Тампонажный состав для продуктивных пластов Советский патент 1988 года по МПК E21B33/13 E21B33/138 

Изобретение относится к области добычи нефти и газа к может быть использовано для тампонажа селективной изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины при температурах пласта до 80°С.

Цель изобретения - увеличение проникающей способности тампонажного состава за счет возрастания времени гелирования состава, а также повышение изолируницих свойств состава за счет уменьшения его растворимости в углеводородах, снижения коэффициента усадки и повышения прочности тампонажного камня.

Предлагаемый тампонажный состав включает в себя следующие компоненты при их массовом содержании, %:

Продукт гидролити-

ческой этерификации кубовьсх остатков производства

метил-этилхлорсиланов (ПГЭКО) 52,5-74,3

Гексаметилендиамин (ЩЦА)t,7-6,0

Алифатический

спирт19,7-45,8

Продукт гидролитической этерифи- кации кубовых остатков производства метил- и этилхлорсиланов (ПГЭКО) представляет собой подвижную темно- коричневую жидкость с вязкостью 4,0- 9,0 сПз, содержанием хлора 4,0- 8,0 мае. %, этоксигрупп 30,0- 50,0 мас.% и механических примесей н более 5 мае. %.

ПГЭКО используют в качестве тампонажного состава, гексаметилендиамин в качестве отвёрдителя эпоксидных смол и исходного мономера для получения полиамидов.

В качестве алифатических спиртов в предлагаемом составе используют метиловый, этиловый, пропиловый, н- бутиловый и трет-бутиловьтй спирты. Алифатические спирты широко используют в качестве растворителей.

ПГЭКО в предлагаемом составе вы- полняет функцию гелеобразующего вещества, ГМДА - функции сшивающего агента и замедлителя гелеобразова- ния. Алифатические спирты повьппают степень растворимости тампонажкого состава в пластовых водах, что такж способствует увеличению времени гелирования тампонажного состава. При этом тампонажный состав практически

не растворяется в углеводородах. Увеличение времени гелкрования обес- пе-швает продвижение тампонажкого состава на значительную глубину в пластовых условиях. Предлагаемый состав характеризуется как малым коэффициентом усадки, повышенной прочностью тампонажного камня, что вместе с избирательной растворимостью состава в воде обеспечивает высокие тампонажные его свойства. Эффективное применение та1 тонажного состава ограничено пластовыми температурами не Bbmie 80°С, так как при и более тампонажный состав утрачивает свою стабильность и, соответственно, полезные свойства.

Содержание компонентов в тампонаж ном составе и его полезные свойства обоснованы экспериментально по стандартным методикам. Результаты экспериментов при темпаратуре 80 С представлены в табл. 1 и 2.

Как видно из табл. 1 и 2, соотношение компонентов состава обусловлено химическими, физико-химическими физико-механическими и технологическими характеристиками предлагаемого тампонажного состава для изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины. Введение в состав гексаметилендиамина в количестве более 6 мас.% приводит к быстрому отверждению предлагаемого состава с образованием тампонажного материала с низкими физико-механическими и технологическими характеристиками, время отверждения состава 0,5-10 мин, что не позволяет закачать его на стт- тимальную глубину с максимальным радиусом насыщения призабойной зоны скважины, насьшхенной водой, особенно для низкопроницаемых коллекторов, образующийся тампонажный материал имеет низкую механическую прочность, так как представляет собой не монолитную структуру, а комочки различно величины, не скрепленные друг с другом. Растворимость тампонажного материала в углеводородах также значительна (4-10%)„

При введении в тампонажньй состав гексаметилендиамика менее 1,7 мас.% также не удается достичь максимального водоизолирующего эффекта, так как во-первьпс, время отверждения тампонажного состава незначительно (1,5 мин), что ,не позволяет закачать его на оптимальную глубину, во- вторых, тампонажньв материал, образующийся при отверждении состава водой, неоднороден и имеет низкую механическую прочность. Таким образом, тампонажный состав с содержанием гек- саметилендиамина менее 1,7 мс.с.% не удовлетворяет технологическим требованиям надежной и эффективной во- Ю доизоляции притока пластовых вод в скважины и по существу не отличается от известного состава. Верхний предел концентрации алифатических спиртов обусловлен, главным образом, влия- 15 нием эффекта разбавления реакционной среды на растворимость отвержденно- го тампонажного состава в нефти и нефтепродуктах и скоростью гелиро- вания, нижний предел - скоростью ге- 20 лирования, прочностью и растворимостью в нефти и нефтепродуктах тампонажного материала, возможностью образования составом с пластовой водой однофазной системы.25

