close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Патент BY13374

код для вставкиСкачать
ОПИСАНИЕ
ИЗОБРЕТЕНИЯ
К ПАТЕНТУ
РЕСПУБЛИКА БЕЛАРУСЬ
(46) 2010.06.30
(12)
(51) МПК (2009)
НАЦИОНАЛЬНЫЙ ЦЕНТР
ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ
СОБСТВЕННОСТИ
(54)
C 09K 8/50
E 21B 33/138
ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ
ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНУ
(21) Номер заявки: a 20080390
(22) 2008.03.31
(43) 2009.12.30
(71) Заявитель: Государственное научное учреждение "Институт механики металлополимерных систем имени В.А.Белого Национальной академии наук Беларуси" (BY)
(72) Авторы: Кудина Елена Федоровна;
Печерский Геннадий Геннадьевич;
Ермолович Ольга Анатольевна;
Гартман Елена Валерьяновна; Полещук Наталья Сергеевна (BY)
BY 13374 C1 2010.06.30
BY (11) 13374
(13) C1
(19)
(73) Патентообладатель: Государственное
научное учреждение "Институт механики металлополимерных систем имени В.А.Белого Национальной академии наук Беларуси" (BY)
(56) RU 2078919 C1, 1997.
UA 28934 A, 2000.
EA 002316 B1, 2002.
EA 002282 B1, 2002.
RU 2065442 C1, 1996.
RU 2178061 C2, 2002.
US 4988238, 1991.
US 4081029, 1978.
US 4643254, 1987.
(57)
Гелеобразующий состав для ограничения водопритока в скважину, содержащий силикат натрия и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит уксусную кислоту и
многоатомный спирт С3Н5(ОН)3 при следующем соотношении компонентов, мас. %:
силикат натрия
3,8-4,7
уксусная кислота
1,0-1,4
многоатомный спирт С3Н5(ОН)3
0,1-18,9
вода
остальное.
BY 13374 C1 2010.06.30
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения добычи нефти путем ограничения водопритока к эксплутационным
скважинам и снижения проницаемости обводненных продуктивных пластов при разработке месторождений заводнением.
В настоящее время развитие нефтедобывающего комплекса Беларуси характеризуется
рядом проблем, связанных с трудностью извлечения остаточных запасов и увеличением
обводненности нефти. Нефть в основном находится в трещиноватых коллекторах и извлекается с применением системы поддержания пластового давления при искусственном водонапорном режиме, в результате чего повышается обводненность сырой нефти.
Для ограничения водопритока из высоко проницаемых пропластков в 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:
прочность, стабильность во времени, способность разрушаться после выполнения задачи,
технологичность приготовления и закачки состава в пласт, низкая стоимость и экологичность используемых реагентов.
В мировой практике водоизоляционных работ широко применяются составы на полимерной основе, образующие водоизоляционный материал во всем объеме с регулируемым
сроком гелеобразования. К ним относятся различные смеси на основе гипана [1-3], вязкоупругие составы на основе полиакриламида и хромокалиевых квасцов или бихромата калия, полимердисперсные системы, гелеобразующие составы на основе солей
трехвалентных металлов [4-6] и другие. Хотя результаты их использования положительны, но составы имеют ряд недостатков - высокую стоимость и токсичность некоторых
компонентов (например, хром-ксантановые и хром-полиакриламидные гели), недостаточную селективность и невысокую эффективность изоляции из-за кратковременности их
действия и, в случае необходимости, отсутствие способов восстановления первоначальной
проницаемости пластов.
Одним из наиболее экологичных и прогрессивных методов увеличения охвата пластов
является применение гелеобразующих составов на основе силиката натрия. В США на основе силиката натрия разработана и применяется система "Zonelock" фирмы Dowell, представляющая собой подкисленный силикатный гель [7]. Система успешно используется в
песчаных, известковых и доломитовых пластах при температуре до 80 °С. Основным недостатком состава является повышенная кислотность, вызывающая коррозию скважинного оборудования. Устранение данного недостатка возможно путем введения в
композицию ингибиторов коррозии.
Существует технология, заключающаяся в последовательной закачке двух оторочек
растворов (силиката натрия и кислого агента), которые при смешении в пласте образуют
гель [8]. Но эта технология имеет существенный недостаток: в пористой среде компоненты раствора плохо перемешиваются, в результате гель не образуется или образуется не во
всем объеме.
