ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНУ (ВАРИАНТЫ)
GEL-FORMING COMPOSITION FOR ISOLATION OF WATER INFLUX INTO WELL (VERSIONS)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих скважинах, регулирования охвата обрабатываемого пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин, и может быть использовано в низкотемпературных скважинах.
Известен состав для изоляции водопритока (патент RU №2215870, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.11.2003 в бюл. №31), который содержит анионный полимер, соль поливалентного катиона и воду при следующем соотношении компонентов, мас. ч.: анионный полимер - 0,001-0,08; соль поливалентного катиона - 0,0005-0,002; указанная вода - остальное. В качестве воды используют воду с содержанием солей до 280 мг/л.
Недостатком состава является низкая эффективность изоляции водопритока, так как из-за низкой концентрации компонентов невозможно получить прочный гель.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является состав для изоляции водопритока (патент RU №2272891, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.03.2006 в бюл. №9), содержащий полимер акриламида, ацетат хрома и воду при следующем соотношении компонентов, мас. ч.: полимер акриламида - 1-7; ацетат хрома - 0,1-0,5; вода - остальное. В качестве указанного полимера акриламида в составе используют неионогенный полимер акриламида АК-631 марки Н-50 с молекулярной массой не более 1 млн. а.е.м. и степенью гидролиза не более 0,5%.
Недостатком известного состава является его низкая эффективность для низкотемпературных скважин. Использование в составе неионогенного полимера с молекулярной массой не более 1 млн. а.е.м. и со степенью гидролиза не более 0,5% приводит к снижению прочности состава при низких температурах пласта и увеличению времени его гелеобразования до пяти суток.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности гелеобразующего состава за счет повышения прочности геля, регулирования времени гелеобразования, всесезонности его использования из-за возможности приготовления на пластовой минерализованной воде, а также расширение технологических возможностей состава за счет применения в низкотемпературных скважинах.
Технические задачи решаются гелеобразующим составом для изоляции водопритока в скважину, содержащим полимер акриламида, ацетат хрома и воду.
3
Новым является то, что в качестве полимера акриламида состав содержит полиакриламид с молекулярной массой 1-2,5 млн. а.е.м. и анионностью 3-10%, в качестве воды - пресную или минерализованную воду с хлоркальциевой минерализацией плотностью от 1000 до 1190 кг/м, дополнительно состав содержит сульфат аммония при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:
полиакриламид
1,1-4
ацетат хрома
0,13-0,65
сульфат аммония
0,3-3,0
вода
100.
Для приготовления гелеобразующего состава используют следующие компоненты:
- полиакриламид (ПАА) - водорастворимый полимер, представляющий собой белый порошок с молекулярной массой 1-2,5 млн. а.е.м., со степенью анионности от 3 до 10%, с содержанием основного вещества не менее 90%;
3
- ацетат хрома, представляющий собой водный раствор плотностью 1280-1300 кг/м, с массовой долей ацетата хрома в пределах 49-52%, показатель активности ионов водорода рН=3-4, массовая доля нерастворимых в воде веществ не более 0,1%;
- сульфат аммония (выпускается по ГОСТ 9097-82);
3
- воду пресную или минерализованную с хлоркальциевой минерализацией плотностью 1000-1190 кг/м. Применение в качестве воды любой из указанных приводит к одному техническому результату.
Сущность изобретения состоит в создании гелеобразующего состава для изоляции водопритока. Состав готовят в пресной или минерализованной воде, которая не замерзает при температуре до минус 20°C, за счет чего возможно всесезонное использование гелеобразующего состава. Состав является простым в приготовлении, удобным для закачивания в скважину, имеет время гелеобразования, достаточное для закачки в скважину за счет его малой вязкости и регулируемого времени гелеобразования. После перемешивания компонентов гель образуется в течение 18-36 ч путем постепенного набора вязкости, после чего происходит упрочнение геля до состояния неподвижности в течение 48-72 ч от смешения компонентов. В гелеобразующем составе на основе ПАА с молекулярной массой 1-2,5 млн. а.е.м. и анионностью 3-10%, в качестве инициатора гелеобразования используют ацетат хрома. Изменением количества ацетата хрома в гелеобразующем составе регулируют время гелеобразования, которое можно расширить вплоть до нескольких суток, что необходимо для удаленного доступа гелеобразующего состава в пласт. Увеличение
молекулярной массы ПАА и величины его заряда (степени анионности) приводит к повышению динамической вязкости гелеобразующего состава. Прочность гелеобразующего состава возрастает с увеличением концентрации ПАА. При проведении водоизоляционных работ в скважинах чаще всего используют гелеобразующие составы на основе ПАА с молекулярной массой 5,0-15,0 млн. а.е.м., при концентрации ПАА молекулярной массой более 1 мас. ч. вязкость гелеобразующих составов возрастает настолько, что их невозможно прокачивать с использованием типовой специальной техники, увеличивается также нагрузка на насосное оборудование при закачке такого вязкого гелеобразующего состава. Гелеобразующий состав на основе ПАА с молекулярной массой 1-2,5 млн. а.е.м. с концентрацией до 1,1-4 мас. ч. обладает вязкостью, приемлемой для закачивания по насосно-компрессорным трубам (НКТ) не более 45 с (условную вязкость замеряли на В3-246 с диаметром сопла 6 мм). Для упрочнения гелеобразующего состава в него вводят сульфат аммония.
