Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину Советский патент 1992 года по МПК E21B33/138 

w

w

Ё

Сущность изобретения: состав, включающий нефть, алкилированную серную кислоту и отход производства изопрена, в качестве отхода производства изопрена содержит пирановую фракцию, получаемую при разложении диметилдиоксана при температуре 300 - 370°С, при следующем соотношении компонентов, об.%: нефть 61,7 - 74,3, пирановая фракция - 5,7 - 12,3, алки- лированная серная кислота 20 - 26. Состав готовится смещением компонентов, причем сначала в нефть добавляют пирановую фракцию, а затем алкилированную серную кислоту. 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и найдет применение при изоляции притока подошвенных и нижних вод в скважину, а также изоляции зон поглощения бурового раствора при бурении нефтяных и газовых скважин.

Известен состав для изоляции притока пластовых вод, когда ограничение притока подошвенной воды осуществляют гидрофобными нефтяными эмульсиями, содержащими нефть, воду и серную кислоту. При этом нефть должна содержать 20% смол и 3 - 4% асфальтенов, являющихся стабилизаторами эмульсий. Если их количество в нефти не достаточно, предлагается добавить примерно 2,5% окисленного битума с целью образования тиксотропной структуры с начальным статическим напряжением сдвига 30,5 мгс/см2, конечным - 242 мгс/см2, что в пределах показателей буровых растворов.

Недостатком указанного состава является то, что получаемый материал по своим изоляционным свойствам неустойчив, подвержен разрушению под воздействием внешних сил, становится текучим и далее легко вымывается из пор ггластй, поскольку, как уже указывалось выше, его статическое напряжение сдвига находиться только в пределах показателей буровых растворов.

Известен способ изоляции притока вод в нефтяную скважину, заключающийся в закачивании в пласт одновременно нефть, содержащую в своем составе смолы и асфальтены, и серную кислоту при получении изоляционного материала на их основе, в виде кислого гудрона в пластовых условиях,

Несмотря на широкое применение этого способа на месторождениях Татарии, он обладает недостаточной эффективностью. Как известно, качество полученного кислого

VJ 00 N) N3

ч|

(л)

W

гудрона по данному способу зависит от содержания в нефти смол и асфальтенов, недостаточное содержание которых не позволяет получить изоляционный материал необходимой вязкости. Недостаточная вязкость и плавление этой тампонирующей массы при 60°С и выше способствует обратному выходу образовавшегося в пласте изоляционного материала в скважину. Отсюда и необходимость закачивания в пласт большого количества материала или повторных изоляционных работ, что связано с большими материальными затратами.

Известен также способ ограничения притока пластовых флюидов в скважину, предус- матривающий закачку в пласт состава, содержащего нефть, алкилированную серную кислоту и отхода производства изопрена. При этом в качестве отхода производства изопрена используют зеленое масло.

Указанный состав по своей технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.

Недостатком известного состава явля- ется то, что, несмотря на его высокие водо- изолирующие свойства, он не применим в скважинах с температурой 60°С и выше, при которой он становится текучим, снижаются гидроизолирующие свойства, что приводит к частичному выходу его из пласта, тем самым резко снижая эффект водоизоляцион- ных работ.

Целью изобретения является расширение области его применения, т.е. повышение эффективности состава в области температур от 60°С до 100°С.

Поставленная цель достигается описываемым составом, включающим нефть, алкилированную серную кислоту и отход производства изопрена.

Новым является то, что, в качестве отхода производства изопрена он содержит пи- рановую фракцию, являющейся продуктом разложения диметилдиоксана при температуре 300 - 370°С со следующим соотношением компонентов, об.%:

Нефть61,7-74,3

Фракция пирановая 5,7 - 12,3

Алкилированная серная

кислота 20,0 - 26.0

Добавление в состав пирановой фракции, содержащей около 70% линейных непредельных углеводородов и 30% моноциклических соединений приводит к образованию полимеров с большим молекулярным весом, высокой вязкостью и термостабильностью по сравнению с зеленым маслом являющимся модифицирующей добавкой в составе, взятого за прототип. При взаимодействии алкилированной серной

кислоты с нефтью в смеси с пирановой фракцией получается тампонирующая масса, имеющая вязкость на порядок выше по сравнению с тампонирующей массой, получаемой из известной нефтесернокислот- ной смеси с добавлением зеленого масла.