Из табл. 1 видно, что тампонажный состав с содержанием компонентов в указанных пределах имеет достаточно продолжительное время гелирова- о ния (период, в течение которого состав при смешении с водой сохраняет рабочую вязкость и текучесть) (15- 3,5 ч) и невысокий градиент нарастания вязкости состава при отверждении его водой. Эти свойства состава обеспечивают высокие фильтрационные характеристики его, увеличивают проникающую способность, позволяют использовать для водоизоляции в низ- 40 копроницаемых и неоднородных коллекторах и закачать состав на оптимальную глубину с максимальным радиусом тампонирования водонасыщенной части пласта. Наличие большого времени гелирования и небольшого градиента нарастания вязкости.,тампонажного состава позволяют реализовать максимальную прочность отвержденного тамполитной сшитой полисилоксановой туры.

при смешении тампонажного состава с водой в пластовых условиях образуется водный раствор состава, последу ющее отверждение которого ведет к об разованию твердого полисилоксанового камня, представляющего собой макро- молекулярный каркас, содержащий в межмолекулярной пространственной сетке взаимно сольватированные молекулы воды и спирта, связанные с макромолекулами полисилоксана за счет (p-d)1 -взаимодействия между атома- ш кислорода воды и спирта и атомами кремния. Тампонажный камень-имеет малую усадку (1-3 мас.%), жидкая фаза отсутствует, так как спирт и вода полностью включаются в структуру мак ромолекулы. Эти свойства обеспечивают высокую надежность водоизоляции. Тампонажный камень не растворим в нефти и нефтепродуктах: потеря массы после экстракции в кттящем толуоле 1-3 мас.%.

Большое время гелирования тампо- важного состава водой позволяет исключить при его использовании буферные углеводородные жидкости и тем са мым сэкономить добытое ранее углеводородное сырье и упростить технологию процесса водоизоляции.

О высокой надежности водоизоляции тампонажного состава можно судить и по проницаемости кернов: при обработке составом водонасыщен- ных песчаных кернов проницаемость последних по воде уменьшается в 250 и более раз.

Таким образом, предлагаемый там- понажный состав сочетает в себе ценные свойства известного (селек- 45 тивность) и обладает рядом других ценных для практики качеств: стабилен при хранении (срок хранения без потери свойств увеличивается в 2 раза); время отверждения состава во- нажного материала (12-27,3 кгс/см), gQ дои до 3,5 ч (известного не более так кёк в течение этого периода пес- 0,5-1 мин) и регулируется соотноше- ле закачки тампонажного состава в во- донасыщенную часть пласта происходит выравнивание пластового давления во всем объеме. Последующее отверждение состава и образование-тампонажного камня осуществляется в условиях установившихся нагрузок в пласте.

55

нием компонентов в составе); благодаря растворимости состава в пластовой воде повышается фильтруемость состава в пласт и расширяется диапазон его использования вплоть до месторождений нефти и газа, находящихся в заболоченных районах; тампонажный материал, образующийся при отверждечто способствует образованию монолитной сшитой полисилоксановой туры.

при смешении тампонажного состава с водой в пластовых условиях образуется водный раствор состава, последующее отверждение которого ведет к образованию твердого полисилоксанового камня, представляющего собой макро- молекулярный каркас, содержащий в межмолекулярной пространственной сетке взаимно сольватированные молекулы воды и спирта, связанные с макромолекулами полисилоксана за счет (p-d)1 -взаимодействия между атома- ш кислорода воды и спирта и атомами кремния. Тампонажный камень-имеет малую усадку (1-3 мас.%), жидкая фаза отсутствует, так как спирт и вода полностью включаются в структуру макромолекулы. Эти свойства обеспечивают высокую надежность водоизоляции. Тампонажный камень не растворим в нефти и нефтепродуктах: потеря массы после экстракции в кттящем толуоле 1-3 мас.%.

Большое время гелирования тампо- важного состава водой позволяет исключить при его использовании буферные углеводородные жидкости и тем самым сэкономить добытое ранее углеводородное сырье и упростить технологию процесса водоизоляции.

О высокой надежности водоизоляции тампонажного состава можно судить и по проницаемости кернов: при обработке составом водонасыщен- ных песчаных кернов проницаемость последних по воде уменьшается в 250 и более раз.

Таким образом, предлагаемый там- понажный состав сочетает в себе ценные свойства известного (селек- 45 тивность) и обладает рядом других ценных для практики качеств: стабилен при хранении (срок хранения без потери свойств увеличивается в 2 раза); время отверждения состава во- gQ дои до 3,5 ч (известного не более 0,5-1 мин) и регулируется соотноше-

55

нием компонентов в составе); благодаря растворимости состава в пластовой воде повышается фильтруемость состава в пласт и расширяется диапазон его использования вплоть до месторождений нефти и газа, находящихся в заболоченных районах; тампонажный материал, образующийся при отвержде514426376

нии состава, прочен и обладает высо- емыми в нефтедобьгоакщей промьшшенности.

