Состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах Советский патент 1983 года по МПК E21B33/13 E21B43/32 E21B33/138 

4

СО

Oi 01

.4:

Изобретение относится к области добычи нефти, в частности к области изоляции водопритоков в нефтяных скважинах с помощью кремнийорганических соединений.

Известен состав для изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах, включающий дихлорполидиорганосилоксан и структурирующий агент, в Качестве которого выбран органотрихлорсилан 1

Недостатком этого сортава является низкая стойнгость тампонирующего материала к действию углеводородов,

Известен также состав 21 для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах-на основе олиг дорганрэтокси(хлор)силоксана и структурирукхдего агента, содержащий олигоорганоалкокси(хлор)силоксан и структурирующий агент, представляющий собой хлореилан при следующих соотношениях компонентов, мас,%: Олигоорганоалкокси(хлор)силоксан 89-99,5 Хлорсилан 0,5-11

Недостатком известного состава является низкая механическая проч ность тампонирующего материалами его невысокая адгезия к горной порода, а также токсичность структурирукмего агента. Низкие механические показатели тампонирующего материала снижают продолжительность изолирующего эффекта и не позволяют использовать его в трещиноватых коллекторах с большой раскрытоетью трещин.

Целью изобретения является повыше,ние технической прочности тампонирующего .материала и его адгезии к горной породе,. Цель достигается тем, ч:то состав/ для изоляции притока пластовых вод: в нефтяных скважинах на Основе олигоорганоэтокси(хлор)силоксана и структурирующего агента, в качестве структурирующего агента содержит полйфенилэтоксисилоксан при следующем соотнощении компонентов, об.%:

Олигоорганоэтокси(хлор)силоксан4и-80

Полиф,енилэтоксиси-

локсан20-60

Замена в известном составе структурирующего агента - хлорсилана на полифенилэтоксисилоксан приводит к увеличению механической прочности тампонирукицего материала и адгезии к горной породе за счет упОрядочен; ной структуры полифенилэтоксисилоксана,

Сосгавы получают простым смещением олигоорганоэтйкси(хлор)силоксанов с полифенилэтоксисилоксаном, которые представляют собой маловязкие жидкости, хорошо растворяющиеся друг 9 дру ге Смешение компонентов в промысловых условиях можно удобно осуществлять с помощью агрегата. ЦА-320, так

как исходные компоненты не требуют специальной защиты при их использовании. Приготовленные образом составы после перемешивания в течение 15-20 мин представляют собой гомсэгенные (истинные) , маловязкие растворы с плотностью 1,0-1,2 г/см температурой застывания не выше минус 50 С и имеют свойства, приведенные в табл. 1 и 2.

В табл. 1 представлена оценка водоиэолирующих и селективных свойств состава.

Как видно из данных табл. 1, предложенные составы обладают высокой йодоизолирующей способностью (проницаемость .естественных водонасыщенных кернов -ДЛЯ воды после обработки составом снижается на 99,8-99,9%). Наряду с этим предложенный состав имеет высокие селективные свойства. Из опытов 3, б и 9 видно, чего проницаемост нефтенасыщенных кернов с остаточной водонасыщенностью для нефти после обработки составом практически не изменяется.

В таОл. 2 сопоставлены механическая прочность и адгезия к горной породе тампонирующего материала, полученного при отверждении предложенного и известного составов.

Из табл, 2 видно, что положительHbte свойства предложенного состава проявляются, при варьировании содержания Олигоорганоэтокси(хлор)силоксанов в нем в пределах от 40 до 80%, а полифенилэтоксисилоксана - от 20 до 60%, При этом оптимальное содер жание компонентов соответственно равjHo: Олигоорганоэтокси (хлор) силокса-./ на 50-60%, а полифенилэтоксисилоксана 40-50%. При таких соотношениях наблюдается максимум механической прочности тампонирующего материала при высоких адге.зионных характеристиках.

Технология проведения ремонтноизоляционных работ с помощью предложенного селективного водоизолирующего состава не-меняется по сравнению с известной.

При использовании предложенного состава за счет повышения механической прочности и адгезии к горной породе тампонирующего материала ожидается увеличение длительности изолирукмцего эффекта на 3-4 мес. Это позволит увеличить дополнительную добы.чу нефти от каждого йкважино-ремонта не менее,чем на 5000 т.и получить экономию в народном хозяйстве в сумме 21,4 тыс. руб. в пересчете на 1 скважино-ремонт. Кроме того, повышенная механическая прочность и адгезия тампонирующего материала позволяют . использовать его при изоляции водопритоков на нефтяных месторождениях не только с терригенными, но и с трещиноватыми коллекторами, с большой раскрытостью трещин, а также при лик;

видацйи заколонной циркуляции воды и отключении пластов.

Таблица I

СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ на основе олигоорганоэ.токси(хлор)с:илоксана и структурирующего агента, отличающийся тем, что, с целью повышения технической прочности тампонирукндего материала и его. адгезии к горной породе, в качестве структурирующего агента он содержит полифенилэтоксисилоксан при следующем соотношении компонентов, об.%« Олигоорганоэтокси(хлор)силоксан 40-80 Полифенилэтоксисилоксан20-60

Олигометилэтокси(хлор) опытах 3, б и 9 приведена фазовая проницаемость для нефти через нефтенасыщенный керн с остаточной вбдЪйаеыценностью до и после обработки составом.

Олигометилэтокси(хлор)силоксана с ме тилтрихлорсиланом при соотношении компонентов 98,0 и 2,0 мае.% соответственно

ОлигоэтилэтоксиТаблица 2

состав Смесь олигоэтйлэтокси(хлор)силоксана с этилтри|хлорсиланом и ди этилдихлорсиланом(1:1) при соотношении компонентов 98,9 и

1,1 мае.%

Олигометил-этилтокси(хлор) н

Смесь Олигометилныйэтил-фенилэтокси(2VIOP) силоксана с диэтилдихлорснланом при соотношении компонентов 98,0 и 2,0 мас.% соответственно

Продолжение табл. 2

ОД

1,2

0,2

4,4