Состав для временной изоляции пластов

 

Сущность изобретения: в составе, содержащем углеводородную жидкость и добавку , в качестве добавки используется атактический полипропилен - отход производства полипропилена, а в качестве углеводородной жидкости - нефль, при следующем соотношении компонентов, мас.%: атактический полипропилен 2-8; нефть - остальное. Для растворения состава и восстановления проницаемости пластов используется растворитель на основе ароматических углеводородов, 1 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

rsi>s Е 21 В 33/138

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4704862/03 (22) 14.06.89 (46) 07.07.92. Бюл. № 25 (71) Институт химии нефти СО АН СССР (72) З,.Т. Дмитриева, В. М. Горбачев и Ю, Г.

Попова (53) 622.245(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

¹ 1216330, кл. Е 21 В 33/138, 1984.Авторское свидетельство СССР

¹. 1227804, кл. Е 21 В 33/138, 1984. (54) СОСТАВ ДЛЯ ВРЕМЕННОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТОВ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к временной изоляции проницаемости водо- и

-- нефтеносных пластов с целью ремонта скважин и подземного оборудования.

Составы на основе структурированных жидкостей применяют как буровые и тампонажные растворы для способов крепления призабойной зоны скважин, частичной полной и селективной изоляции водо- и нефтепроницаемости подземных пластов с целью повышения нефтеотдачи и ремонта сква.. жин, транспортирования дисперсного материала в каналы пласта, образующиеся при его гидравлическом разрыве.

Известны композиции для изоляции водопроницаемости пластов в приэабойной зоне приемных скважин на основе водорастворимых полимеров: полиакриламида, полиакриловой кислоты, поливинилпирролидона, полисахаридов, поливинилового спирта, карбоксиметилцел.!Ж 1745891 А1 (57) Сущность изобретения: в составе, содержащем углеводородную жидкость и добавку, в качестве добавки используется атактический полипропилен — отход производства полипропилена, а в качестве углеводородной жидкости — нефть, при следующем соотношении компонентов, мас.%: атактический полипропилен 2-8; нефть- остальное. Для растворения состава и восстановления проницаемости пластов используется растворитель на основе ароматических углеводородов, 1 табл. люлозы, полисульфонатов и комплексующих электролитов.

Однако известные солевые и полимерные водные растворы не пригодны для изоляции проницаемости пластов карбонатной породы, а также.для изоляции высокообводненных пластов. Пласты карбонатной породы поглощают воду из тампонажного раствора, при этом полимеры и соли выпадают в осадок, что приводит к засолению пластов, скважин и быстрому выводу иэ строя подземного оборудования. Компози. ции на основе карбамидных смол, пригодны для долговременного глушения скважин после выработки нефтяных залемсей-и для крепления породы при бурении скважин.

Известны водомасляные и водоуглеводородные эмульсии для ограничения водопритока в скважину, которые рекомендованы для применения их с целью повышения нефтеотдачи пластов.

В литературе не известны универсальные составы (тампонажные растворы) для

1745891

35

Э

Атактический полипропилен (аПП)

Нефть

2-8

Остальное комплексйой изоляции водо-, газо- и нефтепроницаемости пластов, особенно сильнообводненных пластов карбонатной породы, песчаников, не известны также и эффективные восстановители нефтепроницаемости пластов после прекращения необходимости

В изоляции.

Наиболее близким к предлагаемому по достигаемому результату являетея очень сложный высоконаполненный дисперсный 10 состав на основе углеводородной жидкости, бентонитовой глины, битума (высокоокис.ленного), барита в весовом соотношении, равном 8,5:0,05-0,25:2-6:4-12;40, соответственно. Углеводородная жидкость и битум придают составу родство с нефтяным пластом, барит (наполнитель) выполняет функцию утяжелителя, а глина за счет вязкости поддерживает утяжелитель во взвешенном состоянии. Состав близок к твердому состоянию. Может изолировать проницаемость пласта путем образования тяжелой механической пробки (тампона) в скважине, которая в зависимости от ее массы может сдерживать плвстовое давление.

