close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Патент BY9583

код для вставкиСкачать
ОПИСАНИЕ
ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ПАТЕНТУ
РЕСПУБЛИКА БЕЛАРУСЬ
(46) 2007.08.30
(12)
(51) МПК (2006)
НАЦИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР
ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ
СОБСТВЕННОСТИ
(54)
E 21B 33/138
ПОЛИМЕРНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД
В СКВАЖИНУ
(21) Номер заявки: a 20040329
(22) 2004.04.12
(43) 2005.12.30
(71) Заявитель: Республиканское унитарное предприятие "Производственное
объединение "Белоруснефть" (BY)
(72) Авторы: Безруков Сергей Владимирович; Дегтяренко Надежда Николаевна; Пинчук Леонид Семенович;
Демяненко Николай Александрович;
Макаревич Анна Владимировна;
Лымарь Игорь Владимирович (BY)
BY 9583 C1 2007.08.30
BY (11) 9583
(13) C1
(19)
(73) Патентообладатель: Республиканское
унитарное предприятие "Производственное объединение "Белоруснефть"
(BY)
(56) RU 2180037 C1, 2002.
RU 2075591 C1, 1997.
RU 2064571 C1, 1996.
RU 2158348 C2, 2000.
SU 644939, 1979.
US 4120361, 1978.
(57)
Полимерный состав для ограничения притока вод в скважину, содержащий гелеобразующую основу и регулятор гелеобразования, отличающийся тем, что в качестве гелеобразующей основы содержит 7 %-ный водный раствор продуктов гидролиза волокон из сополимера акрилонитрила и метилакрилата, в качестве регулятора гелеобразования фруктозу и дополнительно содержит сульфонол при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:
7 %-ный водный раствор продуктов гидролиза волокон из сополимера
100
акрилонитрила и метилакрилата
фруктоза
0,35
сульфонол
0,35-0,70.
Изобретение направлено на интенсификацию добычи нефти и газа и повышение нефтеотдачи путем снижения проницаемости обводненных продуктивных пластов и ограничения притока воды к эксплуатационным скважинам.
Одной из актуальных проблем добычи нефти на последних стадиях разработки нефтегазовых месторождений является повышение нефтеотдачи пластов и активизация выработки остаточных запасов, увеличение рентабельности работы добывающих скважин. Основная причина низкой рентабельности добычи нефти и газа на завершающих стадиях
разработки месторождений состоит в высокой обводненности добываемой продукции.
Как правило, высокая обводненность обусловлена неоднородностью нефтяных коллекторов по фильтрационным свойствам, что приводит к прорывам воды из нагнетательных к
добывающим скважинам по отдельным, наиболее проницаемым интервалам пластов. Несмотря на это в разрезе нефтегазовых залежей в интервалах с пониженной проницаемо-
BY 9583 C1 2007.08.30
стью еще сосредоточены значительные остаточные запасы нефти. Для активизации их выработки необходимо ограничить движение воды по высокопроницаемым каналам и выполнить интенсификацию притока из низкопроницаемых зон. Для ограничения водопритока из высокопроницаемых пропластков околоствольную зону добывающих скважин обрабатывают специальными тампонирующими составами, которые образуют в водонасыщенных каналах фильтрации водоизолирующие экраны, препятствующие притоку воды.
Основными требованиями, предъявляемыми к тампонажным составам, являются: их
способность селективно отвердевать и образовывать водоизолирующие экраны в водонасыщенных каналах фильтрации и в то же время быть инертными по отношению к нефти.
При попадании в нефтенасыщенные интервалы пласта такие составы (образующие тампонажную массу в водонасыщенных интервалах) должны смешиваться с нефтью, растворяться в ней, не увеличивая вязкость и не образовывая кольматирующего материала, не
препятствовать фильтрации нефти к забою скважин.
Известны водоизолирующие составы на основе полиакриламида (ПАА). Основой термостойкой гелеобразной тампонирующей массы по патенту [1] является водный раствор
сополимера двух акриламидов разной химической структуры. Его закачивают в скважину
первым, а спустя некоторое время нагнетают сшивающий агент (галловая кислота, дигидроксинафталин, терефтальальдегид и др.). Согласно патенту [2], гелеобразующий состав
состоит из водного раствора ПАА, стабилизирующего агента (окислительная присадка,
кислотный буферный раствор, другие кислотообразователи) и структурообразующего
агента (комплексное соединение катионов хрома и анионов карбоновой кислоты).
Недостатками этих тампонирующих композиций, созданных в США, являются высокая стоимость полимерной основы и технологическая сложность применения. Аналогичные недостатки характерны для разработанного в Казахстане состава [3] на основе гидролизованного ПАА, модифицированного нитритом натрия и хлористым аммонием
(регуляторами гелеобразования), дополнительно содержащего соляную кислоту и бихромат натрия или калия (сшивающий агент).
