Состав для селективной изоляции водопритоков в скважине Советский патент 1992 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для селективной изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах.

Целью изобретения является повышение эффективности водоизоляции за счет увеличения прочности образующегося тампонирующего материала при одновременном повышении его газо- и нефтепроницаемости.

Цель достигается тем, что тампонажный состав, включающий олигоорганоалкоксих- лорсилоксан, одноатомный спирт и наполнитель, в качестве наполнителя содержит целлюлозный компонент (ЦК) с размером

частиц не более 1 мм при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.:

Олигоорганоалкоксихлорсилоксан100

Одноатомный спирт30-80

ЦК8-20

В качестве олигоорганоалкоксихлорсиi локсана может применяться продукт 119- 204 с содержанием этоксигрупп 30-50% и гидролизующего хлора 4-8%. Из одноатомных спиртов применимы метиловый, этиловый, изопропиловый и другие спирты.

ЦК в составе могут служить древесные опилки хвойных или лиственных пород, измельченная шелуха гречихи, семян подсолнечника и т.п.

ЦК, равномерно распределяясь по всему объему тампонажной смеси, имеет самую произвольную ориентацию в пространстве. При последующем отверждении состава за счет реакции с пластовой водой ЦК как сореагент, входя в химическую структуру полисилоксана, снимает внутреннее напряжение его структурной матрицы практически в любом направлении и пластифицирует ее.

ЦК локализует процесс образования и развития трещин и способствует повышению прочности (сгсж) тампонажного материала до 7,0-7,7 МПа (табл. 1) в то время, как в известном составе при том же содержании олигосилоксана и одноатомного спирта ОсЖ не превышает 3,2-3,9 МПа. Добавление ЦК . обеспечивает формирование в твердеющем при контактировании с водой составе гидрофобной пористой структуры. Благодаря этому сохраняется возможность фильтрации нефти и газа через обработанные интервалы пласта.

Установлено, что гидрофобные и прочностные свойства тампонажного состава при добавке ЦК не зависят от породы деревьев или происхождения шелухи, из которых готовят ЦК. Это объясняется тем, что на поверхности образуется гидрофобная пленка, химически связанная с молекулами цел- люлозы, поэтому даже в случае использования опилок из лиственных пород водопоглощение в отвержденном тампо- нажном составе полностью отсутствует.

Предлагаемый тампонажный состав, как и известный состав, был испытан на установке, моделирующей пластовые условия. Рецептура состава и его характеристики приведены в табл. 1.

Из табл. 1 следует, что введение в тампонажный состав ЦК в количестве менее 8 мас.ч. не приводит по сравнению с известным составом к существенному увеличению физико-механических свойств тампонажного состава. При содержании в составе ЦК в количестве более 20 мас.ч. Осж. имеет достаточно высокие значения с тенденцией к снижению, однако существенно возрастает

вязкость состава. Последнее затрудняет транспортировку состава в нефтегазонасы- щенный пласт.

Время гелирования и прочность состава не зависит от размера ЦК. Однако с увели0 чением размера ЦК(табл. 1,опыт 14) больше 1,0 мм . уменьшается, так как частицы ЦК неравномерно распределяются по всему объему тампонажной смеси. Кроме того, с увеличением размера ЦК ухудшается филь5 труемость состава в пласт. Время гелирования тампонажного состава регулируется введением одноатомного спирта в пределах 30-80 мас.ч. При отсутствии спирта в составе или при содержании его менее 30 мас.ч.

0 время гелирования мало - не более 2-4 мин и велика ваязкость состава. Оба этих фактора отрицательно влияют на закачку состава и его проницаемость в пласт.

При содержании спирта в составе бо5 лее 80 мас.ч. существенно уменьшается Осж. (1,9 МПа) и сильно возрастает время гелирования - 12 и более ч. Наличие такого длительного времени гелирования экономически невыгодно, так как удлиняется

0 срок простоя скважины. Состав является селективно изолирующим, так как отверж- дается только при контакте с водой, в участке пласта, насыщенном углеводородами и нефтью, он не затвердевает. Про5 ницаемость по воде песчаного керна после обработки составом уменьшается в 1000-2500 раз.

Образующийся тампонажный камень, с одной стороны, вследствие своей полиси0 локсановой основы имеет высокое сродство к силоксановой горной породе (песчанику), а с другой - имеет высокую пористость, обусловленную наличием ЦК в структуре полисилоксана. За счет этого тампонажный

5 материал способен селективно изолировать

приток пластовой воды в скважину и быть

проницаемым для углеводородов - нефти и

газа, что подтверждают данные табл. 2,

Приготовление тампонажного соста0 ва в промысловых условиях производится в емкостях цементировочных агрегатов или в глиномешалках путем интенсивного перемешивания в течение 15-20 мин исходных продуктов. При этом

5 получается гетерогенный маловязкий раствор с плотностью 0,90-0,98 г/см3. Смесь можно готовить как перед закачкой ее в скважину, так и заранее, поскольку в отсутствие воды тампонажный состав не гелирует.

Предлагаемый тампонажный состав можно использовать как для ремонтно-изо- ляционных работ в обводненных нефтегазовых скважинах, так и для крепления призабойнойзоны пласта, представленного трещиноватыми породами и несцементированными песчаником.

Формула изобретения

Состав для селективной изоляции водо- притоков в скважине, включающий олигоор- ганоалкоксихлорсилоксан, одноатомный спирт и наполнитель, отличающийся

0

5

тем, что, с целью повышения эффективности водоизоляции за счет увеличения прочности образующегося тампонирующего материала при одновременном повышении его газо- и нефтепроницаемости, он в качестве наполнителя содержит целлюлозный компонент с размером частиц не более 1 мм при следующем соотношении компонентов,

мас.ч.:

Олигоорганоалкрксйхлорсилоксан

Одноатомный спирт Целлюлозный компонент (указанный)

100 30-80

8-20.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей пром-сти, в частности к составам для селективной изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах. Цель изобретения - повышение эффективности во- доизоляции за счет увеличения прочности образующегося тампонирующего материала при одновременном повышении его газо- и нефтепроницаемости. Для этого состав, включающий олигоорганоалкоксихлорси- локсан, одноатомный спирт и наполнитель, в качестве наполнителя содержит целлюлозный компонент с размером частиц не более 1 мм. Соотношение компонентов в составе следующее, мас.ч.: олигоорганоал- коксихлорсилоксан 100, одноатомный спирт 30-80, целлюлозный компонент 8-20. Состав отверждается после контактирования и смешения с пластовой водой. При этом формируется гидрофобная пористая структура, за счет этого сохраняется возможность фильтрации нефти или газа. Целлюлозным компонентом в составе могут служить древесные опилки хвойных или лиственных пород, измельченная шелуха гречихи, семян подсолнечника и т.п. Приготовление состава на промысле производится в емкости цементировочного агрегата путем интенсивного перемешивания в течение 15-20 мин исходных компонентов. Готовый состав имеет .небольшую вязкость и легко прокачивается насосом в скважину. Состав может использоваться для водоизоля- ционных работ в нефтегазовых скважинах, а также для крепления призабойной зоны пласта с несцементированным коллектором, 2 табл. Ё ч ГО Јь 00 СЛ 4

Примечание. ЭС - этиловый спирт

ПС - лролиловый спирт ИПС - изопропиловый спирт

Таблица 1

МС метиловый спирт ЛП - опилки лиственных пород ХП - опилки хвойных порол ШП - шелуха подсолнечная

Таблица 2