Недостатками известного состава является. многокомпонентность, сложность его приготовления эа счет эемешивания в него дисперсного и тяжелого иаполнителя, сложность продавки его в скважину иэ-эа высокой вязкости, его можно продавить в скважину только в разогретом состоянии, сложность ликвидации и извлечения механической пробки иэ скважины после прекращения необходимости в ней.

В зимнее время состав не пригоден для закачки в скважину, Иэ-эа вакокой плотности состава (1,80-2,15 г(см ), его нельзя использовать в сочетании с водными буферными растворами, которые применя. ют. для поднятия столба в скважине с целью уменьшения расхода тампонвжного раствора. Следовательно, весь объем скважины необходимо заполнять составом, что делает его малоэкономичным.

Цель изобретения — повышение эффективности состава для временной изоляции водо-, газо и нефтепроницаемости пластов в широком интервале температур.

Поставленная цель достигается тем, что состав на основе нефти содержит атактический полипропилен (аПП) — отход производства изотактического полипропилена в следующем соотношении компонентов, мас.g:

Состав в качестве активного реагента состав содержит атактический полипропилен со средней молекулярной массой 20-35 тыс. у.е. Положительный эффект состава достигается при содержании аПП 2-8 мас. (.

Введение больше 8 нецелесообразно, так как уже при 8 достигается 1007ь изоляция.

Для решения поставленной задачи использованы атактический полипропилен (аПП) — отход производства полипропилена (ТУ 6-05-1902-81), бензол, толуол (ГОСТ

5789-78), гексан (TY 6-09-.3375-78), нефти

Самотлорского и Советско-Соснинского месторождений, Для улучшения растворимости и ускорения растворения аПП в нефти его можно использовать в виде 80 -ного раствора в гексане.

Эффективность предлагаемого состава на основе нефтяного раствора аПП в изоляции проницаемости водонасыщенного пласта значительно выше, чем в изоляции нефтенасыщенного пласта потому, что при взаимодействии состава с водой основной эффект изоляции проницаемости усиливается такими побочными явлениями, как поверхностное натяжение и естественное образование водонефтяной эмульсии. Эффект изоляции проницаемости пласта, насыщенного нефтью с содержанием в ней 12 мас.$ воды немного выше, чем в случае насыщения пласта безводной нефтью.

Составы проверены на модели. пласта

Ю-1 Самотлорского месторождения, представляющей собой цилиндрическую колонку — кернодержател ь.

Для проведения эксперимента колонку заполняют естественным песком с размером частиц 0,25-0,5 мм. После определения естественной нефтепроницаемости через колонку фильтруют изолирующие и восстанавливающие составы. Затем определяют проницаемость модели пласта (эффективность изоляции) в зависимости от концентрации и соотношения закачиваемых реагентов по формуле где Т вЂ” время фильтрации через модели пласта предлагаемых составов;

Т0 — время фильтрации через модель пласта нефти Советско-Соснинского месторождения.

При этом достигают уменьшения проницаемости пласта после его изоляции предлагаемыми составами. Зависимость изменения проницаемости пласта от концентрации приведена в таблице.

1745891

Составы для временной изоляции про- Пример 6. В 92 r нефти растворяют 8 ницаемости пластов получают и применяют г атактического полипропилена при перемеследующим образом. шивании и комнатной температуре, при

П р и и е р 1. В 99 r нефти растворяют 1 этом из раствора выделяется тонкодиспергатактического полипропилена при переме- 5 сный осадок. Полученный состав фильтруют шивании и комнатной температуре, при через керн. Эффективность изоляции проэтом из раствора выделяется тонкодиспер- ницаемости пласта составляет 100%. Затем сная фаза. Полученный состав фильтруют впластзакачиваюттолуолилифракциюарочерез керн. Эффективность изоляции про- . матических углеводородов в количестве 1,5

-ницаемости пласта составляет 40%. Затем 10 об.ч, от нефтяного тампонажного раствора в пласт закачивают толуол или фракцию аПП. Проницаемость пласта восстанавливаароматических углеводородов в количестве ется на 100 .

