Пластичная композиция для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта и способ ее применения

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта нефтеводонасыщенных пластов, а также к составам и способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Предложенный способ изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта заключается в закачке кремнийсодержащей композиции с водным раствором неорганического сшивателя и пластификатора, при этом в качестве кремнийсодержащего вещества используют кремнийорганическое маслорастворимое или водорастворимое вещество или кремнийнеорганическое вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%: 55-89 кремнийорганического маслорастворимого или водорастворимого вещества или кремнийнеорганического вещества, 10-40 водного раствора неорганического сшивателя, 1-5 пластификатора. Техническим результатом является улучшение изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта при регулируемом механизме отверждения закачиваемой композиции в области низких температур до 40°С и высоких температур до 90-100°С. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 5 табл., 5 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта нефтеводонасыщенных пластов, а также к составам и способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, к составам и способам для обработки пласта, для регулирования разработки нефтяных месторождений и крепления призабойной зоны пескопроявляюших скважин, а также может использоваться для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн и создания заколонного фильтра.

Известен способ изоляции водопроницаемого пласта, включающий закачку в пласт водного раствора полисиликата натрия и гелеобразователя, в качестве которого используют сульфаминовую кислоту или соляную кислоту, или хлористый кальций (патент RU №2124124. М.кл. 6, E21B 43/32, опубл. 21.12.98г.).

Известен способ разработки продуктивного пласта, включающий закачку силиката щелочного металла и минерализованной воды. Перед закачкой раствор силиката щелочного металла и минерализованную воду смешивают до коллоидного состояния (патент RU №2133825, М.кл. 6 E21B 43/22, опубл. 27.07.99 г.).

Известен способ ограничения водопритока в скважину, включающий последовательную закачку в скважину водного раствора силиката натрия и отвердителя - соляной кислоты на высокоминерализованной воде хлоркальциевого типа. При этом перед закачкой отвердителя в скважину закачивают разделитель - легкую нефть (патент RU №2121570, М.кл. 6 E21B 43/22, опубл. 10.11.98 г.).

Недостатками этих способов являются использование в нем только водорастворимых силикатов, в результате чего способ имеет ограниченную область применения, слабую гидрофобизирующую способность закачиваемых композиций и слабую их нефтевытесняющую способность.

Известен способ изоляции обводненного пласта, включающий закачку полифункциональных алкоксисодержащих кремнийорганических соединений, хлорида поливалентного металла и воду. Перед закачкой состава в пласт закачивают соляную кислоту с концентрацией до 22% (А.с. №1808998, М.кл. 5 E21B 33/138, опубл. 15.04.93, Бюл.14).

Известен способ изоляции притока пластовых вод в скважину путем закачки в пласт кремнийорганического соединения - олигоорганоэтоксихлорсилоксана (а.с. №861554, М.кл. 3 E21B 33/13, опубл. 07.09.81, Бюл. №33).

Известен способ изоляции пласта, включающий закачку синтетической смолы марки КФМК, отвердителей - окзила-СМ и солей алюминия, и воды (патент RU №2272892, М кл 7 E21B 33/138, опубл. 27.03.08, Бюл. №9).

Известен способ крепления призабойной зоны пласта, включающий закачку карбамидной смолы, хлорида аммония, нитрита натрия и воды (патент RU №2352764, М.кл. 7 E21B 33/138, опубл. 10.12.08, Бюл. №11).

Известен способ изоляции притока пластовых вод в скважину, по которому закачивают в скважину смесь 98,0-99,9 мас.% кремнийсодержащего вещества с 0,1-2,0 мас.% высокодисперсным гидрофобным материалом (патент RU №2249670, М.кл. 7 E21B 33/138, опубл. 10.04.2005, Бюл. №10).

Известен способ изоляции притока пластовых вод в скважину и крепления призабойной зоны пласта, по которому закачивают в скважину смесь 44,9-77,9 мас.% кремнийсодержащего вещества с 0,1-3,0 мас.% высокодисперсным гидрофобным материалом и щелочным стоком производства капролактама 20,0-55,0 мас.% (патент RU по заявке №2013144226 от 01.10.2013 г.).

Наиболее близким к предлагаемому составу и способу является способ изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта, включающий закачку в пласт кремнийсодержащего вещества 60-95 мас.%, карбамидоформальдегидного концентрата 5-40 мас.% (патент RU №2446270, М.кл. 7 E21B 33/138, опубл. 10.04.05 г, Бюл. №10).

Недостатком вышеуказанного способа является низкая скорость отверждения закачиваемых композиций в области низких температур до 40°C и хрупкость отвержденных композиций вследствие образования твердого кристаллического геля.

