Состав для селективной изоляции водопритоков в скважине

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-сти, в частности к составам для селективной изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах. Цель изобретения - повышение эффективности водоизоляции за счет увеличения прочности образующегося тампонирующего материала при одновременном повышении его газои нефтепроницаемости. Для этого состав, включающий олигоорганоалкоксихлорсилоксан, одноатомный спирт и наполнитель, в качестве наполнителя содержит целлюлозный компонент с размером частиц не более 1 мм. Соотношение компонентов в составе следующее, мас.ч.: олигоорганоалкоксихлорсилоксан 100, одноатомный спирт 30-80, целлюлозный компонент 8-20. Состав отверждается после контактирования и смешения с пластовой водой. При этом формируется гидрофобная пористая структура, за счет этого сохраняется возможность фильтрации нефти или газа. Целлюлозным компонентом в составе могут служить древесные опилки хвойных или лиственных пород , измельченная шелуха гречихи, семян подсолнечника и т.п. Приготовление состава на промысле производится в емкости цементировочного агрегата путем интенсивного перемешивания в течение 15-20 мин исходных компонентов. Готовый состав имеет .небольшую вязкость и легко прокачивается насосом в скважину. Состав может использоваться для водоизоляционных работ в нефтегазовых скважинах, а также для крепления призабойной зоны пласта с несцементированным коллектором , 2 табл. Ё ч ГО Јь 00 СЛ 4

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (я)5 Е 21 В 33/138

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИ4ЕТЕЛЬСТВУ (21) 4665568/03 (22) 21,03.89 (46) 07,04.92. Бюл. № 13 (71) Кубанский государственный университет (72) Е.M. Покровская-Духненко, Е.Г. Лисовин, В.Г. Кальченко, А.П, Артамохин и Ю,М.

Басарыгин (53) 622.245.4(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

¹ 1196489, кл. Е 21 В 33/138, 1985.

Авторское свидетельство СССР

¹ 1666682, кл, Е 21 В 33/138, 1990 (публ.). (54) СОСТАВ ДЛЯ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНЕ (57) Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-сти, в частности к составам для селективной изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах. Цель изобретения — повышение эффективности водоизоляции за счет увеличения прочности образующегося тампонирующего материала при одновременном повышении его газои нефтепроницаемости. Для этого состав, включающий олигоорганоалкоксихлорсилоксан, одноатомный спирт и наполнитель, Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для селективной изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинахх.

Целью изобретения является повышение эффективности водоизоляции за счет увеличения прочности образующегося там„„. Ж„„ 1724854 А 1 в качестве наполнителя содержит целлюлозный компонент с размером частиц не более 1 мм. Соотношение компонентов в составе следующее, мас.ч.: олигоорганоалкоксихлорсилоксан 100, одноатомный спирт

30-80, целлюлозный компонент 8-20. Состав отверждается после контактирования и смешения с пластовой водой. При этом формируется гидрофобная пористая структура, 3а счет этого сохраняется возможность фильтрации нефти или газа. Целлюлозным компонентом в составе могут служить древесные опилки хвойных или лиственных пород, измельченная шелуха гречихи, семян подсолнечника и т.п. Приготовление состава на промысле производится в емкости цементировочного агрегата путем интенсивного перемешивания в течение

15 — 20 мин исходных компонентов. Готовый состав имеет. небольшую вязкость и легко прокачивается насосом в скважину, Состав может использоваться для водоизоляционных работ в нефтегазовых скважинах, а также для крепления призабойной зоны пласта с несцементированным коллектором, 2 табл. понирующего материала при одновременном повышении его газо- и нефтепроницаемости, Цель достигается тем, что тампонажный состав, включающий олигоорганоалкоксихлорсилоксан, одноатомный спирт и наполнитель, в качестве наполнителя содержит целлюлозный компонент (ЦК) с размером

1724854

15 частиц не более 1 мм при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.:

Олигоорганоалкоксихлорсилоксан 100

Одноатомный спирт 30-80

ЦК 8 — 20

В качестве олигоорганоалко ксихлорсилоксана может применяться продукт 119—

204 с содержанием этоксигрупп 30 — 50, и гидролизующего хлора 4 — 8 / . Из одноатомных спиртов применимы метиловый, этиловый, изопропиловый и другие спирты.

ЦК в составе могут служить древесные опилки хвойных или лиственных пород, измельченная шелуха гречихи, семян подсолнечника и т.п.

ЦК, равномерно распределяясь по всему объему тампонажной смеси, имеет самую произвольную ориентацию в пространстве. При последующем отверждении состава за счет реакции с пластовой водой ЦК как сореагент, входя в химическую структуру полисилоксана, снимает внутреннее напряжение его структурной матрицы практически влюбом направлении и пластифицирует ее.

ЦК локализует процесс образования и развития трещин и способствует повышению прочности (о ж) тампонажного материала до 7,0 — 7,7 МПа (табл. 1) в то время, как в известном составе при том же содержании олигосилоксана и одноатомного спирта и,ж не превышает 3,2 — 3,9 МПа. Добавление ЦК обеспечивает формирование в твердеющем при кантактировании с водой составе гидрофобной пористой структуры. Благодаря этому сохраняется возможность фильтрации нефти и газа через обработанные интервалы пласта.

