Состав для изоляции водопритоков в скважину


 


Владельцы патента RU 2412975:

Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину, в том числе в высокотемпературную скважину. Состав для изоляции водопритоков в скважину включает алкоксисодержащее кремнийорганическое соединение и бутиловый эфир ортотитановой кислоты. В качестве алкоксисодержащего кремнийорганического соединения вяжущее содержит продукт АГМ-9, а в качестве бутилового эфира ортотитановой кислоты - полибутоксититан при следующем соотношении ингредиентов, об.%: продукт АГМ-9 0,5-5,0, полибутоксититан 95,0-99,5. Технический результат - повышение коррозионной стойкости и снижение проницаемости водонасыщенных коллекторов, создание надежного изоляционного экрана с повышенной термостойкостью, обеспечивающей использование состава в широком интервале температур. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам, применяемым для изоляции водопритоков в скважину, в том числе в высокотемпературных скважинах.

Анализ уровня техники показал следующее:

- известен состав для ограничения водопритока в скважину на основе тетрабутоксититана, содержащий дополнительно тетраэтоксисилан или тетрабутоксисилан в количестве 0,5-1 мас.ч тетраэтоксисилана или тетрабутоксититана к 1 мас.ч тетрабутоксититана (см. а.с. СССР №1315602, кл. Е21В 33/13, 01.10.1985 г., опубл. в Бюл. №21, 1987 г.).

Недостатком указанного состава является недостаточная эффективность проведения работ по изоляции водопритоков в скважину. Это обусловлено следующими причинами: при взаимодействии с пластовой водой происходит гидролиз тетрабутоксититана с образованием геля гидроксида титана, а используемый в рецептуре ингредиент тетраэтоксисилан является неполярной жидкостью, не смешивающейся с водой. Поэтому его гидролиз протекает на границе раздела фаз (тетраэтоксисилан - пластовая вода), что приводит к тому, что образовавшегося количества геля не достаточно для полной закупорки пор водонасыщенного коллектора.

Полному гидролизу состава будет препятствовать и наличие растворителей - керосина, безводной нефти, дизельного топлива и других органических растворителей, увеличивающих гидрофобность состава, при этом смешение с пластовой водой будет затруднено.

Органические растворители со временем могут вымываться из геля под давлением пластовой воды, что приведет к образованию водопроводящих каналов, через которые произойдет поступление пластовых вод в скважину. Данное обстоятельство указывает на непродолжительный эффект изоляции. Указанные растворители, кроме того, являются легковоспламеняющимися веществами;

- известен состав для изоляции водопритоков в скважины, рецептура которого имеет следующее соотношение ингредиентов, мас.%:

Кремнийорганическое соединение 40-90
Хлорид металла 0,5-10
Гликоль 10-50

(см. патент РФ №2174588, кл. Е21В 33/138, 20.12.1999, опубл. в Бюл. №28, 2001).

В качестве кремнийорганического соединения он содержит этилсиликат-32, или этилсиликат-40, или тетраэтоксисилан, или смолку этилсиликатов. В качестве хлорида металла он содержит хлорид металла III-VIII групп.

Недостатком указанного состава является недостаточная эффективность проведения работ по изоляции водопритоков в скважину. Это обусловлено следующими причинами: согласно описанию к изобретению для расширения технологических возможностей и экономических соображений состав перед закачиванием предварительно смешивают с водой. Указанное может привести к гидролизу хлоридов металлов с образованием соответствующих гидроксидов, что увеличит вязкость состава и затруднит прокачивание состава. При продавливании состава в пласт, особенно если он сложен песчаником, гидроксиды металлов будут отфильтровываться на поверхности пласта. Последнее препятствует проникновению состава в мелкие и средние поры пласта. Заполняются, в основном, крупные поры и трещины, изоляционный экран будет неоднородным, не сплошным, что в свою очередь снижает эффективность работ по изоляции водопритока в скважину. При смешении ингредиентов состава с водой перед его закачкой или при контакте состава с пластовой водой изолируемого интервала происходит гелеобразование состава, при этом хлориды металлов III-VIII групп гидролизуются с выделением соляной кислоты. Согласно описанию значение водородного показателя состава рН составляет 1,5-3, что приводит к развитию коррозионных процессов технологического оборудования, а сам состав характеризуется повышенной коррозионной активностью.

Скорость коррозии состава составляет 0,65 г/м·ч (см. таблицу), что составляет 0,725 мм/год, при этом допустимая скорость коррозии труб при контакте с технологическими жидкостями считается приемлемой и безопасной, если она составляет 0,125 мм/год (см. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. - М.: Недра, 1990), т.е. скорость коррозии выше допустимой в 5,8 раза.