Целью предлагаемого изобретения является создание пластичной композиции и способа ее применения для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта, имеющей регулируемый механизм отверждения закачиваемой композиции в области низких температур до 40°C и высоких температур до 90-120°C и образующей пластичную структуру при отверждении, которая увеличивает качество и срок изоляции водопритока в трещиноватых коллекторах за счет сокращения времени гелеобразования, повышения прочности геля и сокращения времени проведения изоляционных работ, что расширяет область ее применения не только для изоляции водопритока в скважине, но и для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, создания заколонного фильтра и для более эффективной ликвидации проблемы пескопроявления. Способ применения композиции заключается в закачке предложенной пластичной композиции для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта по п. 1.

Поставленная задача решается тем, что пластичная композиция для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта, содержащая кремнийсодержащее вещество, отличающаяся тем, что дополнительно содержит водный раствор неорганического сшивателя и пластификатор, при этом в качестве кремнийсодержащего вещества используют кремнийорганическое маслорастворимое или водорастворимое вещество или кремнийнеорганическое вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%: кремнийорганическое маслорастворимое или водорастворимое вещество или кремнийнеорганическое вещество 55-89, водный раствор неорганического сшивателя 10-40, пластификатор 1-5.

2. Композиция по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве кремнийорганического вещества используют полифункциональные алкоксисодержащие маслорастворимые кремнийорганические вещества - замещенные и полные эфиры ортокремниевой кислоты, органохлорсиланы, олигоорганоэтоксихлорсилоксаны, тетраэтоксисилан с органохлорсиланом или олигоорганоэтоксихлорсилоксаном, смесь титаноэтоксихлорсилоксанов и водорастворимые кремнийорганические вещества: водные растворы метилсиликоната натрия или калия или композиции этоксисилоксанов.

3. Композиция по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве кремнийнеорганического вещества используют технические растворимые силикаты, включающие силикаты натрия в виде растворов жидкого стекла, полисиликаты с силикатным модулем 2,1-6,5, метасиликаты, коллоидные силикаты, а также добываемые в промышленных масштабах минералы, содержащие в своей структурной группе кремний в виде двуокиси кремния (SiO2).

4. Способ изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта, включающий закачку кремнийсодержащей композиции, отличающийся тем, что в качестве кремнийсодержащей композиции закачивают пластичную композиции по п. 1.

В качестве маслорастворимого кремнийорганического вещества используют органохлорсиланы, смесь тетраэтоксилана и органохлорсиланов, смесь тетраэтоксилана и этоксиорганохлорсилоксанов, например смесь олигоорганоэтоксихлорсилоксанов под названием «продукт 119-204» (ТУ 6 02-1294-84), этилсиликат - 40 (ЭТС-40, ГОСТ 26371-84) - гомогенную смесь олигоэтоксисилоксанов, или сложную смесь тетраэтоксилана и олигоэтоксисилоксанов - этилсиликат - 32 (ЭТС-32, ТУ 6-02-895-86); или кремнийорганическую эмульсию КЭ 20-03 (ТУ 6-0505763441-96-93) - 70%-ную водную эмульсию полиэтилсилоксановой жидкости ПЭС-5, или полимерный тампонажный материал марки АКОР Б 100, модифицированный четыреххлористым титаном (ТУ 39-1331-88), или новые марки материалов группы АКОР БН: АКОР БН 100-104, АКОР БН 300, выпускаемые НПФ «Нитпо», или кремнийорганические смолы 139-297 - растворы полифенилсилоксановой смолы в ортоксилоле (ТУ 6-02-1-026-90) или полиметилфенилсилоксановой смолы 134-276 в углеводородном растворителе (ТУ 6 02-1360-87), а в качестве водорастворимого кремнийорганического вещества или смеси их используют, например, гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н (ТУ 6-000491277-101-97) - водный раствор метилсиликоната натрия или композицию этоксисилоксанов (ТУ 6-00 - 05763441-45-92) под названием «продукт 119-296 Т».

В качестве кремнийнеорганического вещества используют технические водорастворимые или коллоидные силикаты, включающие силикаты натрия в виде 30%-ных водных растворов жидкого стекла или полисиликатов с силикатным модулем 2,1-6,5, или метасиликатов, или коллоидных силикатов, или быстрорастворимых гидратированных силикатов, например низкомодульного жидкого стекла марки Сплином (ГОСТ 13078-81), метасиликатов (ТУ 6-18-161-82), жидкого высокомодульного стекла марки «Нафтосил», выпускающегося по ТУ 2145-002-12979928-2001 или коллоидных силикатов натрия марок «Сиалит» (ТУ 2145-010-43811938-97) и «Сиалит-30-5» (ТУ 2145-002-43811938-97), «Кремнезоль К3-ТМ», или быстрорастворимого гидратированного силиката натрия марки «Сиалит-60-3» (ТУ 2145-004-43811938-99), или морозостойкого стекла марки «Номак» (ТУ 2145-015-13002378-95), низкомодульного гидросиликата натрия (ТУ 2145-001-75105538-2005).