Известен состав для ограничения водопритока, содержащий серную кислоту и воду
[9]. В пластовых условиях серная кислота реагирует с ионами кальция, которые присутствуют в минерализованной воде или с карбонатом кальция породы. В результате реакции в
поровом объеме водопромытых зон формируется микрокристаллический осадок гипса,
повышающий фильтрационное сопротивление при нагнетании воды и, как следствие, способствующий ограничению водопритока. Основным недостатком состава является низкая
эффективность при высокой неоднородности нефтяного пласта. Недостатком состава является жесткое кислотное воздействие на прискважинную зону пласта (ПЗП) нагнетательной скважины, что в сочетании со слабым осадкообразованием способствует увеличению
неоднородности пласта и снижению эффективности воздействия на него. Кроме того, при
2
BY 13374 C1 2010.06.30
растворении нефтенасыщенного карбонатного коллектора растворами чистой серной кислоты значительно повышается вязкость нефти и происходит образование водонефтяных
эмульсий, что резко снижает эффективность работ.
Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип [10], является состав,
содержащий водорастворимый неорганический сульфат (кислота серная H2SO4, аммония
сульфат (NH4)2SO4, натрия сульфат Na2SO4), водорастворимое соединение кремния (силикат натрия Na2SiO3, гексафторсиликат натрия Na2SiF6, хлорид кремния SiCl4) и воду.
Основными недостатками состава являются:
возможность изоляции высокопроницаемого пропластка, а не ограничение водопритока, т.е. вместо выравнивания профиля достигается отключение нефтесодержащего пропластка из фильтрационного процесса;
при концентрации H2SO4, (NH4)SO4 или Na2SO4, меньшей, чем требуется при определенных условиях, процесс осадкообразования замедляется и соответственно снижается
эффективность воздействия на пласт;
с другой стороны, более высокие значения концентрации Na2SO4 могут привести к интенсивному осадкообразованию гипса в ПЗП, что крайне нежелательно, а при использовании H2SO4 к интенсивному разрушению ПЗП.
Задачи, на решение которых направлено изобретение:
повышение эффективности действия состава путем замены неорганического сульфата
на слабую уксусную кислоту, которая не вступает во взаимодействие с породой пласта и
не приводит к образованию осадка гипса, что в свою очередь не оказывает негативных последствий (интенсивного разрушения ПЗП, закупорки пор пласта);
снижение кислотного воздействия на скважинное оборудование;
увеличение диапазона температур, при которых возможно применение состава.
Поставленные задачи решаются тем, что в известном тампонажном растворе, включающем силикат натрия, серную кислоту и воду, заменили серную кислоту на более слабую уксусную и ввели многоатомный спирт С3Н5(ОН)3 для расширения диапазона
рабочих температур.
Новый состав имеет следующее соотношение компонентов, мас. %:
силикат натрия
3,8-4,7
уксусная кислота
1,0-1,4
многоатомный спирт С3Н5(ОН)3
0,1-18,9
вода
остальное.
Сущность изобретения состоит в:
менее жестком воздействии уксусной кислоты на скважинное оборудование;
регулировании скорости гелеобразования путем изменения концентрации уксусной
кислоты;
снижении коррозионной активности раствора;
регулировании стабильности тампонажного раствора;
улучшении технологичности приготовления;
снижении стоимости раствора.
При взаимодействии силиката натрия с кислым агентом (уксусная кислота) образуется
кремниевая кислота в виде золя, переходящего со временем в гелеобразное состояние. Если золь представляет собой водный высокодисперсный легко текучий раствор, то гелеобразное состояние системы характеризуется образованием прочной пространственной
сетки из частиц дисперсной фазы, в которой находится дисперсионная среда, и полным
отсутствием текучести, что снижает подвижность воды в зоне распространения состава.
Таким образом, объем пласта, охваченный воздействием, препятствует дальнейшему прорыву воды по водопромытым интервалам, способствует перераспределению фильтрационных потоков и в целом обеспечивает эффективное ограничение водопритока к
добывающим скважинам.
3
BY 13374 C1 2010.06.30
Композиции готовили следующим образом: растворы исходных компонентов (жидкого натриевого стекла марки А (ГОСТ 13078) концентрации 50 % (силикатный модуль 2,9),
уксусной кислоты (ГОСТ 19814) и многоатомного спирта (глицерин С3Н5(ОН)3) заданных
концентраций смешивали в определенной последовательности. В раствор силиката натрия
(жидкое натриевое стекло) вводят уксусную кислоту и тщательно размешивают. Затем
при непрерывном перемешивании небольшими порциями вводят многоатомный спирт и
продолжают перемешивание в течение 5-10 минут. 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 от -10 до 90 °С.
