СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЕ Российский патент 2009 года по МПК C09K8/44 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам на основе кремнийорганических соединений, и может использоваться для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах.

Известен состав для изоляции притока пластовых вод, содержащий кремнийорганическое соединение (КОС), соляную кислоту и минерализованную пластовую воду (а.с. SU №1747678, МПК Е21В 33/138, опубл. Бюл. №34, 1988 г.), где кремнийорганическое соединение вступает в реакцию с отвердителем (раствором соляной кислоты) и минерализованной пластовой водой, в результате образуется гель, ограничивающий приток пластовых вод.

К недостаткам этого состава относится то, что в процессе закачки состав не обеспечивает стабильность времени гелеобразования изолирующих смесей, имеющих одинаковый состав, приготовленный в полевых условиях, т.е. на скважине.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому составу является состав для изоляции водопритока в скважине, содержащий кремнийорганическое соединение, соляную кислоту и минерализованную пластовую воду (пат. РФ №2071549, МПК Е21В 33/138, опубл. Бюл. №1, 1997 г.). В данный состав в качестве КОС входит продукт 119-296Т - водорастворимая композиция этоксисилоксана. Согласно техническим условиям 2229-266-05763441-99 продукт 119-296Т содержит до 17% метилкарбинола (этилового спирта).

Недостатком известного состава является то, что при добавлении минерализованной воды после недолгого хранения происходит его расслоение. Также к недостаткам относятся нерегулируемые сроки отверждения состава при повышенных температурах окружающей среды и преждевременное отверждение в процессе доставки его в пласт вследствие высокой летучести этилового спирта. Более того, продукт 119-296Т стал значительно дороже из-за высоких акцизов на этиловый спирт.

Для устранения этих недостатков на базе кремнийорганического продукта 119-296 разработан продукт 119-296И, содержащий изопропиловый спирт. Устойчивость предложенной композиции при разбавлении минерализованной водой, стабильность к повышенной температуре окружающей среды в процессе хранения обусловлены меньшей летучестью изопропилового спирта.

Технической задачей предложения является повышение эффективности изоляции водопритока за счет стабилизации времени отверждения состава, расширение технологических возможностей использования состава при повышенной температуре окружающей среды и повышение степени селективности состава при закачивании в обводненные зоны нефтяного пласта.

Задача решается предлагаемым составом, содержащим кремнийорганический продукт 119-296, соляную кислоту и регулятор отверждения.

Новым является то, что в качестве регулятора отверждения содержит изопропиловый спирт и нефть девонскую при следующем соотношении ингредиентов, об.ч.:

продукт 119-296 100 изопропиловый спирт 7-17 нефть девонская 10-30 соляная кислота 5,0-20

Суть предлагаемого технического решения состоит в том, что изопропиловый спирт и нефть девонская в предложенном составе обеспечивают стабильность времени его отверждения, а нефть девонская к тому же предотвращает отверждение в нефтенасыщенной части коллектора, то есть способствует повышению степени селективности при тампонировании обводненных зон нефтяного пласта.

Таким образом, введение изопропилового спирта и нефти девонской позволяют регулировать время отверждения состава для изоляции водопритока в скважине и увеличить сроки хранения без самопроизвольного отверждения в емкостях при хранении и доставке состава в пласт, а присутствие нефти к тому же обеспечивает повышение степени селективности при отверждении состава относительно водонасыщенной и нефтенасыщенной части пласта.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно улучшить технологические свойства состава за счет снижения скорости и избирательности отверждения при добавлении в состав изопропилового спирта и нефти девонской.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в доступной нам литературе нет объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков, обладающего регулируемыми сроками отверждения и повышенной избирательностью к структурированию в водонасыщенной части пласта, чем в нефтенасыщенной, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного изобретения критериям «новизна» и «изобретательский уровень».

Исследования предлагаемого и известного составов для изоляции водопритоков в скважине осуществляли в лабораторных условиях. Время отверждения составов определяли следующим образом. В три стеклянных стакана помещали компоненты состава и перемешивали. Отмечали время от начала помещения стаканов со смесью в термостат, в котором поддерживали температуру 25°С. Время, через которое смесь начинает течь непрерывной струей с конца стеклянной палочки, после ее окунания в смесь, принято за время начала отверждения. Периодически наклоняя стаканы, фиксируют время, когда мениск смеси перестанет смещаться. Определенное таким образом время является временем конца отверждения испытуемой смеси. Время начала и конца отверждения определяют как среднюю арифметическую величину трех измерений. Результаты лабораторных испытаний приведены в таблице 1.

Пример приготовления состава. В стеклянный стакан объемом 200 мл наливали 100 об.ч. (100 мл) продукта 119-296, 17 об.ч. (17 мл) изопропилового спирта, 14 об.ч. 14 (мл) нефти, перемешивали в течение 1 минуты до образования однородного раствора. К полученному раствору приливали 10 об.ч. (10 мл) 24%-ного раствора технической соляной кислоты и тщательно перемешивали. Время отверждения составило 7 часов 10 минут.