Кроме силикатов, в качестве кремнийнеорганического вещества используют добываемые в промышленных масштабах минералы, содержащие в своей структурной группе кремний в виде двуокиси кремния (SiO2), например, в мас.%: полевой шпат K(AlSi3O7) - 64,0, выпускаемый в виде материалов полевошпатовых (ГОСТ 2304-78) и кварц-полевошпатовых (ГОСТ 7030-75); нефелины Na3K(AlSiO4)4 - 43,08, выпускаемые в виде нефелинового концентрата по ТУ 12-54-80 и нефелино-полевошпатовых материалов по ГОСТ 18451-77; кварцы (a⋅SiO2) - 60,09, выпускаемые в виде кварцевого концентрата из природного кварца по ТУ 5726-001-1146665-97, кварца молотого по ГОСТ 9077-82 и кварца гранулированного по ТУ 21-0285122-002-91.

В качестве неорганического сшивающего агента используют соли трехвалентного хрома или алюминия: ацетаты, сульфаты, хлориды, а также хромокалиевые квасцы (хкк).

Кроме того, в качестве неорганического сшивающего агента используют алюмохромфосфатное связующее, выпускаемое по ТУ 2149-150-10964029-01 на ЗАО «ФК» г. Буй Костромской области.

Алюмохромфосфатное связующее (АХФС) представляет собой вязкую жидкость темно-зеленого цвета с удельной массой 1550-1770 кг/м3 при 20°C и содержит 6,5-9,0% массовой доли алюминия в пересчете на Al2O3, 3,5-4,5% массовой доли хрома в пересчете на Cr2O3, 35-40% массовой доли фосфатов в пересчете на P2O5, является пожаро - и взрывобезопасным продуктом.

Неорганический сшиватель используют в виде водного раствора на пресной воде 10-50%-ной концентрации.

В качестве пластификатора используют моноэтанол- и диэтаноламиды растительных масел, например моноэтаноламиды кислот кокосового масла, например Коламид К (ТУ 2433-013-0470605-2005), диэтаноламиды кислот растительных масел - Диламиды (ТУ 2433-001-04706205), выпускаемые компанией «НИИПАВ» в г. Волгодонске: в виде продуктов марок Диламид К, Диламикс, Диламид ПС, Диламид ПЯ, которые представляют собой вязкие жидкости желтого цвета, имеющие pH 8-10, а также ЩСПК или водорастворимые полимеры, например полиакриламид, полиакрилат, полиметакриловую кислоту, поливинилацетат, сополимер винилацетата и винилового спирта, поливиниловый спирт, а также биополимеры на основе маннозы и глюкозы, смесь производных полисахаридов, замещенную целлюлозу: карбоксиметилцеллюлозу, оксиэтилированную, метил- или гидроэтилцеллюлозу.

Кроме того, в качестве пластификатора для приготовления пластичной композиции используют щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) (ТУ 2433-039-00205311-08), который представляет собой жидкость с высокой проникающей способностью от коричневого до темно-коричневого цвета, непрозрачную, без механических примесей, с плотностью при 20°C 1100-1200 кг/м3.

ЩСПК содержит натриевые соли органических кислот в количестве 18-30 мас.%, циклогексанола не более 0,8 мас.%, циклогексанона не более 0,2 мас.%, смолы не более 10 мас.%, суммарная массовая доля капролактама и натриевой соли E-аминокапроновой кислоты не нормируется.

Пластичная композиция для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта содержит в качестве кремнийсодержащего вещества кремнийорганическое маслорастворимое или водорастворимое вещество или кремнийнеорганическое вещество.

В отличие от прототипа заявленная композиция дополнительно содержит водный раствор неорганического сшивателя 10-50%-ной концентрации и пластификатор.

При введении раствора неорганического сшивателя в композицию, содержащую маслорастворимое кремнийорганическое вещество, происходит гидролиз его, так как раствор неорганического сшивателя является электролитом и выступает в качестве катализатора гидролиза, происходит превращение маслорастворимого кремнийорганического вещества в водорастворимое с последующей поликонденсацией его с образованием полисилоксанов.

