Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах Советский патент 1984 года по МПК E21B43/32 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к селективной изоляции притока пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах.

Известен способ селективной изоляции притока пластовых вод, основанный на закачивании в пласт кремнийорганического соединения. олигоорганоэтоксихлорсилоксана Cl3«

Олигоорганоэтоксихлорсилоксан является этоксипроизводным органохлорсиланов и содержит в своем составе остаточный хлор (до 6% и более) . Поэтому указанное соединение является токсичным, коррозионноактивным, вэрыво- и пожароопасным, а применение этого кремндйорганического соединения в качестве изоляционного материала связано с повышенной опасностью проводимых-работ.

Известен состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах,состоящий из кремнийорганических соединений полифенилэтоксисилоксана (модификаToga 113-63; 113-65) и катализатора 2.

В качестве катализатора .он содержит диметилхлорсилан или метилхлорсилан, т.е. хлорсодержащие крем нийорганические соединения.

Применяемый катализатор - диметилхлорсилан (или метилхлорсилан) токсичен, взрыво- и пожароопасен, поэтому водоизоляционные работы с использованием указанного катализатора связаны с повышенной опасностью и не находят широкого практического применения.

Целью изобретения является повышение водоизолирунидих свойств состава.

Поставленная цель достигается тем, что в составе для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах, состоящем из кремнийорганических соединений - полифенилэтоксисилоксана (модификатор 113-63, 113-65) и катализатора, в качестве катализатора он содержит водно-спиртовые растворы этилсиликоната натрия (ГКЖ-10) или метиЛсиликоната натрия (ГКЖ-11) при следу рщем соотношении компонентов, об. %:

Полифенилэтокси, силоксан75-99

Водно-спиртовые

растворы этнлсиликоната натрия (ГКЖ-10)

или метилсиликоната

натрия (ГКЖ-11) 1-25

ГКЖ-10 и ГКЖ-11 являются продуктами гидролиза органотрихлорсиланов с последующим растворением продуктов гидролиза в водном или

водно-спиртовом растворе щелочи (едкого натра).

Повторной продукцией являются 30%-иые водно-спиртовые растворы этил- и метилсиликонатов натрия.

Эти жидкости имеют щелочную реакцию (рН 13-14), плотность (1,171,21 г/смЛ), хорошо растворяются в воде и этиловом спирте, не смешиваются с углеводородами и при использовании не в|дцеляют вредных па-) ров и газсэв

НОГКЖ-10

ноГКЖ-11

Общая формула HOtRSi(ONa)OJnH, где R СНо, .

Товарной продукцией в нашей стране являются 30%-ные водно-спиртовые растворы этил- и метилсиликонатов натрия, выпускаемые под маркой жидкости ГКЖ-10 и ГКЖ-11.

Водно-спиртовые растворы этилсиликонатов натрия (ГКЖ-10) и метилсиликонатов натрия (ГКЖ-11) не выделяют вредных паров и газов, а также не взрыво- и пожароопасны , поэтому применение их в качестве катализаторов реакции полимеризации

5 полифенилэтоксисилоксана при водоизоляционных работах на нефтяных и газовых скважинах обеспечивают безопасные условия работ.

Изоляцию водопритоков в нефтяных

0 и газовых скважинах полифенилэтоксисилоксаном в присутствии катализатора этилсиликоната натрия или метилсиликоната натрия можно осуществить следующим образом.

Скважину, в которую поступает обводненная нефть (гаа), останавливают, через насосно-компрессорные трубы, опущенные до зоны изоляции, скважину промывают безводной нефтью, дизельным топливом или керосином для удаления воды с забоя и ствола скважины. Далее по всей мощности водоизоляционного пласта закачивают указанные выше материалы из расчета их суммарного объема 0,45 0,6 м на 1 м эффективной мощности пласта. После выдержки скважины не менее 10-12 ч ее пускают в дальнейшую эксплуатацию. Закачка материалов может быть осуществлена либо

0 раздельно, используя в качестве

разделительной жидкости нефть, дизтопл11во и т.п., либо совместно, смешивая их на поверхности.

