Состав для изоляции пластовых вод в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к изоляции пластовых вод в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах с пластовой температурой 100°С и выше. Состав для изоляции пластовых вод в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах содержит, мас.%: Нефтенол ЖС-96 5,0-72,0, карбамид 2,0-12,0, поверхностно-активное вещество - Нефтенол ГФ, или Неонол АФ_9-10, или Нефтенол ВКС-Н 0,1-2,0, вода пресная - остальное. Технический результат - повышение селективных свойств. 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к изоляции пластовых вод в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах с пластовой температурой 100°С и выше.

Известен состав для изоляции пластовых вод в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах, используемый в способе селективного тампонирования обводненных зон пласта, включающем нагнетание в пласт карбоната натрия, силиката натрия в виде жидкого стекла с добавкой гидроксида натрия и воды пресной [1] (прототип).

Недостаток способа - непродолжительный эффект, являющийся следствием создания экрана тампонирования водопроводящих каналов незначительной протяженности: на границе тампонирующий состав - пластовая вода.

Задачей изобретения является повышение селективных свойств.

Указанная задача решается тем, что состав для изоляции пластовых вод в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах, включающий жидкое стекло и воду пресную, содержит в качестве жидкого стекла Нефтенол ЖС-96 и дополнительно карбамид и поверхностно активное вещество - ПАВ, в качестве которого используют Нефтенол ГФ, или Неонол АФ_9-10, или Нефтенол ВКС-Н, при следующем соотношении компонентов, % мас.:

Нефтенол ЖС-96	- 5,0-72,0
Карбамид	- 2,0-12,0
ПАВ	-0,1-2,0
Вода пресная -	остальное

Признаками заявленного изобретения являются:

1) силикат натрия - жидкое стекло, которое используют в виде Нефтенола ЖС;

2) карбамид - мочевина;

3) поверхностно-активное вещество (ПАВ),в качестве ПАВ используется катионоактивный ПАВ или неионогенный ПАВ, или смесь анионоактивного и неионогенного ПАВ;

4) вода пресная.

Признаки 1 и 4 являются общими с прототипом, а признаки 2, 3 - существенными отличительными признаками изобретения.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Предлагается состав для изоляции пластовых вод в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах, включающий жидкое стекло и воду пресную, дополнительно содержащий карбамид и ПАВ, в качестве которого используется катионоактивный ПАВ - Гидрофобизатор Нефтенол ГФ или неионогенный ПАВ - Неонол АФ_9-10, или смесь анионоактивного и неионогенного ПАВ - Нефтенол ВКС-Н, а в качестве жидкого стекла используется Нефтенол ЖС-96, представляющий собой раствор жидкого стекла в многоатомных спиртах, при следующем соотношении компонентов,% мас.:

Нефтенол ЖС-96	- 5,0-72,0
Карбамид	- 2,0-12,0
ПАВ	- 0,1-2,0
Вода пресная	- остальное

Для исследований использовались:

1) Жидкое стекло (силикат натрия - Na₂SiO₃), выпускается по ГОСТ 13078-81. Плотность Na₂SiO₃ составляет 1280-1520 кг/м³, модуль жидкого стекла (соотношение SiO₂ к Na₂O) находится в диапазоне 1,5-3,3.

2) Нефтенол ЖС выпускается по ТУ 2145-029-17197708-96, представляет собой раствор жидкого стекла в многоатомных спиртах.

3) Карбамид (мочевина) выпускается по ГОСТ 2081-92, представляет собой диамид угольной кислоты - белые кристаллы, растворимые в полярных растворителях.

4) Гидрофобизатор Нефтенол ГФ, выпускается по ТУ 2484-035-17197708-97, представляет собой водный раствор четвертичных аммониевых солей - продуктов конденсации третичных аминов и бензилхлорида.

5) Неонол АФ_9-10 выпускается по ТУ 38-507-63-171-91, представляет собой оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена.

6) Нефтенол ВКС-Н выпускается по ТУ 2483-025-54651030-2008, представляет собой смесь анионоактивных и неионогенных поверхностно-активных веществ на основе оксиэтилированных нонилфенолов и водного раствора хлорида калия.