При использовании в заявленной закачиваемой композиции кремнийнеорганического вещества, например раствора силиката натрия, при введении раствора неорганического сшивателя происходит образование монокремниевой кислоты, которая неустойчива и подвергается полимеризации, в результате чего образуются различные по составу и строению поликремневые кислоты.

При введении раствора неорганического сшивателя в раствор коллоидного силиката, который представляет собой устойчивую коллоидно-дисперсную систему, происходит укрупнение дисперсных частиц коллоидного силиката. В результате коагуляции дисперсных частиц реакционная масса превращается в равномерную студенистую аморфную структуру.

При использовании кремнийнеорганических веществ в композиции в виде одного из вышеперечисленных добываемых минералов в навеску минерала дозируют раствор неорганического сшивателя, который является солью сильных минеральных кислот и имеют кислую среду. Поэтому все используемые минералы легко разлагаются в кислой среде с образованием геля кремневой кислоты.

Более половины мировых запасов нефти и газа содержится на месторождениях с карбонатными коллекторами трещинного и трещинно-порового типа. Отличительная особенность трещиноватых коллекторов - значительное влияние трещин и каверн на фильтрацию композиций. Такие коллекторы имеют повышенные фильтрационные характеристики по сравнению с матрицей горной породы, поэтому нефть вытесняется из них пластовой или нагнетаемой водой значительно быстрее. Поэтому по промытым трещинам в скважину преждевременно начинает поступать вода. Для борьбы с обводнением скважин существует много технологий и композиций, и большинство из них разработаны для условий поровых коллекторов и применение их часто не эффективно.

В связи с этим очень актуальна разработка композиции для изоляции водопритока, которая эффективно работает в трещиноватых коллекторах.

Преждевременный выход из строя скважин при освоении и эксплуатации их, в основном, связан с обводнением скважин и некачественным креплением колонн.

В настоящее время используемые известные составы и способы изоляции притока пластовых вод, крепления призабойной зоны пласта и технологии их применения не позволяют полностью решить проблемы изоляции притока пластовых вод и борьбы с выносом песка. Основными причинами недостаточной эффективности изоляции притока вод является нарушение герметичности заколонного пространства, например, из-за избыточных давлений в затрубном пространстве или из-за частых соляно-кислотных обработок, или других причин. При этом наблюдается коррозионное разрушение цементного камня, что приводит к возникновению заколонных перетоков. Поступление воды увеличивает обводненность продукции. Основное назначение водоизоляционных работ является снижение обводненности продукции, при этом, не допуская снижения дебита нефти, который был до проведения водоизоляционных работ.

Применение заявленной композиции заключается в закачке пластичной композиции для изоляции притока вод в скважине, поступающего по промытым трещинам в скважину в связи с ее обводнением, а также применения ее для герметизации негерметичного цементного кольца.

С целью выбора оптимальных технологических схем воздействия на призабойную зону пласта предложен способ применения заявленной композиции, который включает закачку пластичной композиции по п. 1.

Недостатками прототипа являются хрупкость получаемых отвержденных композиций и не регулируемый механизм отверждения композиций в области низких температур до 40°C вследствие низкой скорости реакции отверждения.

В отличие от прототипа отверждение заявленной композиции при низкой температуре до 40°C происходит очень быстро, например, при использовании для отверждения концентрированных растворов неорганического сшивателя отверждение композиции происходит при перемешивании компонентов. Поэтому для снижения скорости отверждения композиции концентрированные растворы неорганического сшивателя разбавляют пресной водой до нужной концентрации, чтобы обеспечить заданное время отверждения композиции, например, синтезы при 20°C (см. табл. 1 и 2).

Для создания регулируемого механизма отверждения состава в области низких температур до 40°C в кремнийсодержащее вещество дозируют водный раствор неорганического сшивателя нужной концентрации от 10 до 50% мас. в зависимости от заданного периода гелеобразования.

При исследовании время образования геля в композиции определяют визуально, перемешивая реакционную массу через каждые 5-15 мин вплоть до отверждения исследуемой композиции.

Проведены исследования по подбору соотношения компонентов композиции: кремнийсодержащего вещества, пластификатора и раствора неорганического сшивателя при температуре 20°C, 60°C и 90°C, а также выдерживали часть указанных заявленных композиций и композиций по прототипу при 120°C в течение 14 суток (см. табл. 1А).

Проведенные исследования показали, что отвержденные заявленные композиции выдерживают температуру 120°C не менее 14 суток. Особо высокую прочность отвержденным композициям придает использование в качестве неорганического сшивателя алюмохромфосфатного связующего (АХФС), которое придает композициям высокую термостойкость. АХФС используют в сталелитейном производстве, где температура достигает 1650°C, что сопоставимо с огнеупорностью (термостойкостью) кварцевого песка. Композиции по прототипу при 120°C через 3 суток потрескались и частично разрушились.

