Изобретение относится к горной промышленности и может использоваться для изоляции горных выработок от притока пластовых вод, содержащих нефть, а именно при переходе клетьевого и скипового стволов при разработке кимберлитовых трубок.
Известен способ изоляции водопритоков в нефтяных скважинах, предусматривающий нагнетание в пласт жидкости с эмульгатором, эмульгирующим пластовую жидкость, до получения вязкой тиксотропной эмульсии, способной закупоривать поры и трещины. Недостатком данного способа является низкая эффективность изоляции ввиду малой адгезии к горной породе и низкой механической прочности полученной эмульсии.
Наиболее близким техническим решением является способ изоляции горных выработок от притока, содержащих нефть подземных вод, путем нагнетания в нефтеводоносные флюиды, содержащие н-алканы нефти, водного раствора мочевины. Недостатком известного способа является использование мочевины без учета качественного и количественного состава нефтяных флюидов, что приводит к низкой изоляционной эффективности данного способа.
Цель изобретения - повышение эффективности и надежности изоляции за счет увеличения удельного объема вещества при образовании кристаллов молекулярного соединения в поровом пространстве горных пород и их стабильности в среде высокоминерализованной пластовой воды.
Поставленная цель достигается тем, что нагнетают в нефтеводоносные породы водный раствор мочевины в количестве, эквимолярном содержанию н-алканов нефти и нефтеводоносных флюидах, до полного заполнения им зоны изоляции и образования клатратов, причем нагнетание осуществляют при условии наличия в нефтеводоносных флюидах тяжелых фракций нефти.
Способ осуществляется следующим образом. По скважинам, пробуренным с дневной поверхности на водоносный горизонт, нагнетают водный раствор мочевины под давлением, превышающим пластовое давление, и заполняют зону тампонирования, образуя смесь агента-клатратообразователя с пластовой водой, после чего скважины герметизируют и консервируют. Количество подаваемого в зону тампонирования клатратообразователя определяют составом и количеством нефти в 1 м3 горных пород и содержания н-алканов нефти.
П р и м е р. В районе кимберлитовой трубки "Интернациональная" нефтяные фракции агрессивного рассола, сравнительно тяжелые (плотность 0,9082 г/см3) и близки к составу ископаемой нефти. Нефтенасыщенность пород чарской свиты составляет 8,25 кг/м3. В групповом углеводородном составе фракции нефти, выкипающей выше 200оС (% на нефть), метано-нафтеновые углеводороды составляют 40,08% , н-алканы 66,54% , бензольные смолы 24,60% , спирто-бензольные смолы 9,89% , асфальтены 2,07% . Таким образом, в 1 м3 породы содержится 2,19 кг клатратообразующих компонентов нефти.
Предлагаемая в качестве реагента-клатратообразователя мочевина не обладает выраженными токсическими свойствами, хорошо растворима в воде, не оказывает разрушающего действия на горные породы.
Для равномерного заполнения ею зоны тампонирования мочевину нагнетают в пласт в виде водного раствора. Нормальные алканы, входящие в состав нефти, начиная с С4Н10 и выше, вступают в реакцию с мочевиной с образованием твердых кристаллических соединений канального типа с формулой
СnH2n+1mNH2CONH2, (1) где m - число молекул мочевины, приходящееся на одну молекулу алкана;
n - натуральное число, n ≥4
Клатратное соединение мочевины представляют собой твердые кристаллические соединения, обладающие повышенной механической прочностью и адгезией, не агрессивны к горным породам, безопасны при обращении, стабильны в среде высокоминерализованной пластовой воды.
Индивидуальный состав метано-нафтеновой фракции, выкипающей выше 200оС, количество необходимой мочевины для превращения нефти в твердое кристаллическое клатратное состояние приведены в табл. 1.
Необходимое количество мочевины для клатратообразования компонентов нефти (н-алканы) данного состава в 1 м3 породного массива в соответствии с формулой (1) равно 7,745 кг. При этом 7,745 кг мочевины обеспечивают связывание более 2,19 кг н-алканов. В поровом пространстве в зоне оттеснения пластовой воды канальные клатраты мочевины в среде нефти проявляют устойчивость благодаря образованию равновесной системы мочевина - н-алканы нефти - клатрат. Оставшиеся после клатратообразования тяжелые фракции нефти из-за их высокой вязкости и наличия твердых компонентов (парафины) способствуют снижению проницаемости обводненных пластов.
В табл. 2 представлена оценка эффективности и надежности изоляции водопритока для доломита.
Как видно из табл. 2, предложенный способ обладает высокой водоизолирующей способностью, стабильностью изоляции во времени. Использование данного способа позволяет существенно повысить эффективность и надежность изоляции горных пород, представленных песчаниками, доломитами или известняками, за счет повышения механической прочности, адгезии к горной породе, стабильности тампонирующего материала в среде высокоминерализованной пластовой воды.
Использование: горная промышленность, для изоляции горных выработок от притока пластовых вод, содержащих нефть. Сущность изобретения: нагнетают в нефтеводоносные флюиды, содержащие н-алканы нефти, водный раствор мочевины. Раствор мочевины нагнетают в количестве, эквимолярном содержанию н-алканов нефти до полного заполнения им зоны изоляции и образования клатратов. Нагнетание мочевины осуществляют при условии наличия в нефтеводоносных флюидах тяжелых фракций нефти. Повышается эффективность и надежность изоляции за счет закупоривания пор образующими клатратами и оставшимися после клатратообразования тяжелых фракций нефти.
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ГОРНЫХ ВЫРАБОТОК ОТ ПРИТОКА ПОДЗЕМНЫХ ВОД, СОДЕРЖАЩИХ НЕФТЬ, включающий нагнетание в нефтеводоносные флюиды, содержащие н-алканы нефти, водного раствора мочевины, отличающийся тем, что водный раствор мочевины нагнетают в количестве, эквимолярном содержанию н-алканов нефти в нефтеводоносных флюидах, до полного заполнения им зоны изоляции и образования клатратов, причем нагнетание осуществляют при условии наличия в нефтеводоносных флюидах тяжелых фракций нефти.