7) Вода пресная.

Образование гелеобразного осадка обусловлено следующими реакциями, активно проходящими при температуре 100°С и выше:

1. Гидролиз карбамида

(NH₂)₂CO+H₂O→2NH₃↑+CO₂↑

2. Взаимодействие силиката натрия с углекислым газом

Na₂SiO₃+CO₂→Na₂CO₃+SiO₂↓

Селективность состава обусловлена различной степенью растворения углекислого газа в нефти и воде. Количество растворяющегося в воде углекислого газа ниже, чем в нефти, поэтому углекислый газ, выделяющийся в нефтенасыщенной среде, поглощается нефтью и не участвует в реакции. В водонасыщенной же среде углекислый газ реагирует с силикатом натрия, содержащимся в составе.

Также на селективность состава влияет наличие многовалентных катионов, присутствующих в пластовой воде.

Взаимодействие силиката натрия с многовалентными катионами, содержащимися в пластовой воде, например ионами кальция, можно описать уравнением:

Na₂SiO₃+Ca²⁺→Ca₂SiO₃↓+2Na⁺

Нижний предел содержания в предлагаемом составе Нефтенола ЖС-96 объясняется способностью образовывать гелеобразный осадок, а высший предел лимитируется содержанием мочевины и ее способностью растворяться в воде.

Нижний предел содержания карбамида объясняется способностью образовывать гелеобразный осадок, а высший предел лимитируется максимальным содержанием Нефтенола ЖС-96 и способностью мочевины растворяться в воде.

Нижний предел содержания ПАВ объясняется способностью образовывать гелеобразный осадок во всем объеме, а высший предел максимальным содержанием Нефтенола ЖС-96 и водного раствора мочевины.

Исследование заключалось в определении возможности использования данных реагентов для получения гелеобразного осадка, селективно закупоривающего водонасыщенное поровое пространство коллектора.

Примеры приготовления составов для изоляции пластовых вод.

Пример 1.

В 92,9 мас.% пресной воды при перемешивании растворяют 2,0 мас.% карбамида. В полученный раствор вливают 5,0 мас.% Нефтенола ЖС-96 и 0,1 мас.% ПАВ - Нефтенола ГФ и перемешивают полученный состав до однородности.

Пример 2.

В 54,0 мас.% пресной воды при перемешивании растворяют 7,0 мас.% карбамида. В полученный раствор вливают 38,0 мас.% Нефтенола ЖС-96 и 1,0 мас.% ПАВ Неонола АФ_9-10 и перемешивают полученный состав до однородности.

Пример 3.

В 14,0 мас.% пресной воды при температуре 90°С и перемешивании растворяют 12,0 мас.% карбамида. В полученный раствор вливают 72,0 мас.% Нефтенола ЖС-96 и 2,0 мас.% ПАВ Нефтенола ВКС-Н и перемешивают полученный состав до однородности.

Пример 4.

В 95,0 мас.% пресной воды при перемешивании растворяют 5,0 мас.% жидкого стекла с пониженным за счет добавления гидроксида натрия силикатным модулем, перемешивают полученный состав до однородности и совмещают с водным раствором карбоната натрия.

Пример 5.

В 28,0 мас.% пресной воды при перемешивании растворяют 72,0 мас.% жидкого стекла с пониженным за счет добавления гидроксида натрия силикатным модулем, перемешивают полученный состав до однородности и совмещают с водным растворм карбоната натрия.

Пример 6.

Берут 100 мас.% жидкого стекла без разбавления.

Исследование приготовленных составов заключалось в следующем.

В стальной сосуд для автоклавирования на 200 мл заливалось 100 г состава, сосуд закрывался крышкой и помещался в термошкаф с выдерживанием при температурах 100, 110 и 120°С в течение 6 часов. Затем сосуды охлаждались до комнатной температуры и проводилось измерение объема жидкой фазы. Гелеобразный осадок выгружался из сосудов, высушивался в течение суток при комнатной температуре, затем взвешивался на весах. Результаты исследований составов приведены в таблице 1.