Готовые совмещенные композиции подвергались термической обработке при 65±5 °С,
при которой проводилось измерение ТГО - время, по истечении которого раствор теряет
текучесть. Прочность полученных гелей измерялась через 24 часа после их образования.
Оценку прочностных свойств проводили по методу пенетрации: проникновения металлического стержня с известной площадью поперечного сечения в исследуемый продукт под измеряемой нагрузкой (кН/м2). Схема установки для определения прочности геля
приведена на рис. 1.
Полученные результаты были обработаны методами математической статистики. Составы исследуемых композиций и их свойства приведены в табл. 1 и 2.
Таблица 1
Составы разработанных тампонажных растворов
КомпоненЗаявляемый состав
ты, мас. %
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Силикат на- 4,67 4,63 4,59 3,75
3,8
3,9
4
4,2
4,3
4,2 4,15
трия
Уксусная
1,31 1,48 1,65
0,8
1,0
1,1
1,1
1,2
1,3
1,4 1,5
кислота
Многоатом19
18,9 15,7 14,4 10,0
8,5
8,4 8,3
ный спирт
(глицерин)
Таблица 2
Свойства разработанных составов
Показа- ПротоЗаявляемый состав
тель
тип
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11
ТГО при 10-120 200
12
8
200 170 155 110
80
80
20 10
60 °С,
мин.
Проч3,6-9,8 6,2 21,7 32,8 3,6
4,5
7,1
8,0
9,8 11,6 15 36,8
ность геля, кН/м2
t замер-2
-2
-2
-2
-10 -10 -10 -10 -10
-10 -10 -10
зания, °С
Испытания на морозоустойчивость исследуемых систем показали, что совмещенные
растворы силикат натрия - уксусная кислота замерзают при t = -2 °С, тогда как введение в
двухкомпонентный состав многоатомного спирта позволяет расширить диапазон температур замерзания до -10 °С. Что позволяет использовать новые системы при низких температурах окружающей среды.
4
BY 13374 C1 2010.06.30
Предельное значение содержания уксусной кислоты в композиции составляет 1,4 %
(состав № 10). При увеличении содержания уксусной кислоты в композиции происходит
сокращение времени гелирования совмещенной системы и увеличение прочности образующихся гелей. При уменьшении концентрации уксусной кислоты увеличивается ТГО,
но происходит понижение прочности образующихся гелей. Оптимальное содержание уксусной кислоты находиться в пределах от 1,0 до 1,2 %. Варьирование концентрацией
структурообразующего агента регулирует изменения физико-механических свойств образующихся гелей, тем самым позволяет использовать новый состав для решения широкого
спектра задач.
Таким образом, использование предлагаемого состава позволяет добиться эффективного ограничения водопритока путем частичной закупорки водопромытых интервалов
пласта и подключения к процессу фильтрации застойных и слабодренируемых зон пласта.
Применение разработанного состава увеличивает охват пласта заводнением, включаются
неработающие ранее интервалы продуктивных пластов, тем самым происходит вовлечение в эксплуатацию запасов нефти слабодренируемых и застойных зон пластов.
Источники информации:
1. А.с. СССР 1153042, МПК Е 21В 33/138, 1985.
2. А.с. СССР 1321806, МПК Е 21В 33/138, 1987.
3. А.с. СССР 1421849, МПК Е 21В 33/138, 1988.
4. Патент РФ 2180037, МПК Е 21В 33/138, 2002.
5. Патент США 6189615, МПК Е 21В 33/138, 2001.
6. Патент РФ 2189441, МПК Е 21В 43/22, 2001.
7. Патент США 4417623, МПК Е 21В 33/138, 1999.
8. Патент РФ 2125156, МПК Е 21В 33/138, 1999.
9. А.с. СССР 1747680, МПК Е 21В 43/22, 1982.
10. Патент РФ 2078919, МПК Е 21В 43/32, 2003 (прототип).
Национальный центр интеллектуальной собственности.
220034, г. Минск, ул. Козлова, 20.
5
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
0
Размер файла
318 Кб
Теги
by13374, патент
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа