Состав для временной изоляции пластов Советский патент 1992 года по МПК E21B33/138 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к временной изоляции проницаемости водо- и нефтеносных пластов с целью ремонта скважин и подземного оборудования.

Составы на основе структурированных жидкостей применяют как буровые и тампо- нажные растворы для способов крепления призабойной зоны скважин, частичной полной и селективной изоляции водо- и нефте- проницаемости подземных пластов с целью повышения нефтеотдачи и ремонта скважин, транспортирования дисперсного материала в каналы пласта, образующиеся при его гидравлическом разрыве.

Известны композиции для изоляции водопроницаемости пластов в призабойной зоне приемных скважин на основе водорастворимых полимеров: полиакриламида, по- лиакриловойкислоты,

поливинилпирролидона, полисахаридов, поливинилового спирта, карбоксиметилцеллюлозы, полисульфонатов и комплексующих электролитов.

Однако известные солевые и полимерные водные растворы не пригодны для изоляции проницаемости пластов карбонатной породы, а также для изоляции высокообводненных пластов. Пласты карбонатной породы поглощают воду из тампонажного раствора, при этом полимеры и соли выпадают в осадок, что приводит к засолению пластов, скважин и быстрому выводу из строя подземного оборудования. Композиции на основе карбамидных смол, пригодны для долговременного глушения скважин после выработки нефтяных-залежей и для крепления породы при бурении скважин.

Известны водомасляные и водоуглево- дородные эмульсии для ограничения водо- притока в скважину, которые рекомендованы для применения их с целью повышения нефтеотдачи пластов.

В литературе не известны универсальные составы (тампонажные растворы) для

ё

VI СП 00 Ч)

комплексной изоляции водо-, газо- и нефте- проницаемости пластов, особенно сильно- обводненных пластов карбонатной породы, песчаников, не известны также и эффективные восстановители нефтепроницаемости пластов после прекращения необходимости в изоляции.

Наиболее близким к предлагаемому по достигаемому результату является очень сложный высоконаполненный дисперсный состав на основе углеводородной жидкости, бентонитовой глины, битума (высокоокисленного), барита в весовом соотношении, равном 8,5:0,05-0,25:2-6:4-12:40. соответственно. Углеводородная жидкость и битум придают составу родство с нефтяным пластом, барит (наполнитель) выполняет функцию утяжелителя, а глина за счет вязкости поддерживает утяжелитель во взвешенном состоянии. Состав близок к твердому состоянию. Может изолировать проницаемость пласта путем образования тяжелой механической пробки (тампона) в скважине, которая в зависимости от ее массы может сдерживать пластовое давление.

Недостатками известного состава является многокомпонентное™, сложность его приготовления за счет замешивания в него дисперсного и тяжелого наполнителя, сложность продавки его в скважину из-за высокой вязкости, его можно продавить в скважину только в разогретом состоянии, сложность ликвидации и извлечения механической пробки из скважины после прекращения необходимости в ней.

В зимнее время состав не пригоден для закачки в скважину. Из-за высокой плотности состава (1,80-2,15 г/сиг), его нельзя использовать в сочетании с водными буферными растворами, которые применяют для поднятия столба в скважине с целью уменьшения расхода тампонажного раствора. Следовательно, весь объем скважины необходимо заполнять составом, что делает его малоэкономичным.

Цель изобретения - повышение эффективности состава для временной изоляции водо-, гаэо и нефтепроницаемости пластов в широком интервале температур.

Поставленная цель достигается тем, что состав на основе нефти содержит атактиче- ский полипропилен (аПП) - отход производства изотактического полипропилена в следующем соотношении компонентов, мас.%:

Атактический полипропилен (аПП) Нефть

Состав в качестве активного реагента состав содержит атактический полипропилен со средней молекулярной массой 20-35 тыс. у.е. Положительный эффект состава достигается при содержании аПП 2-8 мас.%. Введение больше 8% нецелесообразно, так как уже при 8% достигается 100% изоляция. Для решения поставленной задачи использованы атактический полипропилен

(аПП) - отход производства полипропилена (ТУ 6-05-1902-81), бензол, толуол (ГОСТ 5789-78), гексан (ТУ 6-09-3375-78). нефти Самотлорского и Советско-Соснинского месторождений. Для улучшения растворимости и ускорения растворения аПП в нефти его можно использовать в виде 80%-ного раствора в гексзне.

Эффективность предлагаемого состава на основе нефтяного раствора аПП в изоляции проницаемости водонасыщенного пласта значительно выше, чем в изоляции нефтенасыщенного пласта потому, что при взаимодействии состава с водой основной эффект изоляции проницаемости усиливается такими побочными явлениями, как поверхностное натяжение и естественное образование водонефтяной эмульсии. Эффект изоляции проницаемости пласта, насыщенного нефтью с содержанием в ней 12

мас.%. воды немного выше, чем в случае насыщения пласта безводной нефтью.

Составы проверены на модели пласта Ю-1 Самотлорского месторождения, представляющей собой цилиндрическую колонку - кернодержатель.

Для проведения эксперимента колонку заполняют естественным песком с размером частиц 0.25-0,5 мм. После определения естественной нефтепроницаемости через

колонку фильтруют изолирующие и восстанавливающие составы. Затем определяют проницаемость модели пласта (эффективность изоляции) в зависимости от концентрации и соотношения закачиваемых

реагентов по формуле

Э

100%

где Т - время фильтрации через модели пласта предлагаемых составов;

То - время фильтрации через модель пласта нефти Советско-Соснинского месторождения.

При этом достигают уменьшения проницаемости пласта после его изоляции пред- лагаемыми составами. Зависимость изменения проницаемости пласта от концентрации приведена в таблице.

Составы для временной изоляции проницаемости пластов получают и применяют следующим образом.

Пример1.В 99 г нефти растворяют 1 гатактического полипропилена при переме- шивании и комнатной температуре, при этом из раствора выделяется тонкодисперсная фаза. Полученный состав фильтруют через керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 40%. Затем в пласт закачивают толуол или фракцию ароматических углеводородов в количестве 0,3 об.ч. от нефтяного раствора аПП. Проницаемость пласта восстанавливается на 98%.

Пример 2. В 98 г нефти растворяют 2 г аПП при перемешивании и комнатной температуре, при этом из раствора выделяется тонкодисперсный осадок. Полученный состав фильтруют через керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 56,6%. Затем в пласт закачивают толуол или фракцию ароматических углеводородов в количестве 0,5 об. ч. от нефтяного раствора аПП. Проницаемость пласта восстанавлива- ется на 99%.

Пример 3. В 97 г нефти растворяют 3 г аПП при перемешивании и комнатной температуре, при этом из раствора выделяется тонкодисперсный осадок. Полученный со- став фильтруют через керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 67,2 %. Затем в пласт закачивают толуол или фракцию ароматических углеводородов в количестве 0,7 об.ч. от нефтяного раствора аПП. Проницаемость пласта восстанавливается на 99,8%.

Пример 4. В 95 г нефти растворяют 5 г аПП при перемешивании и комнатной температуре, при этом из раствора выделяется тонкодисперсный осадок. Полученный состав фильтруют через керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 86,8%. Затем з пласт закачивают толуол или фракцию ароматических углеводородов в количестве 1,0 об.ч. от нефтяного тампонаж- ного раствора аПП. Проницаемость пласта восстанавливается на 100%;

Пример 5. В 93 г нефти растворяют 7 г аПП при перемешивании и комнатной тем- пературе, при этом из раствора выделяется тонкодисперсный осадок. Полученный состав фильтруют через керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 99,2%. Затем в пласт закачивают толуол или фракцию ароматических углеводородов в количестве 1,4 об.ч. от нефтяного тампонаж- ного раствора аПП. Проницаемость пласта восстанавливается на 99,9%.

Примерб. В 92 г нефти растворяют 8 гатактическогб полипропилена при перемешивании и комнатной температуре, при этом из раствора выделяется тонкодисперсный осадок. Полученный состав фильтруют через керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 100%. Затем в пласт закачиваюттолуол или фракцию ароматических углеводородов в количестве 1,5 об.ч, от нефтяного тампонажного раствора аПП, Проницаемость пласта восстанавливается на 100%.

Пример. В скважину 2508 закачивают 5 м3 буферного солевого раствора. Для приготовления изоляционного состава в емкость закачивают 33 м3 (97,88%) технической воды, добавляют 700 кг (2,12%) полиакриламида, смесь перемешивают 3- 4 ч до полного набухания и растворения полимера. Полученный состав закачивают в скважину через насосно-компрессорную трубу (НКТ), затем продавливают состав в пласт путем закачивания 30 м3 солевого раствора через затрубное пространство при давлении нагнетания 30-50 атм. После выключения насоса и стравливания давления нагнетания избыточное давление в скважине составляет 18 атм. Проницаемость пласта не изолируется. После повторения всего технологического цикла изоляции избыточное давление в скважине уменьшается.

Пример 8. В скважину 1439 закачивают 5 м3 буферного солевого раствора. Для приготовления изоляционного состава в емкость закачивают 10м (98%) технической воды, добавляют 200 кг(2%)карбоксиметил- целлюлозы(КМЦ), смесь перемешивают 2-3 ч до полного набухания и растворения КМЦ. Полученный состав закачивают в скважину через НКТ, затем продавливают в пласт путем закачивания 80 м солевого раствора через затрубное пространство при давлении нагнетания 30-50 атм. После выключения насоса и стравливания давления нагнетания избыточное давление в скважине составляет 20 атм. Проницаемость пласта не изолируется. После 2-кратного повторения всего технологического цикла изоляции избыточное давление в скважине не уменьшается.

П р и м е р 9. (известный). Для доказательства эффективности составов в изоляции проницаемости водонасыщенного пласта и пласта, насыщенного обводненной нефтью (до 12% воды), приведены дополнительные примеры экспериментов.

Примерю. В 98 г нефти растворяют 2 г аПП при перемешивании и комнатной температуре, при этом из раствора выпадает тонкодисперсный осадок. Полученный

состав фильтруют через водонасыщенный керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 63,8%. Затем в пласт закачивают толуол в количестве 0,5 об. ч от нефтяного состава. Проницаемость пласта восстанавливается на 97%.

Пример11.В95г нефти растворяют

5г аПП при перемешивании и комнатной температуре, из раствора выпадает тонко- дисперсный осадок. Полученный состав фильтруют через водонасыщенный керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 95,7%. Затем в пласт закачивают толуол в количестве 1.0 об.ч. от нефтяного состава. Проницаемость пласта восстанавливается на 98,5%.

П р и м е р 12. В 94 г нефти растворяют

6г аПП при перемешивании и комнатной температуре, из раствора выпадает тонкодисперсный осадок. Полученный состав фильтруют через водонасыщенный керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет-100%. Затем в пласт закачивают толуол в количестве 1,4 об.ч. от тампонажного состава. Проницаемость пласта восстанавливается на 99,3%.

Пример13. 95 г нефти растворяют 5 г аПП при перемешивании и комнатной температуре, из раствора выпадает тонкодис- персный осадок. Полученный состав фильтруют через керн, насыщенный обводненной нефтью (12% воды). Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 91,2%. Затем в пласт закачивают толуол в количестве 1,0 об.ч. от нефтяного состава. Проницаемость пласта восстанавливается на 99.0%.

Фракция ароматических углеводородов - искусственно полученная смесь бензола, толуола, ксилола в любом весовом их соотношении потому, что применение бензола, толуола и ксилола в отдельности в процессе восстановления проницаемости пласта дает близкие по значению результаты. Толуол (смесь ароматических углеводородов) закачивают над пластом при любой эффективности изоляции пласта (40-100%). Под влиянием собственной массы и самодиффузии толуол движется по фронту пласта (как элюент через хроматографическую колонку), растворяя на своем пути нефтяной осадок в порах пласта и, таким образом, восстанавливая фильтрацию (проницаемость) пласта.

П р и м е р 14. В 95 г нефти растворяют 5 г аПП при перемешивании и комнатной температуре, из раствора выделяется тонкий осадок. Полученный состав фильтруют через нефтенасыщенный керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 86,8%. Затем в пласт закачивают бензол в количестве 1.0 об.ч. от нефтяного тампонажного раствора аПП. Проницаемость пласта восстанавливается на 100%

(так же, как в случае применения толуола, см. пример 4).