Более того, получаемая тампонирующая масса термостабильна в моделируемых условиях пласта в интервале температур от

60°С до 100°С. что на 40°С выше, чем известная смесь. Другим преимуществом добавляемой пирановой фракции является также регулируемый индукционный период формирования тампонирующей массы, что позволяет использовать более упрощенную технологию закачивания смеси в пласт. Таким образом, предлагаемый состав характе- ризуэтся новой совокупностью признаков, позволяющих получить новый положительный эффект, выражающийся в повышении эффективности изоляционных работ в области температур от 60°С до 100°С. При этом кратно повышается структурная прочность продуктов реакции и изоляционные свойства состава, предотвращается обратный выход его из каналов пласта в ствол скважины по окончании изоля ционных работ, следовательно, повышается надежность водоизо- ляции и, как следствие, значительно

сокращаются повторные изоляционные работы в связи с последующей обводненностью продукции скважины.

Закачивание состава осуществляется в следующей последовательности (пример

конкретного осуществления).

После определения интервала притока пластовой воды спускают насосно-компрес- сорные трубы в скважину и оборудуют устье скважины. Затем скважину промывают и закачивают буферную жидкость 0,5 м3, в качестве которой может быть нефть, дизтопливо, с целью предотвращения смешения изоляционного материала со скважин ной жидкостью. При этом задвижки, перекрывающие

нагнетательную линию и линию, соединяющую затрубное пространство, соответственно, открыты. Далее по отводам нагнетательной линии одновременно начинают закачивать в насосно-компрессорные

трубы нефть в смеси с пирановой фракцией и алкилированную серную кислоту 83 - 86%- ной концентрации. При этом смесь нефти, пирановой фракции и алкилированной серной кислоты берут в следующем соотношении, выраженных в об.%:

Нефть61.7-74,3

Фракция пирановая5.7 - 12,3 Алкилированная серная

кислота20,0 - 26,0

Пирановая фракция, являющаяся отходом производства изопрена цеха 1808 Нижнекамского ПО Нефтехим согласно ТУ 38 602-09-13-90, жидкость зеленоватого цвета с резким запахом, вязкостью 0,009 ПА с, плотностью 903, 2 кг/м3. Усредненный состав пирановой фракции выраженный в весовых процентах следующий:

изобутилен (СНз СН2) изопрен (СН2 С - СН СН)

СНз

Гексадиены 1,5 гексадиен (СН2 - СН (СНз) СН СНа)

4,42 3,70

61,70

9,40

2,4 гексадиен (СНзСН СНСН - СН - СНз)

сн, нг Ч

Метилгидропиран| ,,

н2сч JCH

метилентетрагидропиран U18,2

Триметилкарбинол (СНз)зСОН 0,90 Параксилол (СНз)2СеН4)0,30

С целью обеспечения оптимального соотношения кислоты и смеси нефти с пирановой фракцией, а также создания равномерного экрана при давлениях, допустимых на данную обсадную колонну, закачку кислоты производят агрегатом Азинмаш-ЗОА, а смеси нефти с пирановой фракцией - агрегатом ЦА-320. При этом закачку их ведут беспрерывно одной порцией без остановления смеси внутри колонны. Смесь нефти с пирановой фракцией и кислоты, транспортируясь по НКТ, перемешиваются и далее попадают в призабойную зону пласта в виде однородной жидкости и по мере поступления туда задавливаются в пласт.