В лабораторных условиях гелеобразующий состав готовят следующим образом. При температуре 22±2°C в стеклянный стакан при перемешивании механической мешалкой наливают 100 мл воды (100 мас. ч.), 0,9 г (0,9 мас. ч.) сульфата аммония и 2 г (2 мас. ч.) ПАА, далее раствор перемешивают до растворения компонентов. В полученный раствор при перемешивании в течение 1 мин добавляют 0,25 мл (0,32 мас. ч.) ацетата хрома и оставляют гелеобразующий состав на гелеобразование. Ацетат хрома является гелеобразователем состава, сульфат аммония - упрочняющей добавкой.
Для сравнения эффективности предложения провели испытание гелеобразующего состава по предложению и наиболее близкого аналога на прочность при температуре 22±2°C. Испытания проводили следующим образом: в капиллярную трубку диаметром 6 мм и длиной 3 м заливали гелеобразующий состав до тех пор, пока он не начинал выходить из трубки, и оставляли его на гелеобразование. Через 48-72 ч полученный гель выдавливали под давлением и рассчитывали градиент давления сдвига. Результаты испытаний представлены в таблице.
Таблица - Результаты проверки гелеобразующего состава по предложению и наиболее близкого аналога на прочность при температуре 22±2°C
По результатам испытаний гелеобразующего состава на прочность, представленным в таблице, был выбран диапазон соотношений в гелеобразующем составе при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:
ПАА
1,1-4
ацетат хрома
0,13-0,65
сульфат аммония
0,3-3,0
вода
остальное.
Оптимальное время гелеобразования, за которое гелеобразующий состав набирает наибольшую прочность - 48-72 ч.
Результаты исследований показали, что предлагаемый состав имеет высокие показатели прочности. Из таблицы видно, что прочность полученного по предложению геля зависит от количественного содержания компонентов гелеобразующего состава. При введении сульфата аммония прочность предлагаемого состава увеличивается по сравнению с составом без сульфата аммония. Оптимальными концентрациями компонентов являются составы 3-6, происходит дополнительное структурирование и увеличение адгезионных свойств.
Использование в гелеобразующем составе ПАА менее 1,1 мас. ч., ацетата хрома менее 0,13 мас. ч. и сульфата аммония менее 0,3 мас. ч. и более 3,0 мас. ч. не приводит к образованию прочного геля.
Увеличение в гелеобразующем составе ПАА более 4,0 мас. ч., а ацетата хрома более 0,65 мас. ч. нецелесообразно из-за высокой вязкости гелеобразующего состава - более 45 с (условную вязкость замеряли на ВЗ-246, с диаметром сопла 6 мм), а
также с экономической точки зрения. Закачка гелеобразующего состава с таким содержанием компонентов затруднена из-за большой вязкости, к тому же из-за этого гелеобразующий состав не будет проникать в пористую среду изолируемого пласта.
3
При необходимости удаления гелеобразующго состава из ствола скважины, а после формирования геля в пласте - восстановления проницаемости нефтенасыщенных пропластков гель можно разрушить раствором гипохлорита натрия с массовой концентрацией активного хлора в пределах 12-19 г/дм в соотношении к 1 объему гелеобразующего состава - 0,1-0,5 объем гипохлорита натрия. В результате окисляющего воздействия водного раствора гипохлорита натрия происходит разрушение геля, образованного из гелеобразующего состава.
Выполнение работ на скважине с использованием гелеобразующего состава проводят следующим образом. Определяют приемистость изолируемого интервала перфорации и количество закачиваемых компонентов. Для приготовления гелебразующего состава рабочий объем первой смесительной емкости установки КУДР-8 заполняют водой. При постоянном перемешивании в процессе набора воды подают в первую смесительную емкость сульфат аммония, ПАА и ацетат хрома с расходом, соответствующим расходу подаваемой воды, полученный состав перемешивают в течение 15 мин и закачивают в скважину. Одновременно с закачиванием в скважину гелеобразующего состава из первой смесительной емкости аналогичным способом готовят гелеобразующий состав во второй смесительной емкости установки КУДР-8 и закачивают его в скважину. Поочередное приготовление гелеобразующего состава в двух смесительных емкостях и закачивание его в скважину продолжают до закачивания всего запланированного объема. При достижении давления, близкого к максимально допустимому, закачивание и приготовление гелеобразующего состава прекращают и продавливают его в пласт закачкой в колонну НКТ технологической жидкости в объеме, равном объему колонны НКТ. Оставляют скважину под остаточным давлением на время образования геля в течение 48-72 ч, проводят ее промывку со спуском колонны НКТ до забоя, далее осваивают ее свабом с целью определения глубины спуска и подходящего типоразмера насоса, после чего спускают подземное оборудование и запускают скважину в работу.
Таким образом, создан эффективный гелеобразующий состав за счет повышения прочности геля, регулирования времени гелеобразования, всесезонности его использования из-за возможности приготовления на пластовой минерализованной воде, а также расширены технологические возможности состава за счет применения в низкотемпературных скважинах.