоту и пресную воду, согласно изобретению, в качестве концентрированной кислоты содержит ортофосфорную или соляную, или серную кислоту и дополнительно содержит акриловую кислоту и инициатор полимеризации акриловой кислоты при следующем соотношении компонентов, мас.силикат натрия 3,0-6,0 концентрированная кислота 0,1-0,6 акриловая кислота 4,0-10,0 инициатор полимеризации акриловой кислоты 0,4-1,5 пресная вода остальное. Кроме этого, в гелеобразующем составе в качестве инициатора полимеризации акриловой кислоты может быть использован персульфат калия или персульфат аммония. Состав готовят следующим образом. В емкость с водой при постоянном перемешивании вливают необходимый объем водного раствора силиката натрия - жидкое стекло (ГОСТ 13078-81) - с массовой долей диоксида кремния 30,5-33,7 , силикатным модулем 2,86-2,99, плотностью 1,45-1,49 г/см 3. После этого в образовавшийся раствор вводят акриловую кислоту (ТУ 2431-001-524700632002) и перемешивают смесь до однородного состояния. Затем последовательно добавляют концентрированную кислоту (ортофосфорная, ГОСТ 6552-80, соляная ингибированная, ТУ Б 400048086.008-2000, или серная, ГОСТ 3118-77), инициатор полимеризации акриловой кислоты (персульфат калия, ГОСТ 4146-74 или персульфат аммония, ГОСТ 20478-75) и проводят перемешивание до полного растворения инициатора и получения однородного состава. Наиболее важными эксплуатационными характеристиками заявляемого состава являются время гелеобразования и деформационно-прочностные характеристики образующихся гелей. Время гелеобразования образцов состава оценивали как период от начала их термостатирования при температуре, моделирующей пластовую (70 С), до момента потери текучести. Оценку прочностных характеристик образующихся гелей проводили по методу пенетрации - проникновения металлического стержня с известной площадью поперечного сечения в исследуемый образец под измеряемой нагрузкой (кН/м 2). Полученные результаты были обработаны методами математической статистики. Рецептуры образцов гелеобразующего состава приведены в табл. 1, их характеристики приведены в табл. 2. Акриловая кислота - прозрачная жидкость, вводимая в композицию, выполняет роль реагента, полимеризующегося при повышенных температурах, который образует струк 3 14084 1 2011.02.28 турную матрицу геля. Замена полиакриламида на акриловую кислоту приводит к образованию высокоэластичного геля и позволяет повысить прочностные параметры последнего в несколько раз по сравнению с прототипом. Увеличение содержания акриловой кислоты в составе выше 10 мас.при оптимальных концентрациях других компонентов приводит к снижению времени гелеобразования и удорожанию композиции (табл. 1, 2, образец 8). Уменьшение содержания акриловой кислоты ниже 4 мас.вызывает снижение времени гелеобразования и деформационно-прочностных характеристик образующегося геля(табл. 1, 2, образец 7). Инициатор полимеризации акриловой кислоты - кристаллический порошок белого цвета. Уменьшение содержания инициатора полимеризации акриловой кислоты ниже 0,4 мас.(табл. 1, 2, образец 9) обусловливает полимеризацию не всей акриловой кислоты, в результате чего снижаются прочность, эластичность, упругость геля,наблюдается его синерезис, часть геля легко размывается водой. Увеличение содержания инициатора свыше 1,5 мас.вызывает незначительное повышение прочности образующегося геля при резком сокращении времени гелеобразования (табл. 1, 2, образец 10). При содержании силиката натрия в композиции менее 3,0 мас.не удается достичь высоких деформационно-прочностных характеристик тампонажного геля (табл. 1, 2, образец 11). Содержание силиката натрия сверх оптимальных значений (более 6,0 мас. ) приводит к значительному увеличению прочности образующегося геля, но одновременно происходит резкое снижение времени гелеобразования при повышенных температурах (табл. 1, 2, образец 12). Таблица 1 Компоненты, мас.