Испытания проводились на установ5 ке УИПК-1М (установка исследования проницаемости керна). Для эксперимента брался керн с различных месторождений. Эксперименты проводились в следующей последовательности; керн экстрагировался, высушивался и определялась его газопроницаемость. Производилось насыщение керна плас товой водой под вакуумом и определялась проницаемость по воде. Керн помещался в установку УИПК-1М и пр изводилась прокачка через него мод фикатора 113-63 и ГКЖ-10 при разли ных их соотношениях в смеси до выхода последней из керна. Керн выдерживался в течение 10-12 ч при концентрации ГКЖ-10 до 5% и при меньшей его концентрации. Опре делялась проницаемость керна по воде при давлении 150-250 атм.Керн просушивался и определялась его га зопроницаемость. Исследования проводились при концентрации ГКЖ-10 в модификаторе 113-63 в интервсшах 1-48%. Эксперименты при более низком содержании катализатора в модифика ре не проводились, так как, начина уже с пятипроцентной концентрации катализатора, значительно возраста ет время процесса полимеризации (до 36-48 ч), что экономически не оправдано при проведении водоизоля ционных работ. На чертеже показано изменение относительной проницаемости керна по пластовой воде после прокачки через него модификатора и ГКЖ в ра личных соотношениях. Результаты эксперимента сведены в таблицу и отражены на чертеже в виде зависимости )/ где k и 2 соответственно прони . цаемость керна по во до и после обработки - объемное содержание модификатора 113-63; Vj - объемное содержание ГКЖ-10. Применение модификатора 113-63 катализатором ГКЖ-10 для селективной изоляции притока пластовых вод дает положительные результаты. Про ницаемость керна по воде после обработки его указанными кремнийорга ническими соединениями может быть снижена практически до 0. Проведенные лабораторные исслед вания показали, что при содержании катализатора ГКЖ-10 всмеси с модификатором 113-63 от 1 до 25% достигается наибольшее снижение проницаемости керна по воде. Увеличение концентрации катализатора ГКЖв смеси более чем на 25% приводит к резкому ухудшению изоляционных СВОЙСТВ модификатора 113-63. , Пример. На скважине при освоении интервала 2343-2350 м был получен водонефтяной приток в соотном1ении нефти и воды в продукции 50% на 50%. В качестве водоизолируюцегр материсша применяли модификатор 113-63 и катализатор ГКЖ-10, взятый в количестве 25% объема модификатора. Закачку модификатора 113-63 и ГКЖ-10 в пласт осуществляли раздельно с использованием в качестве разделительной жидкости - дизтопливо в следуквдёй последовательности и объемах, Дизельное топливо 0,2 Модификатор 113-63 1,0 Дизельное топливо О,2 -ГКЖ-100,25 Дизельное топливо 0,2 Продавку в пласт вели под давлением 220-240 кгс/см. После закачки скважину оставили под давлением на 12 ч. По окончании изоляционных работ скважину вновь освоили снижением уровня компрессором АКС-8М на глубину 1016 м. В результате получили приток безводной нефти с дебитом 12,7 . Пример 2. При испытании скважины в интервале 2747-2752 м был получен приток пластовой воды с дебитом 103 , хотя по геофизическим данным пласт интерпретироч вался как газонефтенасыщенный. В скважине провели изоляционные работы с применением модификатора 113-63 и ГКЖ-10 с содержанием катализатора в количестве 25% объема модификатора. Закачку в пласт произвели раздельно, в следующей последовательности и объемах, мЗ; Дизельное топливо 0,1 Модификатор 113-63 0,8 Дизельное топливо 0,1 ГКЖ-100,2 Дизельное топливо 0,1 Состав продавили в пласт под давлением 150 кгс/см. Затем скважину оставили под давлением на 12 ч. По окончании изоляционных работ скважину, вновь освоили снижением уровня компрессором. В результате обработки скважины дебит газа составил 73,6 тыс. , дебит конденсата 4,8 , дебит воды 39,7 м /сут. П -р и м е р 3. При испытании скважины нефтяногоместорождения з интервале 1720-1728 м был получен переливающий приток пластовой воды с дебитом 6 мЗ/сут, хотя по геофизическим данным пласт интерпретировался как чефтенасыщенный. В скважине провели изоляционные работы с применением модификатора 113-63

и гкж-11 С содержанием катализатора (ГКЖ-11) в количестве 25% объема модификатора.

Закачку в пласт производили раздельно в следующей последовательности и объемах,

Дизельное топливо 0,1 Модификатор 113-63 1,0 Дизельное топливо 0,1 ГКЖ-110,25

Дизельное топливо 0,1 состав подавали в пласт под давлением 120 кгс/см. Затем скважину оставили под давлением на 12 ч. По окончании изоляционных работ скважину вновь освоили снижением уровня компрессором. В результате обработки скважины был получен фонтанирующий приток нефти с пластовой водой.

Дебит нефти при этом составил 11 .

Предложенный состав для селективной изоляции притока пластовых вод ,

с применением кремнийорганических соединений, сохраняя качество и эффективность изоляции, значительно повьшает безопасность проводик«ых работ. Способ характеризуется npoc-i

o той технологией, а предложенные водой зол яционные материгшы являются доступными продуктами, так как выпускаштся отечественной промышленностью в достаточных количествах. 5 Годовой экономический эффект от использования предложения; составит 66,6 тыс. руб. в расчете на одну скважину.

СОСТАВ ДЛЯ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТОВЫХ ВОД В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ, состоящий из кремнийорганических соединений - полифенилэтрксисйлоксана (модификатора 113-63, 113-65) и катализатора, отличающийся тем, что, с целью повышения водоизолирующих свойств состава, в качестве катализатора он содержит водно-спиртовые растворы этилсиликоната натрия (ГКЖ-10) или метилсиликоната натрия (ГКЖ-11) при следующем соотношении компонентов, об.%: Полифенилэтоксисилоксан75-99 i Водно-спиртовые растворы этилси(Л ликоната натрия (ГКЖ-10) или метилсиликоната натрия (ГКЖ-11) 1-25 | 00 о со оь