П р и м е р 15. В 95 г нефти растворяют 5 г аПП при перемешивании и комнатной температуре, из раствора выделяется тон0 кий осадок. Полученный состав фильтруют через нефтенасыщенный керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 86,8%. Затем в пласт закачивают ксилол в количестве 1,0 об.ч. от нефтяного

5 тампонажного раствора аПП. Проницаемость пласта восстанавливается на 97,8%. Пример16. В 95 г нефти растворяют 5 г аПП при перемешивании и комнатной температуре, из раствора выделяется тон0 кий осадок. Полученный состав фильтруют через нефтенасыщенный керн. Эффективность изоляции проницаемости пласта составляет 86,8%. Затем в пласт закачивают смесь бензол:толуол:ксилол 1:1:1 в количе5 стве 1,0 об.ч. от нефтяного тампонажного раствора аПП. Проницаемость пласта восстанавливается на 99,3%.

Предлагаемый состав на основе раствора аПП в нефти может быть применен для

0 пластов с проницаемостью 0,01-1 мкм2. Эффект изоляции при обратной фильтрации составляет до 100% при давлении до 5,5-7,2 кг с/см2 и температуре от -50°С до 80°С. Как видно из таблицы и примеров, пред5 латаемый состав для временной изоляции и восстановления проницаемости пластов в призабойной зоне нефтедобывающих скважин с цепью проведения подземного капитального ремонта скважин и устранения

0 аварийных ситуаций эффективно изолирует водо- и нефтепроницземость нефтенасы- щенных пластов при меньшем расходе активного реагента. Примененный в процессе временной изоляции растворитель на осно5 ве ароматических углеводородов позволяет быстро и полностью восстановить проницаемость пласта после проведения ремонтных работ. Предлагаемые составы можно применять в различных геолого-технических ус0 ловиях глушения пластов в призабойной зоне. Использование предлагаемых составов в технологии глушения пластов позволяет сократить обьем тампонажного раствора путем поднятия уровня закачки в скважине

5 с помощью водного столба, так как нефтяной раствор аПП легче воды и не смешивается с ней, а также уменьшить простой техники и предотвратить загрязнение окружающей среды за счет простоты приготовления состава и легкости его закачивания в

скважину. Применение восстановителя проницаемости пласта позволяет сократить время проведения технологических работ, сохранить приемистость скважины и, в конечном итоге, повысить добычу нефти. Предлагаемые составы для временной изо- ляции и восстановления проницаемости пластов можно применять в широком интервале температур, от -70 до 80°С, что важно для работ в Сибири и на Крайнем Севере.

Атактический полипропилен (аПП) сам по себе не имеет дисперсности. По внешнему виду он похож на каучук. АПП изготовляют на заводе в форме блоков, слитков или в виде липкой ленты. АПП при растворении в нефти высаживает из нее смолистые, асфальтено- вые, парафиновые вещества в виде тонкодисперсных частиц с размером 0.04-3.0 мкм, которые закупоривают пласт и, таким образом, изолируют его проницаемость. Не иск- лючено, что в осадок может выпасть и сам аПП в комплексе с нефтяными соединениями в виде тонкодисперсных частиц.

Предлагаемый состав на основе раствора аПП в нефти может быть применен для пластов с проницаемостью 0.01-1 мкм2.

Эффект изоляции при обратной фильтрации составляет до 100% при давлении до 5.5-7,2 кгс/см2 и температуре (-50)-{80)0С.

Использование других жидкостей (кроме нефти), вероятно, возможно, если в них будут содержаться смолистые и асфальтено- вые вещества. Однако предлагаемый состав предназначен для применения в промысловых условиях, где нефть является наиболее доступной жидкостью.

Формула изобретения

Состав для временной изоляции пластов, содержащий углеводородную жидкость и добавку, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности состава в интервале температур от -70 до +80°С и сокращения расхода активного реагента, он в качестве добавки содержит атактический полипропилен - отход производства полипропилена, а в качестве углеводородной жидкости-нефти при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Атактический полипропилен 2-8 НефтьОстальное

Сущность изобретения: в составе, содержащем углеводородную жидкость и добавку, в качестве добавки используется атактический полипропилен - отход производства полипропилена, а в качестве углеводородной жидкости - нефль, при следующем соотношении компонентов, мас.%: атактический полипропилен 2-8; нефть - остальное. Для растворения состава и восстановления проницаемости пластов используется растворитель на основе ароматических углеводородов, 1 табл.