Номер образца(в пересчете на ос 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 новное вещество) Силикат 5,52 5,04 4,60 5,00 4,89 5,00 4,96 3,95 5,00 5,52 2,8 6,2 натрия Акриловая 9,94 9,45 8,63 7,03 9,16 9,38 3,9 10,1 7,03 9,16 9,82 7,56 кислота Концентрированная 0,12 0,24 0,58 0,31 0,63 0,03 0,53 0,49 0,31 0,58 0,29 0,48 кислота Инициатор поли 0,55 0,79 0,86 1,17 0,92 0,94 1,32 1,23 0,2 1,7 1,30 0,53 меризации Таблица 2 Показатель Время потери текучести при 70 С, мин Прочность геля, кН/м 2 Введение в состав концентрированной кислоты в оптимальных концентрациях пролонгирует его гелеобразование и позволяет получить более эластичный гель. В то же время избыток концентрированной кислоты (свыше 0,6 мас. ) снижает время гелеобразования (табл. 1, 2, образец 5). При отсутствии или недостатке концентрированной кислоты также уменьшается время потери текучести состава, и тампонажный гель теряет эластичность (табл. 1, 2, образец 6). Заявляемый состав отличается от прототипа увеличенным временем гелеобразования при повышенных (моделирующих пластовую) температурах, а также высокой эластичностью, упругостью, механической прочностью тампонажного геля. 4 14084 1 2011.02.28 Новый состав может использоваться для решения широкого спектра задач. Подбор оптимального соотношения компонентов состава осуществляется исходя из поставленной задачи, на решение которой направлено применение изобретения. В частности, состав с длительным временем потери текучести, образующий высокопрочный и эластичный тампонажный гель, может быть использован при проведении водоизоляционных работ в высокопроницаемых трещиноватых пластах в условиях высоких градиентов давления,обеспечивая гидроизоляцию на длительный срок. Для оценки водоизолирующей способности разработанного состава были проведены его модельные испытания на насыпных моделях пласта. В качестве модели пласта использовали металлическую трубку (длина - 31 см, площадь поперечного сечения - 5,1 см 2) с терморубашкой, оборудованную входным и выходным штуцерами и запорным вентилем на входе. Модели заполняли молотой карбонатной породой - доломитом фракции 0,250,5 мм. Поровый объем моделей определяли по объему пластовой воды плотностью 1,15 г/см 3, вошедшей в модель при вакуумировании. Затем модели термостатировали при пластовой температуре 70 С. Далее прямой прокачкой через модели пропускали пластовую воду 1,15 г/см 3 с целью определения коэффициента проницаемости. После этого в модели закачивали оторочку изолирующего состава в объеме 0,75 порового объема модели. После закачки состава модели выдерживали на гелеобразование при пластовой температуре 70 С в течение 24 ч, после чего через них в обратном направлении прокачивали пластовую воду для оценки степени снижения проницаемости. Модель 1. Начальная проницаемость модели при прокачке пластовой воды составила 1,94 мкм 2 при объеме пор 75 см 3 и пористости 49 . После стабилизации процесса фильтрации (при давлении 0,001 МПа, градиенте давления 0,004 МПа/м) в модель закачали оторочку состава. Конечное давление закачки составило 0,270 МПа. После выдержки на гелеобразование продолжили закачку пластовой воды в обратном направлении. Конечное давление фильтрации составило 0,135 МПа при градиенте давления 0,450 МПа/м. Таким образом,градиент давления увеличился по сравнению с исходным значением в 112,5 раза. Коэффициент проницаемости модели пласта уменьшился до 0,016 мкм 2. Проницаемость модели пласта по сравнению с начальным значением снизилась в 121 раз. Модель 2. Проницаемость модели пласта при прокачке через нее пластовой воды составила 0,528 мкм 2 при объеме пор 70 см 3 и пористости 46 . После стабилизации процесса фильтрации (при давлении 0,004 МПа, градиенте давления 0,013 МПа/м) в модель закачали оторочку состава. Конечное давление закачки составило 0,585 МПа. После выдержки на гелеобразование продолжили закачку пластовой воды в обратном направлении. При стабилизации давления на уровне 0,164 МПа и градиенте давления 0,547 МПа/м поэтапно увеличили скорость прокачки в 9 раз. Конечное давление фильтрации составило 0,35 МПа при градиенте давления 1,167 МПа/м. После закачки композиции максимальный градиент давления превышал первоначальный по воде в 112,8 раза. Коэффициент проницаемости модели пласта снизился до 0,046 мкм 2. Максимальное снижение проницаемости модели пласта составило 98,54 , максимальный градиент давления - 1,5 МПа/м. Модельные исследования показали, что разработанная композиция при пластовой температуре в модели образует прочный тампонажный материал, обладающий высокой водоизолирующей способностью. Объем композиции, закачиваемой в скважину, выбирают в зависимости от радиуса создаваемого в пласте водоизолирующего барьера. Композиция характеризуется повышенной работоспособностью в диапазоне температур 50-90 С. Национальный центр интеллектуальной собственности. 220034, г. Минск, ул. Козлова, 20. 6