По результатам, представленным в таблице 1, видно, что увеличение в составе количества регулятора отверждения (изопропилового спирта выше 17 и нефти девонской выше 30 мл) при одинаковых количествах 24%-ной соляной кислоты ведет к увеличению времени отверждения до десятков часов, а уменьшение их (до 7 и 10 мл соответственно) - к сокращению времени отверждения до 40 минут, что делает такие составы непригодными для их использования в изоляционных работах. На основании данных таблицы 1 были выбраны оптимальные составы при следующем соотношении ингредиентов, об.ч.:

продукт 119-296 100 изопропиловый спирт 7-17 нефть девонская 10-30 соляная кислота 5,0-20

Селективность водоизолирующей способности предлагаемых составов в водонасыщенной и нефтенасыщенной части коллектора исследовали при 25°С на моделях пласта длиной 30 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненных кварцевым песком фракции 0,2-0,3 мм, которые позволяют моделировать закачку реагентов в пласт и вести непрерывный контроль за их расходом по схеме: «скважина-пласт» и «пласт-скважина». Первоначально через модель пласта, наполненную кварцевым песком, прокачивали воду, проводили замер расхода и по формуле Дарси определяли исходную проницаемость модели. Далее через модель прокачивали тампонажный состав. Модель оставляли на 36 часов с целью структурирования тампонажного состава. После этого проводили прокачку воды, определяли проницаемость и вычисляли коэффициент изоляции, который характеризует степень закупоривания пор, снижение проницаемости модели и является мерой эффективности изоляционных работ. Для оценки селективности отверждения разработанного состава относительно водонасыщенной модели пласта и модели с остаточной нефтенасыщенностью определяли коэффициент изоляции в модели с остаточной нефтенасыщенностью. Модель пласта с остаточной нефтенасыщенностью готовилась в следующей последовательности. В водонасыщенную модель пласта прокачивали три поровых объема нефти, далее три поровых объема воды, после чего проводили замер расхода и определяли проницаемость модели. Далее через модель прокачивали тампонажный состав. Оставляли модель на 36 часов для структурирования состава, после чего производили прокачку воды, определяли проницаемость модели и вычисляли коэффициент изоляции. Результаты исследования водоизолирующей способности предлагаемых составов в водонасыщенной и в модели с остаточной нефтенасыщенностью представлены в таблице 2.

Из представленных в таблице 2 результатов видно, что коэффициент изоляции в водонасыщенной модели с применением предложенного состава через 36 часов составил 96-100%, в нефтенасыщенной модели - 3-4%, тогда как у прототипа коэффициент изоляции водонасыщенной модели составил 92-100%, а нефтенасыщенной - 36-48%. Это подтверждает, что степень селективности заявляемого состава значительно выше, чем у прототипа.

Таким образом, предлагаемый состав для изоляции водопритока в скважине обеспечивает повышение эффективности изоляции водопритока за счет стабилизации времени гелеобразования состава при повышенной температуре окружающей среды, а повышение степени селективности рекомендуемого состава предотвращает забивание продуктивной части коллектора, что, в конечном счете, не приводит к потере дополнительно добываемой нефти.

Таблица 1 Результаты лабораторных испытаний заявляемого состава и прототипа при 25°С № Объем продукта 119-296, мл Объем изопропилового спирта, мл Объем этилового спирта, мл Мин. вода, мл Объем 24%-ного раствора соляной кислоты, мл Объем нефти девонской, мл Время отверждения состава, час^мин Начало Конец Заявленный состав 1 100 20 - - 12 35 Более суток 2 100 17 - - 10 14 3²⁵ 7¹⁰ 3 100 15 - - 12 12 3⁰³ 6³⁰ 4 100 10 - - 14 20 4⁰⁰ 4³⁰ 5 100 17 - - 16 30 3²⁰ 7⁰⁰ 6 100 12 - - 18 20 2⁵⁴ 6⁰⁰ 7 100 7 - - 20 10 1⁰³ 2⁰⁶ 8 100 5 - - 12 5 0²⁵ 0⁴⁰ Прототип 1 100 - 17 13,5 1,5 - 4²⁷ 6⁵⁰ 2 100 - 12 6 9 - 0¹⁴ 0⁵⁴ 3 100 - 7 2 15 - 0⁰⁴ 0¹⁴

Таблица 2 Результаты испытаний изолирующей способности заявленных составов и прототипа в водонасыщенной и нефтенасыщенной модели пласта № Водонасыщенная модель Нефтенасыщенная модель Коэффициент изоляции составов, % Коэффициент изоляции составов, % Заявленный состав 1 23 2 2 96 4 3 96 4 4 97 3 5 98 2 6 98 2 7 100 0 8 100 0 Прототип 1 92 36 2 98 42 3 100 48

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам на основе кремнийорганических соединений, и может использоваться для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах. Технической результат изобретения состоит в повышении эффективности изоляции водопритока за счет стабилизации времени отверждения состава, расширении технологических возможностей использования состава при повышенной температуре окружающей среды и повышении степени селективности состава при закачивании в обводненные зоны нефтяного пласта. Состав для изоляции водопритока в скважине содержит, об.ч.: кремнийорганический продукт 119-296 - 100, изопропиловый спирт - 7-17, нефть девонская 10-30, соляная кислота 5,0-20. 2 табл.

Состав для изоляции водопритока в скважине, содержащий кремнийорганический продукт 119-296, соляную кислоту и регулятор отверждения, отличающийся тем, что в качестве регулятора отверждения содержит изопропиловый спирт и нефть девонскую при следующем соотношении ингредиентов, об.ч.:
продукт 119-296 100 изопропиловый спирт 7-17 нефть девонская 10-30 соляная кислота 5,0-20