0,3 об.ч. от нефтяного раствора аПП. Прони- Пример 7. В скважину 2508 закачивацаемость пласта восстанавливается на ют 5 м буферного солевого раствора. Для з

98%. 15 приготовления изоляционного состава в емП р и ме р2. В 98r нефти растворяют2 кость эакачивают 33 м (97,88%) техничегаПП приперемешиванииикомнатнойтем- ской воды, добавляют 700 кг (2,12%) пературе, при атом из раствора выделяется полиакриламида, смесь перемешивают 3тонкодисперсный осадок, Полученный со- 4 ч до полного набухания и растворения став фильтруют через керн. Эффективность 20 полимера. Полученный состав закачивают в изоляции проницаемости пласта составляет скважину через насосно-компрессорную

56,6 Затем в пластэакачиваюттолуол или трубу (НКТ), затем продавливают состав в фракцию ароматических углеводородов в пласт путем закачивания 30 м солевого расколичестве 0,5 об. ч, от нефтяного раствора твора через эатрубное пространство при аПП. Проницаемость пласта восстанавлива- 25 давлении нагнетания 30 — 50 атм. После выется на 99%. ключения насоса и стравливания давления

Пример 3. В 97 г нефти растворяют 3 . нагнетания избыточное давление в скважигаПП при перемешивании и комнатной тем- не составляет 18 атм. Проницаемость плапературе, при этом из раствора выделяется ста не изолируется. После повторения всего тонкодисперсный осадок. Полученный со- 30 технологического цикла изоляции избыточстав фильтруют через керн. Эффективность ное давление в скважине уменьшается. изоляции проницаемости пласта составляет Пример 8. В скважину 1439 закачива67,2 Затем в пластзакачиваюттолуол или ют 5 м буферного солевого раствора; Для з фракцию ароматических углеводородов в приготовления изоляционного состава в емколичестве 0.7 об.ч. от нефтяного раствора 35 кость закачивают 10 м (98%) технической аПП. Проницаемость пласта восстанавлива- воды, добавляют 200 кг(2%) карбоксиметилется на 99,8 . целлюлозы (КМ Ц), смесь перемешивают 2-3 .Пример 4. В 95 г нефти растворяют5 чдо полного набухания и растворения КМЦ.

r аПП при перемешивании и комнатной тем- Полученный состав закачивают в скважину пературе, при этом из раствора выделяется 40 через НКТ, затем продавливают в пласт путонкодисперсный осадок. Полученный со- тем закачивания 80 м солевого раствора .став фильтруют через керн. Эффективность через затрубное пространство при давле.изоляциипроницаемостипластасоставляет нии нагнетания 30 — 50 атм. После выключе86,8%.3атемвпластзакачиваюттолуол или ния насоса и стравливания давления фракцию ароматических углеводородов в 45 нагнетания избыточное давление в скважиколичестве1;О об.ч. от нефтяного тампонаж- не составляет 20 атм. Проницаемость планого раствора аПП. Проницаемость пласта ста не изолируется. После 2-кратного восстанавливается на 100%; повторения всего технологического цикла .

Пример 5. В 93 r нефти растворяют 7 изоляции избыточное давление в скважине

r аПП при перемешивании и комнатной тем- 50 не уменьшается. пературе, при этом из раствора выделяется Пример 9. (известный), Для доказатонкодисперсный осадок. Полученный со- тельства эффективнссти составов в изолястав фильтруют через керн. Эффективность ции проницаемости водонасыщенного изоляции проницаемости пласта составляет пласта и пласта, насыщенного обводненной

99,2%. Затем в пласт закачивают толуол или 55 нефтью (до 12 воды), приведены дополнифракцию ароматических углеводородов в тельные примеры экспериментов, количестве 1,4 об.ч. от нефтяного тампонаж- Пример 10. В 98 г нефти растворяют ного раствора аПП. Проницаемость пласта 2 г аПП при перемешивании и комнатной восстанавливается на 99,9%. температуре, при этом из раствора выпадает тонкодисперсный осадок. Полученный

1745891.состав фильтруют через водонасыщенный керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 63,8, Затем в пласт эакачивают толуол в количестве 0,5 об, ч от нефтяного состава, Проницаемость пласта восстанавливается на 97, Пример 11. В 95 r нефти растворяют . 5 г аПП при перемешивании и комнатной температуре, иэ раствора выпадает тонкодисперсный осадок. Полученный состав фильтруют через водонасыщенный керн.

Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 95,7 . Затем в пласт закачивают толуол в количестве 1,0 об.ч. от нефтяного состава. Проницаемость пласта восстанавливается на 98,57.

Пример 12. В 94 r нефти растворяют

6 г аПП при перемешивании и комнатной температуре; из раствора выпадает тонкодисперсный осадок. Полученный состав фильтруют через водонасыщенный керн, Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет.100, Затем в пласт закачивают толуол в количестве 1,4 об.ч, от тампонажного состава. Проницаемость пласта восстанавливается на 99,3 .

Пример 13. 95 г нефти растворяют 5 г аПП при перемешивании и комнатной температуре, из раствора выпадает тонкодисперсный осадок. Полученный состав фильтруют через керн, насыщенный обводненной нефтью (12 воды). Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет

91,2, Затем в пласт закачивают толуол в количестве 1,0 об.ч. от нефтяного состава.

Проницаемость пласта восстанавливается на 99,0 .

Фракция ароматических углеводородов — искуственно полученная смесь бензола, толуола, ксилола в любом весовом их соотношении потому, что применение бензола, толуола и ксилола в отдельности в процессе восстановления проницаемости пласта дает близкие по значению результаты. Толуол (смесь ароматических углеводородов) закачивают над пластом при любой эффективности изоляции пласта (40 — 100 ). Под влиянием собственной массы и самодиффуэии толуол движется по фронту пласта (как элюент через хроматографическую колонку), растворяя на своем пути нефтяной осадок в порах пласта и, таким образом, восстанавливая фильтрацию (проницаемость) пласта.

Пример 14. В 95 r нефти растворяют

5 r аПП при перемешивании и комнатной температуре, иэ раствора выделяется тонкий осадок. Полученный состав фильтруют через нефтенасыщенный керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта со35

55 лагаемый состав для временной изоляции и восстановления проницаемости пластов в призабойной зоне нефтедобывающих скважин с целью проведения подземного капитального ремонта скважин и устранения аварийных ситуаций эффективно изолирует водо- и нефтепроницаемость нефтенасыщенных пластов при меньшем расходе активного реагента. Примененный в процессе временной изоляции растворитель на основе ароматических углеводородов позволяет быстро и полностью восстановить проницаемость пласта после проведения ремонтных работ. Предлагаемые составы можно применять в различных геолого-технических условиях глушения пластов в приэабойной зоне. Использование предлагаемых составов в технологии глушения пластов позволяет сократить обьем тампонажного раствора путем поднятия уровня закачки в скважине с помощью водного столба, так как нефтяной раствор аПП легче воды и не смешивается с ней, а также уменьшить простой техники и предотвратить загрязнение окружающей среды за счет простоты приготовления состава и легкости его закачивания в ставляет 86,8 Д, Затем в пласт закачивают бензол в количестве 1.0 об.ч. от нефтяного тампонажного раствора аПП, Проницаемость пласта восстанавливается íà 1007

5 (так же, как в случае применения толуола, см. пример 4), Пример 15. В 95 г нефти растворяют

5 г аПП при перемешивании и комнатной температуре, из раствора выделяется тон10 кий осадок, Полученный состав фильтруют через нефтенасыщенный керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 86,8 . Затем в пласт закачивают ксилол в количестве 1,0 об.ч; от нефтяного

15 тампонажного раствора аПП. Проницаемость пласта восстанавливается на 97,87.