Заявленную пластичную композицию, содержащую кремнийсодержащее вещество, пластификатор и водный раствор неорганического сшивателя на основе АХФС лучше использовать в трещиноватых коллекторах с температурой 90-120°C. В результате фильтрационных исследований установлено, что за счет содержащейся дисперсной фазы гелеобразующая композиция не проникает в поровое пространство, но при этом легко фильтруется и эффективно изолирует трещины. В результате фильтрации определено, что проницаемость водонасыщенных участков уменьшается в большей степени, чем нефтенасыщенных (сравни композиции в табл. 3 и табл. 4).

Кроме того, заявленную композицию можно применять для цементирования негерметичных цементных колец, так как композиции, имея пластичную мелкодисперсную структуру, закроют имеющиеся трещины в негерметичных цементных кольцах.

Причинами выноса песка являются низкая прочность закрепленной зоны, значительное снижение проницаемости коллектора в зоне крепления, сложность и трудоемкость технологии крепления, недостаточный межремонтный период.

Низкая прочность закрепленной зоны часто обусловлена закачкой хрупких стеклоподобных композиций, которые не выдерживают высоких фильтрационных сопротивлений и высокой температуры, и растрескиваются.

Для получения пластичных композиций в заявленный состав вводят пластификатор. При введении одного из вышеуказанных пластификаторов в закачиваемую композицию состав приобретает новое необходимое свойство - пластичность.

Заявленные закачиваемые пластичные композиции увеличивают адгезию на границе металл-цементный камень и металл-полимерцементный камень.

При использовании композиций по заявленному составу и способу применения его для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, подвергнутых коррозионному разрушению, после закачки заявленной композиции происходит увеличение прочности цементного камня за счет эффекта полимерного «микрозалечивания» пор цементного камня, что предотвращает возникновение заколонных перетоков.

После закачки предложенных пластичных гидрофобных композиций увеличивается гидрофобизация породы, композиции хорошо удерживаются в пласте за счет увеличения адгезии к породе пласта, а за счет увеличения пластичности и прочности, закачиваемых отвержденных композиций надежно изолируется приток пластовых вод и прекращается вынос песка в результате повышения прочности закрепленной зоны.

За счет увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта в результате закачки высокопрочных пластичных композиций и полной изоляции водопритока происходит перераспределение фильтрационных потоков, в результате чего увеличивается приток нефти из микропор низкопроницаемых интервалов. Поэтому заявленную пластичную композицию и способ ее применения можно использовать не только для изоляции пластовых вод в скважине, но и для регулирования разработки нефтяных месторождений.

По заявленному составу и способу его применения в отличие от прототипа образуются пластичные прочные композиции, которые после отверждения выдерживают более высокие фильтрационные сопротивления в пористой среде, водоизолируя промытые водой высокопроницаемые трещины.

Поэтому их используют для полной водоизоляции промытых водой высокопроницаемых и трещиноватых зон, а также для обеспечения перераспределения фильтрационных потоков и подключения к разработке низкопроницаемых застойных и слабодренируемых зон пласта.

Увеличению нефтевытесняющей способности способствует содержание в закачиваемых композициях вышеперечисленных катионных ПАВ.

Закачиваемые композиции, содержащие КПАВ, снижают межфазное натяжение на границе нефть - поверхностно-активная композиция, так как моноэтанол- и диэтаноламиды являются катионными ПАВ, которые облегчают закачку композиций, увеличивают моющую их способность, и в результате чего увеличивается нефтевытесняющая способность композиций заявленного состава.

Исследования показали, что композиции по заявляемому составу и способу его применения успешно блокируют водные каналы высокопроницаемых и трещиноватых пропластков с минимальным снижением нефтепроницаемости.

По заявленному составу закачиваемые композиции готовят так.

В кремнийсодержащее вещество: кремнийорганическое маслорастворимое или водорастворимое вещество или кремнийнеорганическое вещество в количестве 55-89 мас.% добавляют при перемешивании один из вышеперечисленных пластификаторов в количестве 1-5 мас.%, а затем при перемешивании добавляют заранее приготовленный на пресной воде один раствор неорганического сшивателя из диапазона концентраций 10-50%-ных водных растворов его в количестве 10-40 мас.%. Для регулирования скорости отверждения композиций водный раствор неорганического сшивателя подбирают нужной концентрации.