Использование состава указанной рецептуры не обеспечивает длительного эффекта изоляции ввиду того, что, несмотря на высокие показатели снижения проницаемости для воды (см. табл. описания), наличие образующейся соляной кислоты приведет к образованию вторичных пор за счет взаимодействия с породой пласта, как это происходит при солянокислотных обработках, обычно применяющихся для увеличения проницаемости продуктивных пластов. Образование вторичных пор, в свою очередь, приведет к возможному водопритоку, а следовательно, не обеспечит создание надежного изоляционного экрана. Из хлоридов металлов III-VIII групп в качестве примера выбран тетрахлорид титана, который с влагой атмосферного воздуха образует токсичное вещество - хлороводород, раздражающе действующий на дыхательные пути. Одним из ингредиентов состава являются гликоль. В качестве гликоля применяют триэтиленгликоль, или тетраэтиленгликоль, или 1,2-пропиленгликоль, или этиленгликоль, или диэтиленгликоль, или бутиленгликоль, или их смеси. Указанные вещества имеют довольно высокую стоимость, кроме того, они являются довольно токсичными веществами, среди которых наиболее токсичен эти-ленгликоль;

- в качестве прототипа выбран тампонажный состав для изоляции притока пластовых вод, рецептура которого имеет следующее соотношение ингредиентов, мас.%:

Олигоорганоэтоксихлорсилоксан 45,0-63,5
Тетрабутоксититан 36,0-50,0
Тетрахлорид титана или
Органохлорсилан 0,5-5,0

(см. а.с. СССР №1314016, кл. Е21В 33/138, 06.01.1986 г. опубл. бюл. №20, 1987 г.).

Недостатком указанного состава является недостаточная эффективность проведения работ по изоляции водопритоков в скважину. Это обусловлено следующими причинами: при закачивании данного состава в процессе контактирования его с пластовыми водами происходит отверждение состава с одновременным выделением соляной кислоты. Соляная кислота выполняет роль катализатора реакции омыления бутоксигрупп в тетрабутоксититане и этоксигрупп в олигосилоксане. Так как соляная кислота является коррозионно активным соединением, наличие ее приводит к развитию коррозионных процессов технологического оборудования, а сам состав характеризуется повышенной коррозионной активностью. Использование состава указанной рецептуры не обеспечивает длительного эффекта изоляции. Несмотря на высокие показатели снижения проницаемости для воды (см. таблицу), наличие образующейся соляной кислоты приведет к образованию вторичных пор за счет взаимодействия с породой пласта, как это происходит при солянокислотных обработках, обычно применяющихся для увеличения проницаемости продуктивных пластов. Образование вторичных пор, в свою очередь, приведет к возможному водопритоку из пласта, а следовательно, не обеспечит создание надежного изоляционного экрана.

Как следует из описания к изобретению, отвержденный состав представляет собой прочную плотную массу, не растворимую в органических растворителях (потеря массы при нагревании в течение 10 суток при 80°С в дизельном топливе 1,2-2,8%, элементный состав по отношению Si и Ti в исходном составе и отвержденном материале совпадают). При температуре 150°С произойдет деструкция геля, сопровождающаяся значительной потерей массы, что делает применение состава неэффективным для изоляции водопритока в высокотемпературные скважины.

Кроме того, согласно правилу Вант-Гоффа, увеличение температуры на каждые 10°С приводит к возрастанию скорости реакции в 2-4 раза. Таким образом, при высоких температурах увеличатся скорость коррозионных процессов технологического оборудования и скорость растворения минералов, слагающих продуктивный пласт.

Используемые в рецептуре состава тетрахлорид титана или органохлорсилан являются токсичными веществами. Раздражающее действие их на дыхательные пути человека обусловлено гидролизом данных соединений атмосферной влагой, в результате чего выделяется хлороводород.

Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышается эффективность проведения работ по изоляции водопритоков в скважину за счет использования состава с высокими закупоривающими свойствами, обеспечивающими снижение проницаемости водонасыщенных коллекторов и создание надежного изоляционного экрана, с повышенной термостойкостью, обеспечивающей использование состава в широком интервале температур, пониженной коррозионной активностью.

