Селективный технологический состав для изоляции водопритоков В1оск system (вs-2) Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 182.541.4/6:622.276/279

С. В. Крупин, А. В. Белодед, Ф. А. Губайдуллин

СЕЛЕКТИВНЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В1ОСК SYSTEM ^S-2)

Ключевые слова: водорастворимый полимер; ограничение водопритоков, нефтяные скважины гелеобразование.

Рекомендуется использовать водорастворимый полимер Drilling Specialties Gelling Agent(DSGA. в качестве селективного технологического состава для изоляции водопритоков и повышения нефтеотдачи пласта в нефтяных скважинах.

Кеуwords: Water-soluble polymer, limiting water production, oil well gelation.

It is rekomended to use water-soluble polymer Drilling Specialties Gelling Agent(DSGA as a selective process for the isolation of the water production and enhanctd oil recovery in oil well.

Применение В1оск System основано на способности полимера DSGA (Drilling Specialties Gelling Agent.) образовывать прочную гелеобразную систему.

Назначение: водоизоляция в добывающих скважинах с пластовой температурой до 120°С; проведение работ по изоляции заколонных перетоков; временное отключение пласта при проведении ремонтных работ.

DSGA ро1уmег - это один из представителей синтетической серии водорастворимых полимеров, которые могут использоваться в качестве линейных или сшитых систем для обеспечения очень высокой вязкости - тугого геля (рис.1). Традиционные полимеры, такие как полиакриламиды и биополимеры могут выпасть в осадок или распасться при неблагоприятных условиях (высокая температура, повышенная минерализация, H2S) (табл.1). Гелеобразующие свойства DSGA позволяют использовать его как в призабойной зоне скважин (при ремонтно-изоляционных работах в добывающих скажинах), так и для изменения профиля приемистости нагнетательных скважин (при мероприятиях по повышению нефтеотдачи пластов).

Рис. 1 - Стабильность геля DSGA при условиях высокой минерализации (морская вода, общая минерализация 1700 мг/л)

Таблица 1 - Сравнительные характеристики DSGA и других полимеров

Параметр DSGA Полиакриламид Силикат натрия Ксантан

Максимальная термостабильность До 120 До 85 До 100 До 100

Подверженность гидролизу Нет Да Да Да

Влияние минерализации Слабо Да Да Да

Совместимость с НС1, НР Да Да Нет Нет

Наличие брейкера Да Нет Нет Да

Срок жизни в пласте Более 4х лет 6-8 месяцев 2-6 месяцев 6-8 месяцев

Результативность применения В8 на основе полимера Б80Л

Температура: 110°С Объект: Эндрюс кантри, Техас

12,600 футов, 110°С Скважина Девонского доломита дает малое количество нефти с 1,200 бар воды в сутки.

Скважина была обработана 625 баррелями полимера «DSGA » сшитым в полевых условиях органическим сшивателем. Скважина ответила положительно, прирост нефти составил 1300 бар через 50 дней при дебите 26 бар/сут. Обработка снизила обводненность до 800 бар/сут. К сентябрю 1993 дебит скважины составил более 33000 бар дополнительной нефти с момента обработки в июне 1987

В мае 1994 (почти 7 лет после обработки реагентом «GA Ро1уmег») сообщалось, что скважина добывает в среднем 20 бар нефти и 972 бар воды/сут.

Прочность загеливания, измеряемая в процентах, определяется путем сравнения общей горизонтальной длины жидкости к высоте жидкости в стеклянной таре. При прочности равной 10% при расположении тары с гелем в горизонтальном положении деформация геля не наблюдается.

Эксперименты по сшивке растворов Б80Л

Для сшивки DSGA использовали в качестве сшивателя бихромат натрия и тиосульфат натрия. Цель данного эксперимента - изучение кинетики гелеобразования при различных значениях рН и различных концентрациях полимера и сшивателя (табл.2). Регулирование значений рН производилось путем добавления азотной кислоты и гидроксида натрия высоких концентраций.

Таблица 2 - Опыт №»1. Концентрация полимера равна 0,4%; концентрация сшивателя - 0,1%

рН 2,5 5,4 9

Период появления первых признаков загеливания, ч 12 4 8

Окраска Голубая Бурая Желто-зеленая

Максимальная прочность 60% 20% 40%

Получив данные результаты, удалось установить, что при изменении значений рН, растворы меняют свою окраску (в щелочной среде на желто-зеленую, а в кислой на голубую), а также, что раствор с рН=5,4 больше всех приблизился к конечному статистическому напряжению сдвига геля, который роизошел спустя 48 часов от начала проведения эксперимента. Затем установили интервал значений рН, при котором раствор сохраняет бурую окраску рН=4,6.

Во втором опыте концентрацию полимера оставили прежней, а концентрацию сшивателя увеличили в 2 раза (табл.3).

Таблица 3 - Опыт №2. Концентрация полимера равна 0,4%; концентрация сшивателя -0,2%

рН 2,5 5,4 9

Период появления первых признаков загеливания, ч 10 2 6

Окраска Голубая Бурая Желто-зеленая

Максимальная прочность 50% 15% 30%

Гель образовался спустя 24 часа от начала эксперимента

В третьем опыте увеличили концентрацию полимера в 2 раза. При концентрации сшивателя, равной 0,1%, первые признаки загелевания появились спустя 4 часа от начала эксперимента. Максимальной прочности гель достиг через 36 часов.

При концентрации сшивателя, равной 0,2% первые признаки загелевания появились уже через 1 час после соединения всех реагентов. Гель образовался через 24 часа.

Таблица 4 - Опыт 3. Первые признаки загелевания и максимальная прочность при концентрации полимера, равной 0,8%

Концентрация сшивателя Первые признаки загелевания Максимальная прочность

0,2 1 1%

0,1 4 17%

Таким образом, водорастворимый полимер Drilling Specialties Gelling Agent(DSGA.) рекомендуется использовать в качестве селективного технологического состава для изоляции водопритоков и повышения нефтеотдачи пласта в нефтяных скважинах.

Литература

1. Барабанов, В.П. Водорастворимые полимеры и их применение/ В.П. Барабанов, СВ. Крупин -Казань: изд-во КХТИ, 1984. - 80с.

© С. В. Крупин - д-р техн. наук, проф. каф. физической и коллоидной химии КГТУ, membrana@KSTU.ru; А. В. Белодед - студ. КГТУ; Ф. А. Губайдуллин - зам. ген. директора ООО «Дельта ойл», fargub@mail.ru.