Установлено, что гидрофобные и прочностные свойства тампонажного состава при добавке ЦК не зависят от породы деревьев или происхождения шелухи, из которых готовят ЦК. Это объясняется тем, что на поверхности образуется гидрофобная пленка, химически связанная с молекулами целлюлозы, поэтому даже в случае использования опилок из лиственных пород водопоглощение в отвержденном тампонажном составе полностью отсутствует.

Предлагаемый тампонажный состав, как и известный состав, был испытан на установке, моделирующей пластовые условия. Рецептура состава и его характеристики приведены в табл. 1.

Из табл. 1 следует, что введение в тампонажный состав ЦК в количестве менее 8 мас.ч, не приводит по сравнению с известным составом к существенному увеличению физико-механических свойств тампонажно20

ro состава. При содержании в составе ЦК в количестве более 20 мас.ч. о ж. имеет достаточно высокие значения с тенденцией к снижению, однако существенно возрастает вязкость состава. Последнее затрудняет транспортировку состава в нефтегазонасыщенный пласт.

Время гелирования и прочность состава не зависит от размера ЦК. Однако с увеличением размера ЦК(табл. 1, опыт 14) больше

1,0 мм о ж. уменьшается, так как частицы ЦК неравномерно распределяются по всему объему тампонажной смеси. Кроме того, с увеличением размера ЦК ухудшается фильтруемость состава в пласт. Время гелирования тампонажного состава регулируется введением одноатомного спирта в пределах

30 — 80 мас.ч. При отсутствии спирта в составе или при содержании его менее 30 мас.ч. время гелирования мало — не более 2 — 4 мин и велика ваязкость состава, Оба этих фактора отрицательно влияют на закачку состава и его проницаемость в пласт.

При содержании спирта в составе более 80 мас.ч. существенно уменьшается о,ж. (1,9 МПа) и сильно возрастает время гелирования — 12 и более ч. Наличие такого длительного времени гелирования экономически невыгодно, так как удлиняется срок простоя скважины. Состав является селективно изолирующим, так как отверждается только при контакте с водой, в участке пласта, насыщенном углеводородамии и нефтью, он не затве рдевает. П роницаемость по воде песчаного керна после обработки составом уменьшается в 1000-2500 раз.

Образующийся тампонажный камень, с одной стороны, вследствие своей полисилоксановой основы имеет высокое сродство к силоксановой горной породе (песчанику), а с другой — имеет высокую пористость, обусловленную наличием ЦК в структуре полисилоксана. 3а счет этого тампонажный материал способен селективно изолировать приток пластовой воды в скважину и быть проницаемым для углеводородов — нефти и газа, что подтверждают данные табл, 2.

Поиготовление тампонажного состава в промысловых условиях производится в емкостях цементировочн ых агрегатов или в глиномешалках путем интенсивного перемешивания в течение

15 — 20 мин исходных продуктов. При этом получается гетерогенный маловязкий раствор с плотностью 0,90 — 0,98 г/см .

Смесь можно готовить как перед закачкой ее в скважину, так и заранее, поскольку в отсутствие воды тампонажный состав не гелирует, 1724854 тем, что, с целью повышения эффективности водсизоляции за счет увеличения прочностй образующегося тампонирующего материала при одновременном повышении его газо5 и нефтепроницаемости, он в качестве наполнителя содержит целлюлозный компонент с размером частиц не более 1 мм при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

10 Олигоорганоалкоксихлорсилоксан 100

Одноатомный спирт 30 — 80

Целлюлозный компонент (указан н ый) 8 — 20.

Предлагаемый тампонажный состав можно использовать как для ремонтно-изоляционных работ в обводненных нефтегазовых скважинах, так и для крепления призабойной зоны пласта, представленного трещиноватыми породами и несцементированными песчаником.

Формула изобретения

Состав для селективной изоляции водопритоков в скважине, включающий олигоорганоалкоксихлорсило ксан, адноатомный спирт и наполнитель, о тл ич а ю щи и с я

Таблица 1

Опыт

Время гелирования, мин

Начальная вязкость МПа оси после отверждения. мин

Примечание ный спирт мас.ч. количество мас.ч. размер частиц, мм

5 в

12

15 го

15 до 0.5

9,5

11.0

17,О

45.5

67.0

105.0

94,5

48.0

55.0 гз,о

19,5 да 1.0

> 1.0

МС вЂ” метиловый спирт

ЛП - опилки лиственных пород

XIl — опилки хвойных пород

ШП вЂ шелу подсолнечная

П риме ч а н не. ЭС вЂ” зтиловый спирт

f1C — пропиловый спирт

ИПС вЂ” изопролиловый спирт

Таблица 2

Составитель. Л,Бестужева

Редактор О,Хрипта Техред М.Моргентал Корректор Н.Ревская

Заказ 1159 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул.Гагарина, 101

2 э

5

7 в

11

12

13

14 зо

30 эо зо зо зо зо

10 зо

40 б5

37

42

195

1.9

2.3

5,9

6.4

7,6

5,3

4,1 .

5,2

7.7

7Я э.г

3,2

1,9

2,0

МС, ЛП. ХП

МС, ЭС, ЛП

МС, ХП. ЛП

ЭС.ЛП,ХП

ЭСЛП.ХП. ШП

МС. ИПС. ХП, ШП

МС. ХП

ЭС, ИПС. ЛП

МС. ЛП, ХП

ИПС. ЛП, ХП, ШП

ЭС. ЛП. ХП

ПС. Л П. Xll

ИПС. ЛП

ЭС. ХП