Технический результат достигается с помощью известного состава для изоляции водопритоков в скважину, включающего алкоксисодержащее кремнийорганическое соединение и бутиловый эфир ортотитановой кислоты, отличающегося тем, что он в качестве алкоксисодержащего кремнийорганического соединения содержит продукт АГМ-9, а в качестве бутилового эфира ортотитановой кислоты - полибутоксититан при следующем соотношении ингредиентов, об.%:

Продукт АГМ-9 0,5-5,0
Полибутоксититан 95,0-99,5

Заявляемый состав соответствует условию «новизны». Для приготовления состава используют продукт АГМ-9 -(γ-аминопропилтриэтоксисилан NН2(СН2)3Si(ОС2Н5)3) по ТУ 6-02-724-77. Представляет собой жидкость, фактически состоящую из смеси γ- и β-изомеров и имеющую температуру кипения 80°С (при 4 гПа). Растворим в органических растворителях, спиртах и относительно легко гидролизуется водой с образованием геля. Представляет собой бесцветную жидкость без механических примесей плотностью при 20°С 943-957 кг/м3. Суммарное содержание аминопропилтриэтоксисилана и аминоизопропилтриэтоксисилана 98,0%. Полибутоксититан используют по ТУ 2423-008-50284764-2006. Представляет собой бутиловый эфир ортотитановой кислоты. Прозрачная жидкость с запахом бутилового спирта, легко гидролизуется водой.

Совместное применение в рецептуре предлагаемого состава ингредиентов в указанном содержании обеспечивает повышение эффективности проведения работ по изоляции водопритоков в скважину. Это обусловлено следующим: при контакте состава с пластовой водой в начальный момент происходит образование комплексных соединений. Благодаря наличию в таких комплексах мощного электрофильного лигандообразователя титана, с одной стороны, и элекрофильного атома кремния, с другой, вследствие соответствующего распределения электронной плотности связь кислород-кремний О-Si разрыхляется и становится возможным двухцентровая атака по этой связи с образованием силанола. Взаимодействие последнего с полибутилтитанатом приведет к образованию трехмерных пространственных структур на основе смешанных кремний-титанорганических соединений, которые далее гидролизуются водой с отщеплением молекул бутилового спирта. При этом происходит образование полимеров с поперечными связями.

Молекула продукта АГМ-9 (γ-аминопропилтриэтоксисилан NН2(СН2)3Si(ОС2Н5)3) в своем составе содержит аминогруппу, которая при взаимодействии с пластовой водой создает значения водородного показателя рН в щелочной области. Гидроксидионы являются катализаторами гидролиза кремний-титанорганического соединения. Наиболее сложно гидролизуется бутоксигруппа, непосредственно связанная с титаном. Причина этого - высокая устойчивость к гидролизу С4Н9O-группы, непосредственно связанной с титаном по следующей реакции:

Ti-OC4H9+H2O=Ti-OH+C4H9OH

Присутствие катализатора обеспечит смещение реакции гидролиза в сторону образования нерастворимых осадков гидроксидов титана и кремния, обуславливающего высокие изоляционные свойства состава. Поскольку реакция взаимодействия ингредиентов состава с пластовой водой протекает в поровом пространстве пласта, то продукты их взаимодействия равномерно заполняют поры, полностью их кольматируя.

Согласно вышеперечисленному состав характеризуется высокими закупоривающими свойствами, что обеспечивает снижение проницаемости водонасыщенных коллекторов и создание надежного изоляционного экрана. Кроме того, повышению изолирующих свойств способствует образующийся в процессе взаимодействия ингредиентов состава с пластовой водой бутиловый спирт, который содержится в геле в окклюдированном и адсорбированном виде. Наличие бутилового спирт а способствует гидрофобизации геля, что препятствует диффузии пластовой воды через состав.

Со временем гель упрочняется за счет упорядочения полимерной структуры геля («старения»). Это позволит обеспечить долговечность изоляционного экрана, что, в свою очередь, позволит увеличить межремонтные сроки эксплуатации.

Состав характеризуется повышенной термостойкостью, обеспечивающей использование его в широком интервале температур. При использовании состава в условиях повышенных температур образование геля происходит в результате термореактивной реакции, изоляционный экран упрочняется за счет повышения степени конденсации гидроксида титана вследствие оляции (образования мостиковых связей [Ti-(ОН)-Ti], [Ti-(ОН)-Si]) и оксоляции (образования связей [Ti-О-Ti], [Ti-О-Si]), что также обеспечивает долговечность изоляционного экрана и расширяет температурный интервал применения заявляемого состава. Указанное приводит к повышению эффективности проведения работ по изоляции водопритока в скважине.