Полученную композицию закачивают в скважину

При необходимости применения концентрированных растворов неорганического сшивателя, учитывая высокую скорость отверждения закачиваемых композиций, используют параллельную закачку смеси кремнийсодержащего вещества с пластификатором и раствора неорганического сшивателя в нужном соотношении компонентов, смешивают их на устье скважины через тройник и дозируют в скважину.

Предложен способ применения пластичной композиции, который в качестве кремнийсодержащей композиции включает закачку пластичной заявленной композиции по п. 1.

Данные лабораторных исследований представлены в таблицах 1-5 и 1А.

Пример 1. По заявленному составу приготавливают композиции на основе кремнийсодержащего вещества в мас.%: в 55-89 кремнийорганического маслорастворимого или водорастворимого вещества или кремнийнеорганического вещества небольшими порциями при тщательном перемешивании добавляют 1-5 пластификатора одного из вышеперечисленных, затем при перемешивании добавляют заранее приготовленный на пресной воде один из вышеуказанных 10-50%-ных водных растворов неорганического сшивателя в количестве 10-40 (см. табл. 1, 2 и 1А).

По заявленному способу приготовленные композиции фильтруют через водонасыщенный керн на фильтрационной установке с целью определения понижения проницаемости коллектора.

Приготовленные для фильтрации колонки из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм заполняют смесью, содержащей песчаники, которые неравномерно расчленены прослоями плотных разностей алевритов и глин, с месторождения Бобриковского горизонта Визейского яруса Самарской области и имеющей пористость 22-25%. Модели под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по воде, которая составила 19,5-27,2 мкм2 (K1) . Затем через колонку прокачивают два объема пор заявленной композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 90°C в течение 6 час для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды. После этого определяют проницаемость по воде (K2). Понижение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиции: K1/K2⋅100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл. 3.

Пример 2. В композиции по прототипу при содержании компонентов в мас.%: в 60-95 маслорастворимого или водорастворимого кремнийорганического вещества, водорастворимого или коллоидного силиката, при перемешивании небольшими порциями при тщательном перемешивании добавляют 5-40 карбамидоформальдегидного концентрата КФК.

На фильтрационной установке через водонасыщенный керн фильтруют два объема пор композиции по прототипу с целью определения понижения проницаемости коллектора (см. Пример 1). После этого колонку выдерживают в термостате при 90°C в течение 6 час для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды. После этого определяют проницаемость по воде (K2). Понижение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиции: K1/K2⋅100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл. 3.

Пример 3. По заявленному составу приготавливают композиции на основе кремнийсодержащего вещества в мас.%: в 55-89 кремнийорганического маслорастворимого или водорастворимого вещества или кремнийнеорганического вещества небольшими порциями при тщательном перемешивании добавляют 1-5 пластификатора одного из вышеперечисленных, затем при перемешивании добавляют заранее приготовленный на пресной воде один из вышеуказанных 10-50%-ных водных растворов неорганического сшивателя в количестве 10-40 (см. табл. 1, 2 и 1 А).

По заявленному способу приготовленные композиции фильтруют через насыщенный нефтью керн с остаточной водонасыщенностью 23-36% на фильтрационной установке с целью определения повышения проницаемости коллектора по нефти.

Линейная модель представляет собой вышеописанную колонку из нержавеющей стали. Колонку заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют проницаемость колонки по воде. После этого колонку насыщают нефтью и определяют остаточную водонасыщенность и проницаемость по нефти, которые составили 23-36% и 3,2-7,8 мкм2 (K1) (моделирование обработки нефтенасыщенной зоны пласта). В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 811 кг/м3 и динамической вязкостью 8,2 мПа⋅с при 20°C. Через колонку прокачивают два поровых объема приготовленной композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 90°C в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (K2), прокачивая три объема пор нефти. Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: K2/K1⋅100%. Результаты фильтрационных исследований представлены в табл. 4.

Пример 4. В композиции по прототипу при содержании компонентов в мас.%: в 60-95 маслорастворимого или водорастворимого кремнийорганического вещества, водорастворимого или коллоидного силиката, при перемешивании небольшими порциями при тщательном перемешивании добавляют 5-40 карбамидоформальдегидного концентрата КФК.

Приготовленные композиции по прототипу фильтруют на фильтрационной установке через насыщенный нефтью керн (см. пример 3) с целью определения повышения проницаемости коллектора, прокачивая два поровых объема композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 90°C в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (К2), прокачивая три объема пор нефти. Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: K2/K1⋅100%.

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл. 4.