В странах СНГ наиболее широкое распространение получили гелеобразующие составы на основе гипана, получаемого статической полимеризацией нитрила акриловой кислоты в среде растворителя, водного конденсата, с последующим гидролизом образующегося полиакрилонитрила (ПАН) едким натром. Гипан, выпускаемый по ТУ 6-01-166-89,
представляет собой вязкую жидкость плотностью при 20 °С 1,06-1,07 г/см3, хорошо растворимую в пресной воде. Он инертен к нефти, а в контакте с пластовой водой, содержащей соли поливалентных металлов, коагулирует, образуя эластичную отвердевающую
массу. Проанализируем три типичных состава на основе гипана и способы их применения.
Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину [4] содержит гипан, инициатор гелеобразования (сульфат меди или алюминия), регулятор рН-среды (бензохлорид),
добавку (водный раствор аммиака или едкого калия) и дополнительно ПАВ (ОП-10).
Технология приготовления состава предусматривает подготовку растворов: 1) добавка + инициатор гелеобразования + водный раствор гипана; 2) регулятор рН + ПАВ. Растворы хранят отдельно и перемешивают за 5-10 ч до закачки в пласт. Любое нарушение
технологии резко снижает эффективность применения состава.
Способ гидроизоляции пласта в скважине [5] состоит в приготовлении смеси гипана и
регулятора гелеобразования (поли-N,N-диметил-5,3-метиленпиперидиний хлорида). В
смесь перед закачкой в пласт вводят хлористый натрий. После этого в пласт последовательно закачивают водный раствор хлористого натрия и большое количество воды (2-5
объемов исходной смеси).
Недостатки способа: необходимость приготовления двух растворов, строгие технологические требования к их подготовке, двухступенчатая обработка пласта.
Способ изоляции притока воды в эксплуатационные скважины [6] предусматривает
подъем из скважины оборудования и промывку ствола скважины от осадков. Затем при2
BY 9583 C1 2007.08.30
ступают к трехступенчатой закачке реагентов: 1) водный раствор гипана с добавкой аминоэтоксиаэросила, 2) пресная вода, 3) водный раствор хлорида алюминия. Гелеобразование происходит в течение двух суток. Компоненты этой тампонажной композиции дороги,
а технология ее применения достаточно сложна.
Высокая цена сертифицированного гипана стимулировала его замену продуктом гидролиза в щелочи отходов волокон и тканей ПАН [7]. Менее жесткие требования к полимерной основе тампонажного состава обусловили усложнение технологии его применения. Предварительно каналы в породе призабойной зоны насыщают алюмосодержащей
жидкостью (отход производства изопропилбензола), затем последовательно прокачивают
буферный слой пресной воды, раствор гидролизованных отходов ПАН волокон, опять воду и кислоту.
Реализация этого способа затруднена, во-первых, тем, что волокна из ПАН в чистом
виде в последнее время практически не производят и редко применяют в легкой промышленности, а во-вторых, необходимостью сортировки отходов синтетических волокон с целью отбора именно отходов ПАН.
Прототипом изобретения является полимерный тампонажный состав [8]. В его состав
входят: водный раствор гипана (100 мас. ч.), сшитый полиакриламид АК-639 (2-3) как ускоритель начала гелеобразования, вода (100 мас. ч.).
Недостатки прототипа:
использование в качестве полимерной основы гипана, который не производится в Беларуси, а импортируется из России;
высокая цена гипана и добавки, также закупаемой за рубежом;
отсутствие в тампонажной композиции компонентов, позволяющих регулировать ее
адсорбцию на породах в призабойной зоне.
Задачи, на решение которых направлено изобретение:
1) замена гипана равноценным продуктом, получаемым из местного сырья;
2) замена синтетического регулятора гелеобразования АК-639 не менее эффективным
продуктом на основе растительного сырья;
3) возможность регулирования адсорбционного взаимодействия тампонажного состава и продуктивных пород.
Поставленные задачи решаются тем, что в известном тампонажном составе, состоящем из раствора гипана, регулятора гелеобразования - сшитого ПАА и воды, использованы новые компоненты. В качестве полимерной основы применены продукты гидролиза
волокон из сополимера акрилонитрила и метилакрилата. Регулятором гелеобразования
служит фруктоза. В качестве компонента, улучшающего смачивание составом пластовых
пород на основе карбонатов, применено анионное ПАВ - сульфонол. Оптимальное соотношение компонентов, мас. ч.:
7 %-ный водный раствор продуктов гидролиза волокон из сополимера
акрилонитрила и метилакрилата
100
фруктоза
0,35
сульфонол
0,35-0,70.