Модифицирование поверхности пор пласта молекулами продукта АГМ-9 и полибутилтитаната обеспечивает адгезию состава к породе пласта.

Состав характеризуется низкой коррозионной активностью. Поверхность металла оборудования сважины способна адсорбировать молекулы выделяющегося при поликонденсации молекул полибутилтитана бутилового спирта. Адсорбция спирта произойдет за счет сил Ван-дер-Ваальса при участии гидроксогруппы молекул спирта, гидрофобная часть которых будет обращена в водную фазу. В результате произойдет незначительное смачивание гидрофобной поверхности металла гидрофильной жидкостью, в качестве которой выступает пластовая вода, содержащая агрессивные соединения. Вышеуказанное будет препятствовать развитию коррозионных процессов. Щелочная среда, создаваемая при контакте состава с пластовой водой, также препятствует коррозии металлической поверхности.

Содержание в составе полибутилтитаната менее 95,0 об.%, а продукта АГМ-9 более 5,0 об.% нецелесообразно из-за ухудшения свойств состава, так как оно не обеспечивает эффективной изоляции.

Содержание в составе полибутилтитаната более 99,5 об.%, а продукта АГМ-9 менее 0,5 об.% экономически и технологически нецелесообразно, так как существенного улучшения свойств состава не происходит.

Таким образом, согласно вышеуказанному предлагаемая совокупность существенных признаков обеспечивает достижение заявляемого технического результата.

Не выявлены по имеющимся источникам известности технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату.

Заявляемый состав соответствует условию «изобретательского уровня».

Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами.

Пример 1 (промысловый)

Проводят работы по изоляция водопритоков в газовой скважине

Исходные данные

Наружный диаметр эксплуатационной колонны, м 0,219
Глубина спуска эксплуатационной колонны, м 1155,97
Наружный диаметр насосно-компрессорных труб, м 0,168
Глубина спуска насосно-компрессорных труб, м 1088,65
Искусственный забой, м 1118,0
Интервал перфорации, м 1116-1138
Текущий газоводяной контакт, м 1130
Искусственный забой, м 1118,0

Прогнозируемое поднятие ГВК на ближайшие 2 года составляет 1130 м, мощность изолируемого интервала составляет h=1138-1130=8 м.

Объем состава для изоляции водопритоков в скважину на проведение работ по изоляции водопритоков в скважину рассчитывают по формуле

V=0,785·(D2-d2)·h·m·k3,

где D - диаметр зоны изоляции, м;

m - средняя открытая пористость продуктивного пласта, m=0,32;

k3 - коэффициент заполнения порового пространства изолируемого интервала, k3≈0,40-0,45.

Диаметр зоны изоляции принимают равным D=2,0 м.

Следовательно

V=0,785-(2,02-0,2192)·8·0,32·0,40=3,2 м3.

Готовят состав для изоляции водопритоков в объеме 3,2 м3 следующим образом:

в емкости цементировочного агрегата смешивают 3,04 м3 (95 об.%) полибутилтитаната и 0,16 м3 (5 об.%) продукта АГМ-9. Смесь перемешивают в течение 20-30 мин.

Закачку состава для изоляции водопритоков в скважину осуществляют при помощи цементировочного агрегата ЦА-320 М при 2-й или 3-й передачах (диаметр втулок Dвт=100 мм). Общее время закачки состава Т рассчитывают по формуле

T=V/Q,

где Q - производительность агрегата ЦА -320 Q на данной передаче, м3/с.

При 2-й передаче агрегата: Т=3,2/0,003=1067 с=17,8 мин.

При 3-й передаче агрегата: Т=3,2/0,0058=552 с=9,2 мин.

В качестве буферной жидкости используют газовый конденсат объемом 0,5 м3.

Продавливают состав в пласт промывочной жидкостью в объеме 3,4 м3.

Давление на цементировочном агрегате в конце продавки - 1,5 МПа.

Поднимают НКТ-73 мм до глубины 850 м и производят прямую циркуляцию промывочной жидкости в течение 1 цикла.

Закрывают скважину на время гелеобразования - 12 часов.

Пример 2 (лабораторный)

Для приготовления 1000 мл состава 950 мл полибутоксититана (95,0 об.%) смешивают с 50 мл продукта АГМ-9 (5,0 об.%), после чего тщательно перемешивают.

Технологические свойства состава для изоляции водопритоков в скважину

при 20°С: проницаемость по воде до обработки - 6,9 мкм2×10-3, проницаемость по воде после обработки - 0,166 мкм2×10-3; K20=97,6%, скорость коррозии V20=0,004 г/м2·ч.