Пример 5. По заявленному составу приготавливают композиции на основе кремнийсодержащего вещества в мас.%: в 55-89 кремнийорганического маслорастворимого или водорастворимого вещества или кремнийнеорганического вещества небольшими порциями при тщательном перемешивании добавляют 1-5 пластификатора одного из вышеперечисленных, затем при перемешивании добавляют заранее приготовленный на пресной воде один из вышеуказанных 10-50%-ных водных растворов неорганического сшивателя в количестве 10-40 (см. табл. 1, 2 и 1А).

Предлагаемую композицию фильтруют через промытый нефтенасыщенный керн на фильтрационной установке (моделирование обработки промытой водой нефтенасыщенной зоны пласта) с целью увеличения нефтевытесняющей способности композиции в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта.

Линейная модель представляет собой вышеописанную колонку из нержавеющей стали. Колонку заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют проницаемость колонки по воде.

После этого в модель под давлением нагнетается нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, определяют начальную нефтенасыщенность, которая составляет 64,5-76,8%. В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 811 кг/м3 и динамической вязкостью 8,2 мПа⋅с при 20°C. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. После этого через модель фильтруют два объема пор приготовленной композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 90°C в течение 6 час для образования геля. Затем фильтруют три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.

Результаты фильтрации состава по определению нефтевытесняющей способности композиций представлены в табл. 5.

Проведение закачки композиций по вышеуказанной технологии позволяет закачивать водоизолирующие оторочки в трещиноватые коллекторы, характеризующиеся широким диапазоном пластовых температур от низких до 40°C и высоких до 90-120°C.

1. Пластичная композиция для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта, содержащая кремнийсодержащее вещество, отличающаяся тем, что дополнительно содержит водный раствор неорганического сшивателя и пластификатор, при этом в качестве кремнийсодержащего вещества используют кремнийорганическое маслорастворимое или водорастворимое вещество или кремнийнеорганическое вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%: кремнийорганическое маслорастворимое или водорастворимое вещество или кремнийнеорганическое вещество 55-89, водный раствор неорганического сшивателя 10-40, пластификатор 1-5.

2. Композиция по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве кремнийорганического вещества используют полифункциональные алкоксисодержащие маслорастворимые кремнийорганические вещества - замещенные и полные эфиры ортокремниевой кислоты, органохлорсиланы, олигоорганоэтоксихлорсилоксаны, тетраэтоксисилан с органохлорсиланом или олигоорганоэтоксихлорсилоксаном, смесь титаноэтоксихлорсилоксанов и водорастворимые кремнийорганические вещества: водные растворы метилсиликоната натрия или композиции этоксисилоксанов.

3. Композиция по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве кремнийнеорганического вещества используют технические растворимые силикаты, включающие силикаты натрия в виде растворов жидкого стекла, полисиликаты с силикатным модулем 2,1-6,5, метасиликаты, коллоидные силикаты, а также добываемые в промышленных масштабах минералы, содержащие в своей структурной группе кремний в виде двуокиси кремния (SiO2).

4. Способ изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта, включающий закачку кремнийсодержащей композиции, отличающийся тем, что в качестве кремнийсодержащей композиции закачивают пластическую композицию по п. 1.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин. Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин заключается в том, что в нефтяную добывающую скважину закачивают два реагента.

Настоящее изобретение относится к способу цементирования трубы или оболочки в газовой скважине, который включает в себя: (а) ввод в ствол скважины цементирующего раствора, включающего в себя воду, цемент и метилгидроксиэтилцеллюлозу (МНЕС) и в котором количество МНЕС находится в интервале от 0,05 до 1,50 процентов по массе цемента, при этом плотность цементирующего раствора находится в интервале от 0,72 г/см3 (6,0 ppg) до 1,74 г/см3 (14,5 ppg), и (b) предоставление возможности раствору затвердеть в твердую массу.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вязкоупругим составам для снижения приемистости интервалов негерметичности эксплуатационных колонн при ремонте нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к способу стабилизации полости скважины. Способ включает обеспечение фильтрующего элемента в подлежащей стабилизации полости скважины.

Настоящее изобретение относится к синтетическому цементу, который содержит монофункциональный мономер с низкой вязкостью, дициклопентадиениловый фрагмент, который имеет боковые группы, подверженные свободнорадикальному взаимодействию, 1,3-бутиленгликольдиметакрилат, ненасыщенный стироловый блок-сополимер и пероксидный отвердитель.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационных колонн верхних надпродуктивных интервалов труб облегченным тампонажным материалом с добавлением пеностекла.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при изоляции подошвенных вод в нефтяной добывающей скважине. Технический результат при использовании изобретения - повышение эффективности водоизоляционных работ за счет создания протяженного надежного водоизоляционного экрана в интервале ВНК.

Изобретение относится к вязкоупругим составам (ВУС), используемым для предупреждения межколонных газопроявлений и изоляции межтрубного пространства скважин при первичном цементировании обсадных колонн, спущенных в интервалах многолетне-мерзлых пород (ММП).

Изобретение относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов. Технический результат изобретения заключается в уменьшении водопроницаемости с использованием гелеобразующей жидкости, которая содержит модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одну аминогруппу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки карбонатных нефтяных пластов. Технический результат изобретения заключается в увеличении нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта воздействием, подключении в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, увеличении фильтрационных свойств матрицы карбонатного коллектора, а также расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами и для ограничения водопритока в добывающей скважине.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта. Технический результат – повышение однороднсти состава и обеспечение возможности регулирования времени сшивки.

Группа изобретений относится к бурению скважин и разработке месторождений углеводородов. Технический результат – разложение жидкости обработки при конкретных температурных условиях с одновременным ее удешевлением и возможностью использовать ее в больших количествах.

Изобретение может быть использовано при утилизации отходов промышленного производства. Шлак производства феррованадия силикоалюминотермическим способом используют в качестве нейтрализующего материала для рекультивации закисленных почв терриконников.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для удаления водогазоконденсатной смеси с забоя газовых и газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин. Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин заключается в том, что в нефтяную добывающую скважину закачивают два реагента.

Настоящее изобретение относится к композиции, содержащей соединения аминов, и их применению в буровых жидкостях. Композиция для применения в или в качестве буровой жидкости типа «вода в масле», содержащая: (А) одно или более первичных, вторичных или третичных алкоксилированных соединений аминов, (B) одно или более соединений карбоновых кислот, выбранных из одного или более представителей группы эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с моноспиртами и эфиров полиалкиленгликоль-карбоновых кислот с полиолами, (C) масло, являющееся текучим по меньшей мере при 25°C, (F) воду и дополнительно соли, растворенные в воде в концентрации более 1 мас.%, и композиция является эмульсией типа «вода в масле», в которой масло образует непрерывную фазу, а вода образует дисперсную фазу.

Настоящее изобретение относится к способу цементирования трубы или оболочки в газовой скважине, который включает в себя: (а) ввод в ствол скважины цементирующего раствора, включающего в себя воду, цемент и метилгидроксиэтилцеллюлозу (МНЕС) и в котором количество МНЕС находится в интервале от 0,05 до 1,50 процентов по массе цемента, при этом плотность цементирующего раствора находится в интервале от 0,72 г/см3 (6,0 ppg) до 1,74 г/см3 (14,5 ppg), и (b) предоставление возможности раствору затвердеть в твердую массу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - замедление скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличение степени охвата обработкой пласта, предотвращение образования кольматирующих отложений с усиленным эффектом стабилизации железа, возможность использования для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными коллекторами.

Изобретение относится к обработке нефтедобывающих скважин, а именно к композициям, обеспечивающим деструкцию высоковязких жидкостей на водной основе, применяемых в гидравлическом разрыве пласта – ГРП.

Группа изобретений относится к добыче нефти и газа. Технический результат – улучшение проницаемости пластов песчаника, способность к биоразложению и высокая кислотность без образования отложений жидкости обработки. Способ обработки пласта песчаника включает введение в пласт жидкости, содержащей 5-30 мас.% от общего количества жидкости глутаминовой N,N-диуксусной кислоты или её соли (GLDA), 0,1-2 об.% ингибитора коррозии, 0,01-5 об.% поверхностно-активного вещества и, необязательно, общий растворитель, причём поверхностно-активное вещество является неионогенным или анионогенным поверхностно-активным веществом, и имеющей pH между 1 и 14. 4 н. и 16 з.п. ф-лы, 9 ил., 3 табл., 10 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта нефтеводонасыщенных пластов, а также к составам и способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Предложенный способ изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта заключается в закачке кремнийсодержащей композиции с водным раствором неорганического сшивателя и пластификатора, при этом в качестве кремнийсодержащего вещества используют кремнийорганическое маслорастворимое или водорастворимое вещество или кремнийнеорганическое вещество при следующем соотношении компонентов, мас.: 55-89 кремнийорганического маслорастворимого или водорастворимого вещества или кремнийнеорганического вещества, 10-40 водного раствора неорганического сшивателя, 1-5 пластификатора. Техническим результатом является улучшение изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта при регулируемом механизме отверждения закачиваемой композиции в области низких температур до 40°С и высоких температур до 90-100°С. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 5 табл., 5 пр.

Наверх