Сущность изобретения состоит в следующем. Вместо импортного гипана использован
продукт гидролиза обрезков синтетических волокон, являющихся отходом производства
ОАО "Белфа" (г. Жлобин). В качестве добавки, замедляющей гелеобразование этой полимерной основы в контакте с минерализованной пластовой водой, применена фруктоза, получаемая на основе растительного сырья. Адсорбционное взаимодействие предложенного
состава и пород пласта усиливается за счет введения сульфонола, который в смеси с фруктозой проявляет синергический эффект, улучшая смачивание составом карбонатных пород.
Приведем примеры применения состава.
3
BY 9583 C1 2007.08.30
Полимерную основу состава получают путем переработки обрезков волокон, которые
являются отходом производства ОАО "Белфа". Эти отходы образуются при изготовлении
искусственного меха на основе синтетических волокон "Нитрон Д" производства ОАО
"Полимир" (г. Новополоцк). Волокна состоят из сополимера акрилонитрила и метилакрилата (соотношение звеньев в макромолекулах 91:8). Волокна гидролизуют водным раствором NaOH, получая однородный вязкий продукт темно-коричневого цвета, с рН = 12,
хорошо растворимый в воде. В примерах использовали 7 %-ный водный раствор полученного полимера, выбранный по критерию оптимальной вязкости (η = 80 мПа при скоростях сдвига ν > 450 с-1).
В качестве регулятора гелеобразования использована фруктоза (ТУ 6-09-1979-72) кристаллическое вещество белого цвета.
Сульфонол (ТУ 2481-004-48482528-99) - торговое название анионактивного ПАВ, получаемого из водомаслорастворимого сульфоната на основе легких нефтяных фракций
(молекулярная масса 170-300). Представляет собой смесь натриевых солей алкилбензосульфокислот с алкильным остатком, содержащим в радикале 8-12 атомов углерода. По
внешнему виду - гранулы желтого или светло-коричневого цвета.
Составы исследованных тампонажных композиций приведены в табл. 1.
Состав 12 (прототип) имел следующее содержание компонентов, мас. ч.: гипан - 100;
полиакриламид (АК-639) - 2,5; вода - 100.
Изучали следующие показатели тампонажных композиций.
Время гелеобразования определяли после интенсивного смешивания (в объемном соотношении 1:1) исследуемых проб и минерализованной пластовой воды плотностью
ρ = 1,15 г/см3. Спустя 48 ч оценивали стабильность гелей и их адгезию к стенкам стеклянных стаканов.
Таблица 1
№
составов
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Содержание компонентов, мас. ч.
полимерная основа
фруктоза
100
0
100
0
100
0,30
100
0,35
100
0,40
100
0,45
100
0,35
100
0,35
100
0,35
100
0,35
100
0,35
сульфонол
0
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0
0,2
0,35
0,75
1,0
Адсорбционное взаимодействие составов с твердыми подложками оценивали, регистрируя равновесный краевой угол смачивания (θо) исследуемыми жидкостями шлифов
стекла и слоистых известняков, являющихся породами-коллекторами нефтяных месторождений Республики Беларусь.
В табл. 2 приведены характеристики исследуемых гелеобразующих составов.
Анализ данных табл. 2 приводит к следующим заключениям.
1. Фруктоза замедляет скорость гелеобразования полимерной основы предложенного
состава и повышает адгезию геля к породе. В отсутствие (составы 1 и 2) или при недостатке (3) фруктозы время гелеобразования слишком мало, что ухудшает качество водоизоляции. Гель имеет недостаточную прочность и низкую адгезию к стеклу. При содержании фруктозы 0,35 мас. ч. гель становится резиноподобным и приобретает хорошую
4
BY 9583 C1 2007.08.30
адгезию к находящимся в контакте с ним твердым телам. Повышение концентрации фруктозы более 0,35 мас. ч. (составы 4-6) практически не влияет на время гелеобразования и
качество геля.
Таблица 2
№
соста- Время гелеобравов
зования, мин
1
0,3
2
0,3
3
20
4
5
6
7
8
9
10
11
12
40
40
40
40
40
40
40
40
30
Характеристики
Адгезия
θо, град., при смачивании
Консистенция геля
к стеклу
стекла
известняка
киселеобразный
низкая
32-33
33-34
киселеобразный
низкая
30-31
31-32
пластичный
недостаточно
26-27
27-28
высокая
резиноподобный
высокая
26-27
27-28
резиноподобный
высокая
26-27
27-28
резиноподобный
высокая
26-27
26-28
резиноподобный
высокая
32-33
33-34
резиноподобный
высокая
26-27
28-29
резиноподобный
высокая
26-27
27-28
резиноподобный
высокая
26-27
27-28
резиноподобный
высокая
26-27
27-28
резиноподобный
высокая
29-30
31-32
2. Сульфонол является компонентом, улучшающим смачивание тампонажным составом твердых тел, которые моделируют нефтяные пласты. В отсутствие в составах (1 и 7)
сульфонола угол θо наибольший, с повышением концентрации сульфонола (8-11) величина θо экспоненциально снижается. Увеличение содержания сульфонола свыше 0,75 мас. ч.