при 170°С: проницаемость по воде до обработки - 7,1 мкм2×10-3, проницаемость по воде после обработки - 0,48 мкм2×10-3; К170=93,2%, скорость коррозии V170=0,5 г/м2·ч.

Пример 3 (лабораторный)

Для приготовления 1000 мл состава 995 мл полибутоксититана (99,5 об.%) смешивают с 5 мл продукта АГМ-9 (0,5 об.%), после чего тщательно перемешивают.

Технологические свойства состава для изоляции водопритоков в скважину:

при 20°С: проницаемость по воде до обработки -7,0 мкм2×10-3, проницаемость по воде после обработки - 0,021 мкм2×10-3; К20=99,7%, скорость коррозии V20=0,006 г/м2·ч.

при 170°С: проницаемость по воде до обработки - 6,8 мкм2×10-3, проницаемость по воде после обработки - 0,36 мкм2×10-3; K170=94,7%, скорость коррозии V170=0,8 г/м2·ч.

Пример 4 (лабораторный)

Для приготовления 1000 мл состава 972,5 мл полибутоксититана (97,25 об.%) смешивают с 0,275 мл продукта АГМ-9 (2,75 об.%), после чего тщательно перемешивают.

Технологические свойства состава для изоляции водопритоков в скважину

при 20°С: проницаемость по воде до обработки - 6,7 мкм2×10-3, проницаемость по воде после обработки - 0,034 мкм2×10-3; K20=99,5%, скорость коррозии V20=0,005 г/м2·ч.

при 170°С: проницаемость по воде до обработки - 7,0 мкм210-3, проницаемость по воде после обработки - 0,38 мкм2×10-3; К170=94,6%, скорость коррозии V170=0,7 г/м2·ч.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условиям «новизна, изобретательский уровень и промышленная применимость», то есть является патентоспособным.

Состав для изоляции водопритоков в скважину, включающий алкоксисодержащее кремнийорганическое соединение и бутиловый эфир ортотитановой кислоты, отличающийся тем, что он в качестве алкоксисодержащего кремнийорганического соединения содержит продукт АГМ-9, а в качестве бутилового эфира ортотитановой кислоты - полибутоксититан при следующем соотношении ингредиентов, об.%:

Продукт АГМ-9 0,5-5,0
Полибутоксититан 95,0-99,5


 

Похожие патенты:

Изобретение относится к вязкоупругой композиции для загущения, образования гелей и в качестве поверхностно-активного вещества. .

Изобретение относится к вязкоупругой композиции для загущения, образования гелей и в качестве поверхностно-активного вещества. .

Изобретение относится к вязкоупругой композиции для загущения, образования гелей и в качестве поверхностно-активного вещества. .

Изобретение относится к способам и композициям для определения геометрии трещины в подземных пластах. .

Изобретение относится к поверхностно-активным веществам - ПАВ, в частности, к обрабатывающим жидкостям, содержащим ПАВ на основе ортоэфиров, и сопряженным методам. .
Изобретение относится к оптимизации и увеличению добычи нефти, газа и воды из скважин, пробуренных к подземному пласту. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритоков в скважину. .

Изобретение относится к креплению нефтяных и газовых скважин, в частности к составу для приготовления буферной жидкости, обладающей моющими свойствами. .

Изобретение относится к защите окружающей среды и может быть использовано для очистки нефтешлама, нефтезагрязненного грунта и почвы в местах добычи и переработки нефти, при аварийных ситуациях на нефтепроводах

Изобретение относится к разобщению подземных пластов и, более конкретно, к способам закупорки проницаемой зоны в стволе скважины
Изобретение относится к составу цементного раствора и к способу цементирования скважин с его использованием

Изобретение относится к композиции и способу для очистки части подземного ствола скважины и обсадной колонны перед цементированием

Изобретение относится к композиции и способу для очистки части подземного ствола скважины и обсадной колонны перед цементированием

Изобретение относится к области извлечения углеводородов из подземного пласта, а более конкретно - к удалению жидкостей для обработки на водной основе, содержащих вязкоупругие поверхностно-активные вещества ВУПАВ, используемых во время операций извлечения углеводородов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта с поровым и трещинно-поровым коллекторами терригенного состава с глинисто-карбонатным цементом
Изобретение относится к расширяющемуся тампонажному материалу и может найти применение при креплении нефтяных и газовых скважин в диапазоне температур от 22 до 110°С

Изобретение относится к области строительства и капитального ремонта скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины
Наверх