После закачки расчетного объема указанных смесей в трубы повторно закачивают буферную жидкость в объеме 0,3 - 0,5 м3 и продолжают продавку водой давлением, не превышающим допустимых значений на колонну и пласты. В результате взаимодействия серной кислоты со смесью нефти и пирановой фракции происходит полимеризация с образованием полимерной массы и постепенное повышение вязкости ее. В зависимости от содержания пирановой фракции смесь является прокачиваемой з течение времени от 63 мин до 115 мин после перемешивания с кислотой. Смеси с повышенным содержанием пирановой фракции, твердеющие относительно быстро, могут нагнетаться в изолируемый пласт раздельно по схеме: буферная жидкость, кислота, буферная жидкость, смесь нефти и пирзновой фракции, буферная жидкость, продавоч- ная жидкость В этом случае полимер образуется непосредственно в каналах пласта.

После продавки изолирующей смеси в

пласт скважину оставляют на ожидание затвердевания смеси продолжительностью 6 - 24 часа.

Необходимый объем материала для создания водоизоляционного экрана берут из расчета: 1 - 2 м3 на 1 м толщины обводненной части пласта, если его приемистость менее 20 м /ч при давлениях соответственно боЯее 10 МПа, и менее 10 МПа, 2 - 3 м3

на 1 м обводненной части пласта, если приемистость его более 20 м3/ч при тех же давлениях соответственно. Далее перфорируют продуктивный пласт и осваивают скважину.

Эффективность предлагаемого состава определяли в лабораторных условиях При испытании были использованы следующие материалы.

нефть девонского горизонта Ташлияр- ской площади ТАССР (р 850 кг/м3, динамическая вязкость при 20°С 0,02 Па с, содержание смол 24,3%, асфальтены 4,7%); нефть бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения ТАССР (р 870 кг/м3, динамическая вязкость при 20 С 0,04 Па с, содержание смол 43,3%, асфальтенов 5,3%),

алкилированная 83%-ная серная кислота (АСК), удовлетворяющая требованиям ТУ 38-3-01-4-78;

фракция пирановая - отход производства изопрена цеха 1808 Нижнекамского ПО Нефтехим, удовлетворяющая техническим условиям ТУ 38.602-09-13-90.

Тампонирующие свойства предлагаемого и известного составов при температуре 20 и 100°С испытывали на трубчатой модели пласта длиной 7 см и диаметром 2,7

см, заполненной кварцевым песком фракции 0,063 - 0,2 мм. Испытания проводили следующим образом: в модель пласта, предварительно прогретую до 100°С, закачивали рабочие агенты по схеме скважина-пласт,

выдерживали при этой температуре в течение 1 - 2 сут. Затем через модель при температуре 100°С прокачивали воду по схеме пласт-скважина.

За критерий оценки эффективности испытываемого состава по сравнению с известным взяли закупоривающий эффект-( rj), который определен на основе данных, полученных при испытаниях, расчетным путем по формуле

П

Ко-К Ко

где К0 - коэффициент проницаемости до закупорки модели пласта, мкм;

К - коэффициент проницаемости после закупорки модели пласта, мкм2.

На первом этапе испытаний предлагаемого состава определяли вязкостные свойства формируемой тампонирующей смеси.

Результаты испытаний смесей, применяемых в предлагаемом составе приведены в табл.1. Из табл.1 видно, что наибольшая вязкость тампонирующей массы наблюдается при использовании девонской нефти. Отсутствие в ней сероводорода положительно сказывается также и на экологию и технику безопасности. Данные таблицы 1 показывают, что при концентрациях пмра- ноаой фракции в смеси равной 5,3% ема смеси и содержании АСК более 26% или менее 20% к объему смеси вязкость тампонирующей массы резко уменьшается (композиции 19 - 24 табл,1). Аналогичная картина имеет место при содержании пира- новой фракции в смеси 12,3% к объему смеси, с той лишь разницей, что при содержании АСК более 26% у тампонирующей массы резко повышается вязкость, что также неприемлемо, ибо смесь становится не прокачиваемой в пласт (композиции 25 - 30 табл.1). Поэтому содержание АСВ в рекомендуемом составе равное 20% от объема состава Является нижним пределом, а содержание АКС равное 26% является верхним пределом.