Последовательность операций слекими водоизолирующими свойствами.

Тампонажный состав получают растворением гексаметилендиамина в алифатическом спирте и последующем смешением полученного раствора с продуктом гидролитической этерификации кубовых остатков производства метил- и этилхлорсиланов, содержащим 4- 8 мас.% гидролизуемого хлора. При этом получается гомогенный маловяэ- кий раствор (13-23 сПз) с плотностью 0,912-0,951 г/см более устойчивый при хранении (12 мае.) чем известный тампонажныйпродз кт. Температура застывания состава не выше -бО с, Смешение компонентов состава на промысле oжнo осзпцествить в агрегате в течение 20-30 мин.

g дующая. Перед проведением ремонтно- изоляционных работ скважина исследуется на предмет определения текущей водонасыщенности пласта. Производится расчет необходимого количества

10 тампонажного состава с учетом геолого-физических характеристик пласта к его текущей водонасыщенности по формуле:

5 Уцд (R-r) т-h-kg, мз

где Vji - количество воды, находящейся в пласте, г - радиус скважины, м; 20 R - радиус зоны обработки, м;

Испол зование предлагаемого там- понажного состава осуществляется из- вестпыми технологическими- приемами ; и техническими средствами, использу- 26

дующая. Перед проведением ремонтно- изоляционных работ скважина исследуется на предмет определения текущей водонасыщенности пласта. Производится расчет необходимого количества

тампонажного состава с учетом геолого-физических характеристик пласта к его текущей водонасыщенности по формуле:

Уцд (R-r) т-h-kg, мз

где Vji - количество воды, находящейся в пласте, г - радиус скважины, м; R - радиус зоны обработки, м;

m - коэффициент пористости; kg - коэффициент водонасыщенности;

h - мощность водонасыщенного пласта, м.

714426378

Объем тампонажного состава рас- Формула изобретения считывают по формулеi Тампонажный состав для продуктивных пластов с пластовой температурой до 80 С, включающий продукт гидролитической этерификации кубовых остатков производства метил- и этилхлор- силанов (ПГЭКО), отличающий- с я тем, что, с целью увеличения

V i(R-r)m-h, м ,

В соответствии с таблицей описания изобретения в агрегате готовят состав

из ПГЭКО, спирта и ГДМА, смесь пере- ю проникающей способности состава за мешивают насосом. Закачивают состав счет возрастания времени гелирования в пласт через насосно-компрессорные состава, повышения изолирующих трубы и продавливают его нефтью (га- свойств состава за счет уменьшения зоконденсатом, дизтопливом) в задан- его растворимости в углеводородах, ный интервал призабойной зоны плас- - 15 снижения коэффициента усадки и повышения прочности тампонажного камня, состав дополнительно содержит гекса- метилендиамин и алифатический спирт при следующем содержании компонентов 20 в тампонажном составе, мае. %:

ПГЭКО52,5-74,3

та. Скважина закрьшается на 1-3 сут. Осуществляется запуск скважины.

Предлагаемьй тампонажный состав обладает повьппенной стабильностью при длительном хранении и транспортировке, а большое время гелирования и растворимость состава в воде позво- ляют при его использовании обходиться без буферной углеводородной жидкости. 25

Гексаметилен- диамин

Алифатический спирт

1,7-6,0 19,7-45,8

1,7-6,0 19,7-45,8

Изобретение относится к добыче нефти и газа. Цель - повышение изолирующих свойств состава за счет уменьшения его растворимости в углеводородах, снижения коэффициента усадки и повьшения прочности тампо- нажного камня. Состав содержит следующие компоненты при их соотношении, мае. %: продукт гидролитической этерификации кубовых остатков 52,5- 74,3; гексаметилендиамин 1,7-6,0; алифатический спирт 19,7-45,8. Состав готовят путем смешивания гекса- метилендиамина в спирте с последующим смешением полученного раствора с кубовыми остатками. При смешивании состава с водой в пластовых услови- ях образуется водный раствор состава. § Отвердение последнего ведет к образованию твердого камня, представляющего собой макромолекулярный каркас. Использование данного состава позволяет обходиться без буферной углеводородной жидкости. 2 табл. (Л

Т а б л н ц а 1

ЗС - этиловый спирт, БС - бутиловый спирт.

Продолжение табл. 2