Пример 16. В 95 r нефти растворяют

5 r аПП при перемешивании и комнатной температуре. из раствора выделяется тон20 кий осадок. Полученный состав фильтруют через нефтенасыщенный керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 86.8 . Затем в пласт эакачивают смесь 6eH30R;толуол:ксилол=1:1:1 в количе25 стве 1,0 об.ч. от нефтяного тампонажного раствора аПП. Проницаемость пласта восстанавливается на 99,3 .

Предлагаемый состав на основе раствора аПП в нефти может быть применен для

30 пластов с проницаемостью 0,01-1 мкм2. Эффект изоляции при обратной фильтрации со,ставляет до 100 при давлении до 5,5 — 7,2 кг с/см и температуре от-50 С до 80ОС.

Как видно из таблицы и примеров, пред1745891

10 скважину. Применение восстановителя проницаемости пласта позволяет сократить время проведения технологических работ, сохранить.приемистость скважины и, в конечном йтоге, повысить добычу нефти. 5

Предлагаемые составы для временной изоляции и восстановления проницаемости пластов можно применять в широком интервале температур, от -70 до 80 С, что важно для работ в Сибири и на Крайнем Севере. 10

Атактический полипропилен (аПП) сам по себе не имеет дисперсности. По внешнему виду он похож на каучук. АПП изготовля ют на заводе в форме блоков, слитков или в виде липкой ленты. Aflll при растворении в нефти 15 высаживает из нее смолистые. асфальтеновые, парафиновые вещества в виде тонкодисперсных частиц с размером 0,04-3,0 мкм, которые закупоривают пласт и, таким образом, изолируют его проницаемость; Не иск- 20 лючено, что в осадок может выпасть и сам аПП в комплексе с нефтяными соединениями в виде тонкодисперсных частиц.

Предлагаемый состав на основе раствора аПП в нефти может быть применен для 25 пластов с проницаемостью 0,01 — 1 мкм .

Эффект изоляции при обратной фильтрации составляет до 100% при давлении до

5,5 — 7,2 кгс/см и температуре (-50)-(80) С.

Использование других жидкостей (кроме нефти), вероятно, возможно, если в них будут содержаться смолистые и асфальтеновые вещества. Однако предлагаемый состав предназначен для применения в промысловых условиях, где нефть является наиболее доступной жидкостью.

Формула изобретения

Состав для временной изоляции пластов, содержащий углеводородную жидкость и добавку, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности состава в интервале температур от -70 до

+800C и сокращения расхода активного реагента, он в качестве добавки содержит атактический полипропилен — отход производства полипропилена, а в качестве углеводородной жидкости-нефти при следующем соотношении компонентов, мас,ф,:

Атактический полипропилен 2-8

Нефть Остальное

Составы> мас.2

Восстановление проницаемости, 2

Тенпературный интервал при» менимости составов> ьС

Принер

Эффект изоляции

Растворитель восстановител проницаемости (AV), об.ч.

Нефть

Атактический полипропилен (аПП) 4о,о

56,6

67,2

86,8

99,2

100

1 99

2 98

° 3 97

4 95

5 93

6 92

7 97,88

Известный Вода

8 98

Иввест ный Вода (-70) -(80) (-7о)-(8о) (-70)-(80} (-6о)-(8о) (-50) - (80) (-50)- (80) 98,0

99,0

99,8

1ОО

99,9

100

0,3

0,5

0,7

1,О

1,4

1,5

2

5

8

2 ° 12

Полиакриламид

2,0

Изоляция не происходит

Карбоксиметилцеллюлоза

Эиультал Бентонит

Изоляция не происходит

Битун Варит

100 375

Предел текучести

180 мин 45 - 75

Дизельное топливо

В,о

2,Î

Извести ь>й

11

12

13

14

10 >

0,5

1,О

1,4

1,О

1,О

1,О

1,Î (-70)-(80) (-7о)-(Во) 63,8

95,7

91,2

86,8

86,8

86,6

98

94

98,0

98,5

99,3

99,0

1О0

97,8

5

6 .5

5

99,3

=L==================

Составитель В.Филимошкина

Редактор С.Патрушева . Техред М.Моргентал Корректор Л.Лукач

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

Заказ 2371 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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