Таблица 1 Результаты исследований гелеобразования
Состав	Температура испытания	Объем жидкой фазы, г	Количество осадка, г
№1	110	91	3,5
№2	120	38	51,5
№3	100	8	89
№4 - прототип	110	100	нет
№5 - прототип	120	100	нет
№6 - прототип	100	100	нет

Для оценки селективности предлагаемого состава был проведен фильтрационный эксперимент на установке высокого давления и температуры (установка HP-CFS). В качестве пористой среды использовалась молотая фракция кварцевого песка заданной проницаемости. Исследование проводились на водонасыщенной модели пласта (эксперимент №1) и модели с остаточной водонасыщенностью (эксперимент №2).

Эксперимент №1 выполнялся в следующей последовательности:

- фильтрационная модель насыщалась моделью пластовой воды (ρ=1,012 г/см³) и замерялась проницаемость по пластовой воде (K₁);

- в фильтрационную модель закачивался водоизолирующий состав №2 в количестве 1,5 поровых объема модели;

- модель выдерживалась для гелеобразования в течение 6 часов при температуре 120°С с противодавлением РВ=2,6 МПа;

- после охлаждения и снятия противодавления проводилось определение стабильного значения проницаемости по воде (К₂) и фактора остаточного сопротивления R_ост.

Эксперимент №2 выполнялся в следующей последовательности:

- в насыщенную пластовой водой (ρ=1,012 г/см³) модель закачивалась дегазированная нефть (товарная нефть, поступающая на Волгоградский НПЗ,

ρ₂₀=0,86 г/см³,) µ₂₀=10,96 мПа·с), определялась фазовая проницаемость по нефти (K₁) и количество остаточной воды, которое составило 15,95%;

- в фильтрационную модель закачивался водоизолирующий состав №2 в количестве 1,5 поровых объема модели;

- модель выдерживалась для гелеобразования в течение 6 часов при температуре 120°С с противодавлением Р_В=2,6 МПа;

- после охлаждения и снятия противодавления проводилось определение стабильного значения проницаемости по нефти (К₂) и фактора остаточного сопротивления R_ост.

Результаты фильтрационных экспериментов представлены в таблице 2.

Таблица 2 Результаты фильтрационных экспериментов по оценке селективности предлагаемого состава
№ эксперимента	Проницаемость, мкм2	Фактор остаточного сопротивления
по воде до обработки (K1)	по воде после обработки (К2)
1	14,01	0,038	368,7
	по нефти до обработки (K1)	по нефти после обработки (К2)
2	13,21	0,263	50,2

Как видно из результатов экспериментов, осадкообразование происходит и в водонасыщенной модели и в нефтенасыщенной модели. Однако фактор сопротивления в модели с остаточной нефтенасыщенностью значительно меньше, чем в водонасыщенной модели и объясняется содержанием в модели, минерализованной воды (остаточная водонасыщенность). Это позволяет говорить о селективности состава.

Состав пригоден для изоляции водонасыщенных зон добывающих скважин с пластовой температурой 100°С и выше.

Составы на основе жидкого стекла можно применять для водоизоляции коллекторов любой проницаемости, поскольку они закачиваются в пласт в виде маловязких растворов, а образование изоляционного материала происходит непосредственно в пласте.

Используемая литература

1. Авторское свидетельство СССР №1154438, заявл. 12.09.1983 г., опубл. 1985 г., Бюл. №17 - прототип.

Состав для изоляции пластовых вод в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах, включающий жидкое стекло и воду пресную, отличающийся тем, что содержит в качестве жидкого стекла Нефтенол ЖС-96 и дополнительно карбамид и поверхностно-активное вещество - ПАВ, в качестве которого используют Нефтенол ГФ или Неонол АФ_9-10, или Нефтенол ВКС-Н, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Нефтенол ЖС-96	5,0-72,0
Карбамид	2,0-12,0
ПАВ	0,1-2,0
Вода пресная	Остальное