(10, 11) не приводит к улучшению смачивания. При отсутствии фруктозы (состав 2) сульфонол как компонент, улучшающий смачивание, действует менее эффективно, чем в смеси с фруктозой (состав 3). Это свидетельствует о том, что смесь фруктозы и сульфонола
оказывает синергический эффект на параметры смачивания тампонажным составом пород
пласта.
3. Предложенный тампонажный состав при оптимальных концентрациях компонентов
(составы 4, 9, 10) превосходит состав 12 (прототип) по всем исследуемым параметрам.
Для оценки изолирующих свойств разработанного состава на моделях пласта проведены модельные исследования.
Модель пласта представляла собой металлическую трубку, оборудованную входным и
выходным штуцерами, запорными вентилями и терморубашкой. Модель заполнялась молотым мрамором (фракция 0,25-0,5 мм - 70 % и фракция 0,5-1,0 мм - 30 %).
Поровый объем модели пласта определялся по объему пластовой воды (ρ = 1,15 г/см3),
вошедшей в модель при вакуумировании. После этого через модель прокачивали пластовую воду до стабилизации давления прокачки и определяли коэффициент проницаемости.
Затем в модель закачивали оторочку изолирующего состава, равную по объему половине объема порового пространства (0,5 Vпор). Состав выдерживали в модели в течение
1 сут., после чего через модель прокачивали пластовую воду (ρ = 1,15 г/см3) для оценки
степени снижения ее водопроницаемости.
Модель 1.
Начальная проницаемость модели пласта по пластовой воде составила 1,267 мкм2. Конечное давление закачки раствора изолирующего состава составило 0,14 МПа. После его
выдержки в модели пласта в течение 1 сут. осуществили прокачку пластовой воды в обратном направлении. Максимальное давление фильтрации при линейной скорости 1 м/сут.
имело значение 0,172 МПа, а градиент давления 0,257 МПа/м. При увеличении линейной
5
BY 9583 C1 2007.08.30
скорости фильтрации до 2 м/сут. конечное давление возросло до 0,240 МПа, а градиент до 0,465 МПа/м. Снижение проницаемости модели пласта по воде составило 95,7 %.
Модель 2.
Начальная проницаемость модели пласта по пластовой воде составила 1,020 мкм2. Закачка в модель оторочки тампонажного состава в объеме 0,5 Vпор сопровождалась постоянным ростом давления. Конечное давление достигло 0,018 МПа. Раствор в модели пласта
был выдержан в течение 1 сут. После этого через модель была прокачана пластовая вода.
Закачка воды шла в обратном направлении и сопровождалась постоянным ростом давления. Давление поднялось до 0,034 МПа. Коэффициент проницаемости снизился до
0,146 мкм2. Градиент давления составил 0,113 МПа/м. Снижение проницаемости составило 85,7 %.
Результаты модельных исследований показали, что разработанный полимерный состав снижает проницаемость обводненных карбонатных пластов. Снижение проницаемости моделей пласта достигало значительной величины - от 85,7 до 95,7 %. Следовательно,
состав можно применять в качестве водоизолирующего средства для ограничения водопритока в нефтяные скважины.
В промысловых условиях перед закачкой в скважину состав готовят в специальной
емкости с круговой циркуляцией жидкости или непосредственно в емкости цементировочного агрегата. Объем состава, закачиваемого в скважину, выбирают в зависимости от
радиуса создаваемого в пласте водоизолирующего барьера. Состав характеризуется повышенной работоспособностью в диапазоне температур 20-90 °С и наиболее эффективен
в высокопроницаемых трещиноватых карбонатных пластах с высокоминерализованными
пластовыми водами.
Источники информации:
1. Патент США 5762141, МПК Е 21В 33/138, 1999.
2. Патент США 6189615, МПК Е 21В 33/138, 2001.
3. А.с. СССР 1677260, МПК Е 21В 33/138, 1991.
4. А.с. СССР 1153042, МПК Е 21В 33/138, 1985.
5. А.с. СССР 1321806, МПК Е 21В 33/138, 1987.
6. А.с. СССР 1421849, МПК Е 21В 33/138, 1988.
7. Патент РФ 2171371, МПК Е 21В 43/27, 43/22, 2001.
8. Патент РФ 2180037, МПК Е 21В 33/138, 2002 (прототип).
Национальный центр интеллектуальной собственности.
220034, г. Минск, ул. Козлова, 20.
6
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
0
Размер файла
108 Кб
Теги
by9583, патент
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа