СОСТАВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ Российский патент 2004 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных скважин, и может быть использовано для изоляции пласта при разработке обводненной нефтяной залежи, вследствие чего повышается нефтеотдача.

Известен состав для изоляции пласта, содержащий нефть, латекс, эмультал (см. АС СССР №667339, МПК Е 21 В 33/138).

Известен раствор для обработки стенок буровых скважин с целью уменьшения их проницаемости, который содержит полимерный материал, взаимный растворитель, ПАВ и жидкий носитель (см. патент США №4476931, МПК Е 21 В 33/138).

Однако названные составы имеют характерные для полимерных материалов недостатки - склонность к загустеванию, что снижает со временем их реологические свойства. Кроме того, оба состава содержат токсичные и огнеопасные органические растворители.

Известен также состав, содержащий вес.%: нефть 64-66, резиновая крошка 13-15, наполненный бензином гранулированный фаянс 20-22 (см. АС СССР №717285, МПК Е 21 В 33/138).

Наличие в составе гранулированного фаянса снижает его эластичность, что затрудняет тампонирование пор в пласте. Состав является дорогостоящим. Кроме того, фаянсовый наполнитель подвергается скорой седиментации, что затрудняет эксплуатацию тампонирующего состава. Композиция содержит легко воспламеняющуюся жидкость - бензин.

Наиболее близким к составу по изобретению является состав для добычи нефти, содержащий нефть в качестве основы и изопреновый каучук (см. патент РФ №2081310, опубл. 10.06.1997).

Недостатком данного состава является ограничение не только водопритока, но и нефтепритока; неоднородность состава, создающая принципиальную невозможность проникновения твердых частиц в пористую структуру пород и высокую вероятность вымывания жидкой фазы под пластовым давлением воды; а также недостаточно высокая адгезия тампонирующей системы к карбонатной и терригенной породам, что повышает вероятность ретампонирования в процессе эксплуатации скважины.

Задачей предлагаемого решения является улучшение тампонирующих свойств за счет гомогенизации системы при одновременном увеличении нефтепритока, ограничении водопритока и повышении адгезии к карбонатной и терригенной породам.

Поставленная задача решается тем, что cостав для добычи нефти, включающий нефть в качестве основы и каучук, дополнительно содержит вулканизирующий агент - диэтилдитиокарбамат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: нефть - 100, каучук - 3-15, вулканизирующий агент - 0,06-0,75, причем в качестве каучука состав может содержать синтетический изопреновый каучук марок СКИ-3С и СКИ-3 или натуральный каучук.

Способ приготовления состава заключается в смешении перечисленных компонентов с дозировкой в указанных пределах и выдержке данной смеси до набухания и растворения каучука (полного или частичного) в нефти. Данный процесс осуществляется при температуре 50-60°С в течение 2-10 часов.

При применении данного состава необходимо после закачки его в скважину выдержать под давлением 0,179 МПа в течение до 24 часов для завершения процесса адгезионного взаимодействия тампонажного состава с породой и формирования сетчатой структуры раствора эластомера в нефти.

Выбор в качестве эластомерной матрицы синтетического каучука определялся критерием объемной набухаемости.

Экспериментальные данные по определению критерия объемной набухаемости для различных видов каучуков приведены в табл.1.

Высокой объемной набухаемостью обладают каучуки: бутадиеннитрильный марки СКН-18, бутадиенстирольный АРКП, изопреновые каучуки марок: СКИ-3 и СКИ-3С и бутилкаучук марки БК. Максимальную набухаемость имеют каучуки: СКИ-3 и СКИ-3С, а также натуральный каучук; кроме того, эти марки каучуков обладают частичной растворимостью в нефти, что является благоприятным фактором для создания гомогенной системы с сетчатой структурой.

С целью прогнозирования поведения каучуков при повышенных температурах, которые могут быть реализованы на различных глубинах добывающих скважин, параллельно с набухаемостью и растворимостью определялись температуры плавления различных каучуков, которые представлены в табл.2.

Таким образом, для нефтяных тампонажных составов оптимальными являются каучуки СКИ-3С, СКИ-3, так как они обладают наибольшей объемной набухаемостью, наилучшей растворимостью в нефти и наименьшей температурой плавления.

Остальные виды каучуков имеют сравнительно высокую температуру плавления, что позволяет использовать их на больших глубинах. В этом отношении оптимальным вариантом является натуральный каучук, который имеет высокую термостойкость (температура плавления 190°С) и хорошую растворимость и набухаемость в нефти.

С целью определения оптимальных концентраций каучуков СКИ-3С и СКИ-3 в нефти, при которых тампонажный состав находится в жидком (вязкотекучем) состоянии и не содержит твердой фазы, исследовались составы с концентрацией изопренового каучука в нефти 3, 5, 7, 10, 15 мас.частей на 100 мас. частей нефти при t=60°C. Критерием полноты растворения являлась гомогенность (однородность) массы, см. табл.3.

Составы 1 и 2 оставались долгое время жидкими после набухания и растворения и не гелировались в результате взаимодействия каучука с компонентами нефти. Составы 3 имели более высокую вязкость, чем 1 и 2, набухание и растворение их происходило медленнее. Однако полного гелирования (потери текучести) не наблюдалось. Составы 4 обоих каучуков после трехчасовой выдержки их в нефти становились вязкими, а через 10 часов составы загелировались. Составы 5 после трехчасовой выдержки каучуков в нефти вели себя следующим образом: в нижней части сосуда формируется гель, а сверху образуется твердая масса. При перемешивании масса распределяется по всему объему, но через некоторое время нефть снова отторгает избыточное количество каучука, который всплывает вверх. Создается впечатление, что каучук полностью не набухает и система поэтому не гелируется.

На основании полученных экспериментальных данных были выбраны синтетические каучуки изопреновые марок: СКИ-3С и СКИ-3, обеспечивающие после введения их в нефть эффективное набухание, растворение и гелирование. Аналогичное поведение обнаружил и раствор натурального каучука, содержащего 95-97% изопренового каучука, в нефти.

Выбор вулканизирующего агента для обеспечения гелирования системы проводился на примере каучука СКИ-3С. Вулканизирующие агенты вводились совместно с серой и без серы.

Задачей являлось обеспечение гелирования (отверждения) систем в условиях эксплуатации скважин t=60°C. Процентное содержание каучука в нефти было одинаково (10%), все компоненты в систему вносились одновременно с каучуком. Для обеспечения гелирования систем экспериментально исследовались различные вулканизирующие агенты, используемые в производстве резинотехнических изделий: сера, альтакс, каптакс, тиурам, сульфенамид цинка, дифенилгуанидин, диэтилдитиокарбамат натрия. Все вулканизирующие агенты сначала вводились в систему совместно с серой, как это предписано технологическим регламентом производства резин и эбонита. Экспериментальные данные по этим системам представлены в табл.4.

Как видно из табл.4, из всех исследуемых вулканизирующих агентов, вводимых совместно с серой, наилучшим образом проявил себя тиурам. Системы, в которые вводились сульфенамид и дифенилгуанидин, только через 10 часов приобретали те же свойства, которые тиурам проявлял уже через 3 часа. Системы с альтаксом, каптаксом и диэтилдитиокарбаматом натрия не загелировались даже в течение 504 часов (21 суток).

Отсюда можно сделать вывод, что в качестве вулканизирующего агента процесса гелирования в сочетании с серой целесообразно вводить тиурам.

Параллельно с системами, в которые вводилась сера, экспериментально исследовались составы, в которые вносились те же вулканизирующие агенты в тех же количествах, что и в присутствии серы. Результаты представлены в табл.5.

Из данных, которые представлены в табл.5, видно, что из всех проверенных вулканизирующих агентов наиболее эффективными оказались тиурам и диэтилдитиокарбамат натрия. Диэтилдитиокарбамат натрия в отсутствие серы также оказывает отверждающее действие. Альтакс и каптакс в обоих случаях проявляют почти одинаковые индифферентные свойства, т.е после выдержки 504 часа эти системы так и не загелировались. Дифенилгуанидин в обоих случаях проявил одинаковые свойства как в присутствии серы, так и без нее: системы с дифенилгуанидином через 10 часов выдержки только начинают гелироваться. В составах, где не присутствовала сера, сульфенамид цинка проявил слабые отверждающие свойства: при 10-часовой выдержке система находилась в вязкотекучем состоянии. В присутствии серы система с сульфенамидом цинка при 10-часовой выдержке уже начинала гелироваться (см. табл.4).

На основании вышеизложенного можно сделать выводы: если в систему вводятся вулканизирующие агенты вместе с серой, то она, как правило, проявляет подавляющее действие на процесс отверждения. Процесс гелирования в тампонажных системах без серы идет быстрее.

Оптимальным действием в кинетическом аспекте при температуре 60°С обладает тиурам. Процесс гелирования нефтекаучуковой тампонажной системы с тиурамом происходит в период от 3 до 10 часов (см. табл.5), что вполне приемлемо в производственных условиях эксплуатации скважин. Не исключается возможность применения диэтилдитиокарбамата натрия.

С целью создания нефтекаучуковой системы на основе нефтей различных месторождений проверялась совместимость каучука СКИ-3С с нефтями различных месторождений: Саратовской, Жирновской (Волгоградская обл.), Самарской, Жигулевской и Якушкинской. Исследовались системы с содержанием каучука 3 и 10 мас. частей. В системе с 3 мас. частями каучука не присутствовали вулканизирующие агенты. Данные по этим системам представлены в табл.6. Исследования проводились при t=60°C.

Из данных табл.6 можно сделать следующие выводы: составы с содержанием каучука 3 мас. части без добавления вулканизирующего агента в разных нефтях остаются в жидком состоянии. Даже при длительной выдержке (504 ч) системы так и не загелировались.

Были испытаны нефтяные тампонажные составы с содержанием каучука марки СКИ -3С в количестве 10 мас.частей и обнаружены существенные отличия по сравнению с тампонажными составами с содержанием каучука в количестве 3 мас. части при t=60°С. Данные этих экспериментов представлены в табл.7.

Данные табл.7 показывают, что нефть Саратовского месторождения сразу расслаивается на 2 фазы: внизу собирается вода, а вверху - нефть. Таким образом, тампонажный состав проявляет яркие выраженные гидрофобные свойства. Составы на основе нефтей Жирновского и Самарского месторождений ведут себя примерно одинаково, т.е. через 168 часов одна часть загелировалась, а другая остается внизу в жидком состоянии. Нефть Жигулевского месторождения проявляет более вязкие свойства, чем нефти других месторождений.

Нефть Жигулевского месторождения является вполне пригодной для создания нефтяных тампонажных составов. Для производства нефтекаучуковых тампонажных составов на основе Саратовской, Жирновской, Самарской, Жигулевской нефтей, по-видимому, требуются более высокие концентрации каучука и удаление серы из состава вулканизирующего агента.

Для определения оптимальной концентрации каучука в нефтекаучуковых тампонажных составах на основе Саратовской и Жирновской нефтей были проведены дополнительные эксперименты, результаты которых представлены в табл.8.

Из табл. 8 следует, что Саратовская и Жирновская нефти с точки зрения получения тампонажного состава ведут себя примерно одинаково: оптимальным количеством каучука является 10-15 мас. частей. Для Якушкинской нефти оптимальная концентрация каучука составляет 5-10 мас. частей.

Тампонажные составы исследовались на модели пласта (песчаниках) по изучению влияния композиции реагентов №1 (нефть Саратовского месторождения + каучук + вулканизирующий агент) и №2 (нефть Якушкинского месторождения + каучук + вулканизирующий агент) на водонефтепроницаемость породы. Результаты этих исследований представлены в табл.9 и 10.

Исследовался состав: нефть Якушкинская + каучук + вулканизирующий агент. Анализ данных позволяет создать тампонажный состав на основе каучука СКИ-3С, нефти любого месторождения и вулканизирующего агента тиурама: нефть - 100, каучук - 10, тиурам - 0.5 мас.ч, который удовлетворительно работает и при комнатной, и при повышенных температурах и обладает приемлемыми кинетическими параметрами набухания, растворения и гелирования.

Повышение температуры при производстве тампонажного состава возможно только до 50-60°С. При этих температурах процессы набухания, растворения и гелирования существенно ускоряются. Дальнейшее увеличение температуры не рекомендуется по пожарным и экологическим соображениям, хотя на больших глубинах (1,5 - 3 км) повышение температуры при одновременном увелечении давления этот состав также можно использовать.

Универсальным составом, обеспечивающим оптимальную скорость процессов набухания, растворения и гелирования тампонажных систем независимо от месторождения нефти также следует считать:

Нефть 100

Каучук СКИ-3С (СКИ-3, НК) 10

Диэтилдитиокарбомат 0.5

Предлагаемый состав позволяет обеспечить возможность ретампонирования скважины под давлением, ускорить технологический процесс тампонирования и ретампонирования, ограничить водоприток и улучшить нефтеприток, улучшить адгезионные свойства к породам.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к области разработки нефтяных скважин, и может быть использовано для изоляции пласта при разработке обводненной нефтяной залежи, вследствие чего повышается нефтеотдача. Технический результат - улучшение тампонирующих свойств за счет гомогенизации системы при одновременном увеличении нефтепритока, ограничении водопритока и повышении адгезии к карбонатной и терригенной породам. Состав для добычи нефти, включающий нефть в качестве основы и каучук, дополнительно содержит вулканизирующий агент - диэтилдитиокарбамат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:нефть - 100, каучук - 3-15, вулканизирующий агент - 0,06-0,75, причем в качестве каучука состав может содержать синтетический изопреновый каучук марок СКИ-3С и СКИ-3 или натуральный каучук. 2 з.п. ф-лы, 10 табл.

1. Состав для добычи нефти, включающий нефть в качестве основы и каучук, отличающийся тем, что он дополнительно содержит вулканизирующий агент - диэтилдитиокарбамат натрия при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

Нефть 100

Каучук 3-15

Указанный вулканизирующий агент 0,06-0,75