Таким образом, оптимальная область содержания алкилированной серной кислоты в нефтепираносернокислотной смеси находится в пределах 20 - 26% смеси. Анализ данных таблицы 1 показывает, что, если объемное соотношение нефти к пирановой фракции и алкилированной серной кислоты составляет59,2 - 60,8,14,8 - 15,2 и 20-26% соответственно, то полученную массу прокачивать в скважину не предоставляется возможным из-за ее быстрого отверждения,

При объемном соотношении нефти к пирановой фракции равном 61,7 и 12,3% и содержании алкилированной серной кислоты в количестве 26% нефтепираносерно- кислотная смесь прокачиваема в течение 0,5 - 1 часа, что приемлемо при раздельном закачивании рабочих агентов. Следовательно, соотношение нефти к пирановой фракции, составляющее 61,7, 12,3% является нижним пределом по содержанию нефти и верхним по содержанию пирановой фракции в составе.

В случае объемного соотношения нефти к пирановой фракции и алкилированной серной кислоте равном 70,3 - 76,3,7 - 4 и 20 - 26% (композиции 16 - 18) вязкости полученной тампонирующей массы уменьшается в 1,5 - 2 раза по сравнению с вязкостью, получаемой в области соответствующей соотношениям с меньшим содержанием нефти. Следовательно соотношение нефти к

пирановой фракции, равное 74,3 и 5,7% является верхним пределом по содержанию нефти и нижним пределом по содержанию пирановой фракции.

Сравнение тампонирующих масс по

вязкости предлагаемого состава (композиции 4-15 табл. 1), а по прототипу (композиции с 10 - 15) показывает, что через 168 ч вязкость у предлагаемого состава увеличи- ваетя на порядок относительно вязкости известного состава за это же время.

На втором этапе лабораторных испытаний оценивалась термостойкость тампонирующих масс предлагаемого и известного составов. Для этого гидроизолирущий материал, сформированный в области оптимальных соотношений компонентов помещали в пробирки и термостатировали в интервалах температур от 20 - 110°С в течение суток. При STOMV предлагаемого состава размягчение, плавление или разрушение гидроизолирующего материала не наблюдалось, тогда как тампонирующая масса по известному составу плавилась уже при температуре 60°С. После чего проводили модельные испытания.

В модель пласта, предварительно прогретую до необходимой температуры, закачивали рабочие агенты по схеме скважина-пласт, выдерживали при этой температуре в течение 1 -2 сут, затем через прогретую модель прокачивали воду, нагретую до температуры модели по схеме пласт-скважина. Результаты испытаний представлены в табл.2. Как видно из табл,2, у предлагаемого состава закупоривающий эффект сохраняется в пределах нормы при температурах от 60 до 100°С (см.композиции с 1 по 9), тогда как у известного состава снижение закупоривания эффекта наблюдается уже при температуре 60°С (композиции 10-21).

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в следующем.

Использование предложения по сравнению с известным составом, принятым в качестве прототипа, позволяет повысить качество

ремонтно-изоляционных работ, поскольку получаемый материал обладает более высокими изоляционными свойствами, термостабильностью, что в свою очередь позволит увеличить безводный период эксплуатации

скважины, приведет к сокращению количества повторных ремонтных работ.

Технологичность его использования опробована в промысловых условиях на месторождениях ПО Татнефть в НГДУ Елховнефть скв. 1036 с дебитом по нефти 1.8 т/сут и обводненностью 98,4%.

После проведения изоляционных работ с использованием предлагаемого состава дебит по нефти повысился до 5,4 т/сут,, а обводненность снизилась до 30%.

Формула изобретения

Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину, включающий нефть,

Предлагаемый состав

0

алкилировакную серную кислоту и отход производства изопрена, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности состава в области температур от 60 до 100°С, в качестве отхода производства изопрена используют пирзновую фракцию, получаемую при разложении диметилдиок- сана при температуре 300 - 370°С, при следующем сботношении компонентов, об.%:

Нефть61,7-74,3

Пирановая фракция5,7 - 12,3 Алкилировання серная

кислота20 - 26