Состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах

Состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ на основе олигоорганоэ.токси(хлор)с:илоксана и структурирующего агента, отличающийся тем, что, с целью повышения технической прочности тампонирукндего материала и его. адгезии к горной породе, в качестве структурирующего агента он содержит полифенилэтоксисилоксан при следующем соотношении компонентов, об.%« Олигоорганоэтокси (хлор)силоксан 40-80 Полифенилэтоксисилоксан20-60

„„SU„„1049654 А

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИН

)(g) E Z1 В 33/13; Е 21 В 43/32

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ "К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Ъ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ (21) 3450132/22-03 (22) 11.06.82 (46) 23. 10. 83. Бюл. Р 39 (72) А.В.Маляренко, Ю.В.Земцов, В.В.Белогуров, О.A.Ðîòàíîâà, Ю.Н.Вершинин, В.Н.Якушев, Е.A.Федецов, Г.Н.Петров, A.Ñ.Øàïàòèí и С.A.Деглина .(71) Сибирский научно"исследовательский институт нефтяной промышленности (53) 622.245.4(088 8) (56) 1. Авторское свидетельство СССР

Р 663819, кл. Е 21 В 33/13,, 20;05.79.

2. Авторское свидетельство СССР

9 767152, кл. С 08 J 83/04, Е 21 В 33/13, 10.07.78. (54)(57) СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА

ПЛАСТОВЫХ ВОД В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ на основе олигоорганозтокси(хлор)силоксана и структурирующего агента, отличающийся твм, что, с целью повышения технической прочнос" ти тампонирующего материала и вго. адгеэии к горной породе, в качестве структурирующего агента он содержит полифенилэтоксисилоксан при следую" щем соотношении компонентов, об.Ъ!

Олигоорганоэтокси(хлор)силоксан 40-80

Полифенилэтоксиснлоксан 20-60

1449654

10

30

40

Изобретение относится к области добычи нефти, в частности к области

f изоляции водопритоков в нефтяных скважинах с помощью кремнийорганических соединений.

Известен состав для изоляции плас. товых вод s нефтяных скважинах, включающий дихлорполидиорганосилоксан и структурирующий агент, в Качестве которого выбран органотрихлорсилаиfl)

Недостатком этого состава является низкая стойкость тампонирующего материала к действию углеводородов.

Известен также состав (2) для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах на основе олигоорганоэтокси(хлор)силоксана и структури- рующего агента, содержащий олигоорганоалкокси(хлор)силоксан и структурирующий агент, представляющий собой хлорсилан при следующих соотношениях компонентов, мас.Ъ:

Олигоорганоалкокси(хлор)силоксан 89-99,5

Хлорсилан 0 5-11

Недостатком известного состава является низкая механическая проч ность тампонирующего материала и его певысокая адгезия к горной породе, а также токсичность структурирующего агента. Низкие механические показатели тампонирующего материала снижают продолжительность изолирующего эффекта и не позволяют использовать его в трещиноватых коллекторах с большой раскрытостью трещин.

Целью изобретения является повыше.,ние технической прочности тампонирую. щего материала и его адгезии к горной породе °

Цель достигается тем, что состав, для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах на основе олигоорганоэтокси(хлор)силоксана и струк турирующего агента, в качестве струк. турирующего агента содержит полйфенилэтоксисилоксан при следующем соотношении компонентов, об.t:

Олигоорганозтокси(хлор)силоксан 40-80

Полифвнилэтоксисилоксан 20-60

Замена в известном составе структурирующего агента - хлорсилана на полифенилэтоксисилоксан приводит к увеличению механической прочности тампонирующего материала и адгеэии к горной породе эа счет упорядоченной структуры полифенилэтоксисилоксана.

Составы получают простым смешени". ем олигоорганоэтЬкси(хлор)силоксанов с полифенилэтоксисилоксаном, которые представляют собой маловязкие жидкос ти, хорошо растворяющиеся друг в дру ге. Смешение компонентов в промысло" вых условиях можно удобно осуществлять с помощью агрегата, ЦА-320, так как исходные компоненты не требуют специальной защиты при их использовании. Приготовленные таким образом составы после перемешивания в течение 15-20 мин представляют собой гомогенные (истинные),. маловязкие раст воры с плотностью 1,0-1,2 г/см тем. пературой застывания не выше минус

50 С и имеют свойства, приведенные в табл. 1 и 2.

В табл. 1 представлена оценка водоизолирующих и селективных свойств состава.

Как видно из данных табл. 1, пред. ложенные составы обладают высокой водоизолирующей сПособностью (проницаемость естественных водонасыщениых кернов .для воды после обработки составом снижается на 99,8-99, 9%), Haps. ду с этим предложенный состав имеет высокие селективные свойства. Из опытов 3, 6 и 9 видно, мго проницаемость нефтенасыщенных кернов с остаточной водонасыщенностью для нефти после обработки составом практически не изменяется.

В табл. 2 сопоставлены механическая прочность и адгезия к горной породе тампонирующего материала, полученного при отверждении предложенного и известного составов.

Из табл. 2 видно, что положитель" нЫр свойства предложенного состава проявляются. при варьировании содержания олигоорганоэтокси (хлор) силоксанов в нем в пределах от 40 до 80%, а полифенилэтоксксилоксана — от 20 до 60%, При этом оптимальное содержание компонентов соответственно рав

po: олигоорганоэтоксм(хлор)силоксана 50-60%, а полифенилэтоксисилоксана 40-50%. При таких соотношениях наблюдается максимум ме. ханической прочности тампонирующе.

ro материала при высоких адгезион ных характерис тик ах.

Технология проведения ремонтноиэоляционных работ с помощью предложенного селвктивного водоизолирую щего состава не меняется по сравнению с известной.

При использовании предложенного состава .за счет повышения механической прочности и адгезии к горной породе тампонирующего материала ожидается увеличение длительности изолирующего эффекта на 3-4 мес. Это позволит увеличить дополнительную добы» чу нефти от каждого скважино-ремонта не менее,чем на 5000 т.и получить экономию в народном хозяйстве в сумме 21,4 тыс. руб. в пересчете на 1 скважино-ремонт. Кроме того, повышен ная механическая прочность и адгезия тампонирующего материала позволяют испольэовать его при изоляции водопритоков на нефтяных месторождениях не только с терригенными, но и с тре3 . 1049654 4 щиноватыми коллекторами. с большой видации заколонной циркуляции водй раскрытостью трещин, а также при лик. и отключении пластов.

"Таблица 1 ееееее

Компоненты состава еееее O

Олигоорганоэтокси(хлор)силоксан

Полифенилэтоксисилои саи, об.В

Пористость, В

После обработки е ее Ееее ееееее е е еееФЮее

«ее е е «ее е

Олигоматилэ- токси(хлор)силоксан

22,4 100 122 4 Ор29 99р8

22,Э 100 151,7 . 0 053 99р9

16у5 17 463 6 ; 452,7

18р2 100 89,5 .0,4 99 9

То: же

50.

Олигоэтилэтокси(хлор)силоксан

80

20 6 100 154 0 0 062 99ф9

20 !4 . 23 154 6 161 к7

То же

М

° °

30

2бсб 100 236 0 Oю,21 99 9

20 9 100 287,5 0,0016 99 9

30

То же

° .t

23,7 29 212 7, .213 4

50 еее

В .опытах 3, 6 и 9 приведена фазовая проницаемость для нефти через нефтенасыщенный керн с остаточной водоиасьзценностью до и после обработки составом. е ° °

Наименование Содержание компонента и составе, об,Ф. ОлиГбметил,. этил, фенилэтокси(хлор) силоксан

I Коллекторские свойства корной породы

Оста" точная водона сыценность, В

Проницаемость керна для воды(нефти), Ид, До обработки оставом

Снижение проницаемости для воды, Ф

1049654

Таблица 2

Разрушающее напряжение йри сжатии 6

Предел проч нос ти при отрыве отР. 2 кгс/см кгс/см 2 териал., раз

1 8

2,0

1,76

9,6

2,8

2,5

11,8

2,1

То же

3 7

14 8

17,3

2,7

4,4

4,0

3,1

4,9

5,4

3,5

19,3

6,2

1,8

5 6

9,7

6,3

7,0

8,2

7,4

3,3

Известный состав

0,9

5,5

4,0

0,4

2,0

2,4

7,0

017 То же

3 6

7,2

6,0

70

9,0

1,5

10,8

50

1,7

6,1

7,3

То же

19

1., 9

4,2

5,0

2,2

2,4

2,9

30

1,7

2,5

2,0.

20

Компоненты состава

Олигометилэтокси(хлор)силоксан смесь олигометилэтокси (хлор)силоксана с метилтрихлорсиланом при соотношении компонентов

98,0 и 2,0 мас.Ъ соответственно

Олигоэтилэтокси(хлор)силоксан

Олигоэтилэтокси(хлор)силоксан

Механическая прочность тампонирующего материала

Увеличение механической проч ности СЕ по сравнению с известным сос» тавом, раз

Адгвзия тампо- . нирующего материала к горной породе

Увеличение адгезии к горной породе отр,, по срав. нению с известным ма1049654

Продолжение табл. 2

1 !

Ад ге 3 ия тампо» нирующего материала к горной породе

Механическая прочность тампонирую- щего материала

Компоненты состава

Олигоорганоэтокси(хлор)силоксан

Полифен ил этоксисилоксан, об. Ъ

Предел прочности при: отрыве

60Tp.t z кгс/см

Разрушающее напря жение при сжатии. д,„;, кгс/см

Наименование

Известный состав

01,1,2 (Олигометил-этил фенил-этокси(хлор) ,силоксан

То. же

0,4 2 0

2,4

90 l0

О,И . 3 5

1 1 5,5

4,9

7,2

70 30

1,5 7,5

10,8

«1 I»

60

1,7 .8,5

1р7

7 3

«I I»

50 50

40 60

9,5

1,9

5,0

То же

« I I »

2 2 lli0

2,5 12 5

2,9

70 г,о

20 80

»I 9» Известный сос-( тав

0,2

ВНИИПИ Заказ 8382/33 Тираж 603 Подписное

Филиал ППП "Патент", r.Óæãîðîäióë.Ïðîåêòíàÿ,4.

Содержан. компо нента в составе, об.Ъ

Смесь олигоэтилз- токси(хлор)силоксана с этилтри)хлорснланом и ди. этилдихлорсиланом (1:1) прн соотношении компо" нентов 98,9 и

1,1 мас.Ъ

Ъ

Ъ

Смесь Олигометилэтил-фенилэтокси(хлор)снлоксана с диэтилдихлорснланом при соотношении компонентов 98,0 и 2,0 мас.Ъ соответственно

Увеличение механической проч ности ос . по сравнению с известным составом, раз

Увеличение адгезии к горной породе отр по сравнению с известиьм матерйал раэ