Тампонажный состав для продуктивных пластов

Тампонажный состав для продуктивных пластов

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

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 тампонажного 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 гексаметилендиамина в спирте с последующим смешением полученного раствора с кубовыми остатками. При смешивании состава с водой в пластовых условиях 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

СОЕЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИН (sg 4 Е 21 В 33/13

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

flO.ÄEËÀÌ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ

Н АВТОРСНОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ. (21) 4057108/22-03 (22) 16.04.86 (46) 07.12.88. Бюл. W 45 (71) Кубанский государственный университет (72) Е.М. Покровская-Духненко, Х.Г. Беслиней, Е.Г. Лисовин, Т.Н. Дыбова, Г.А. Желдубовская, Э.Ю. Цуканова, И.В. Бережной и П.П. Макаренко. (53) 622.245 (088,8) (56) Авторское свидетельство СССР

H 1049654, кл. Е 21 В 33/ 13, 11.06.82.

Маляренко А.В., Земцов Ю.В. и Шапатин А.С. Опытно-промышленные испытания селективных водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений.; — Нефтяное.хозяйство, 1981, Р 1. (54) ТАИПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ПРОДУКТИВНЫХ KIACTOB (57) Изобретение относится к добыче нефти и газа. Цель — повышение изо„„SU„„1442637 А 1 лирующих свойств состава за счет уменьшения его растворимости в углеводородах, снижения коэффициента усадки и повышения прочности тампонажного камня. Состав содержит следукщие-компоненты при их соотношении, мас. 7: продукт гидролитической этерификации кубовых остатков 52,574, 3; гексаметилендиамин 1,7-6,0; алифатический спирт 19,7-45,8. Состав готовят путем смешивания гексаметилендиамина в спирте с последующим смешением полученного раствора с кубовыми остатками. При смешивании состава с водой в пластовых условиях 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.

1442637

52, 5-74, 3 25

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и 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 изолирующих свойств состава эа счет уменьшения его растворимости в углеводородах, снижения коэффициента усадки и повышения прочности 15 тампонажного камня.

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

Продукт гидролити- 20 ческой этерификации кубовых остатков производства метил-э тилхлорсиланов (ПГЭКО)

Гексаметилендиамин (ПЩА) 1, 7-6,0

Алифатический спирт 19, 7-45,8

Продукт гидролитической этерифи- 30 кации кубовых остатков производства метил- и этилхлорсиланов (ПГЭКО) представляет собой подвижную темнокоричневую жидкость с вязкостью 4,09,0 сПз, содержанием хлора 4,08,0 мас. %, этоксигрупп 30,050,0 мас.X и механических примесей не более 5 мас. %.

ПГЭКО используют в качестве таипонажного состава, гексаметилендиамин — 40 в качестве отвердителя эпоксидных смол и исходного мономера для получения полиамидов.

В качестве алифатических спиртов в предлагаемом составе используют 45 метиловый, этиловый, пропиловый, нбутиловый и трет-бутиловый спирты.

Алифатические спирты широко используют в качестве растворителей.

ПГЭКО в предлагаемом составе вы- 50 полняет функцию гелеобразующего вещества, ГМДА — функции сшивающего агента и замедлителя гелеобразования. Алифатические спирты повышают степень растворимости тампонажного состава в пластовых водах, что также способствует увеличению времени гелирования тампонажного состава. При этом тампонажный состав практически не растворяется в углеводородах.

Увеличение времени гел рования обеспе .ивает продвижение тампонажного 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 тампонажного состава ограничено пластовыми температурами не выше 80 С, так как при 80 С и более тампонажный состав утрачивает свою стабильность и, соответственно, полезные свойства.

Содержание компонентов в тампонажном составе и его полезные свойства обоснованы экспериментально ло стандартным методикам. Результаты экспео риментов при темпаратуре 80 С представлены в табл. I и 2.

Как видно из табл. 1 к 2, соотношение компонентов состава обуслов1 лено 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.X приводит к быстрому отверждению предлагаемого состава с образованием тампонажного материала с с низкими физико-механическими и технологическими характеристиками, время отверждения состава 0,5-10 мин, что не позволяет закачать его на сп" тимальную глубину с максимальным ра-. диусом насыщения призабойной зоны скважины, насыщенной водой, особенно для низкопроницаемых коллекторов, образующийся тампонажный материал имеет низкую механическую прочность, так как представляет собой не монолитную структуру, а комочки различной величины, не скрепленные друг с друroM. Растворимость тампонажногб материала в углеводородах также значительна (4-10%).

При введении в тампонажный состав гексаметилендиамина менее 1,7 мас.X также не удается достичь максимального водоизолирующего эффекта, так как, во-первых, время отверждения тампонажного состава незначительно (1,5 мин), что не позволяет зака1442637 литвой сшитой полисилоксановой струкчать его на оптимальную глубину, вовторых, тампонажньй MBTepHQJI> образующийся при отверкдении состава водой, неоцнороден и имеет низкую механическую прочность. Таким образом, тампонажный состав с содержанием гексаметилендиамина менее 1,7 мас.X не удовлетворяет технологическим требованиям надежной и эффективной во- 10 доизоляции притока пластовых вод в сквалыжны 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 отвержденного тампонажного состава в нефти и нефтепродуктах и скоростью гелирования, нижний предел - скоростью re- 20 лирования, прочностью и растворимостью в нефти и нефтепродуктах тампо" нажного материала, возможностью образования составом с пластовой водой однофазной системы, 25 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 макромолекулярный каркас, содержащий в межмолекулярной пространственной сетке взаимно сольватированные молекулы воды и спирта, связанные с макромолекулами полисилоксана за счет (р-d) 1 -взаимодействия между атомами 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.

Тампонажньй камень не растворим в нефти и нефтепродуктах: потеря массы после экстракции в кипящем толуоле

1-3 мас.X.

Большое время гелирования тампонажного 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 водоиэоляции тампонажного состава можно судить и по проницаемости кернов: при обработке составом водонасыщенных песчаных кернов проницаемость последних по воде уменьшается в

250 и более раэ.

Таким образом, предлагаемый тампонажный состав сочетает в себе ценные свойства известного (селективность) и обладает рядом других ценных для практики качеств: стабилен при хранении (срок хранения без потери свойств увеличивается в 2 раза); время отверждения состава водой до 3,5 ч (известного не более

0,5-1 мин) и регулируется соотношением компонентов в составе); благоФ даря 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 отвержде-..

Из табл. 1 видно, что тампонажньй состав с содержанием компонентов в указанных пределах имеет достаточно продолжительное время гелирования (период, в течение которого состав при смешении с водой сохраняет рабочую вязкость и текучесть) (153,5 ч) и невысокий градиент нараста1 ния вязкости состава при отверждении

35 его водой. Эти свойства состава обеспечивают высокие фильтрационные характеристики его, увеличивают проникающую способность, позволяют использовать для водоизоляции в низ- о копроницаемых и неоднородных коллекторах и закачать состав на оптимальную глубину с максимальным радиусом тампонирования водонасыщенной части пласта. Наличие большого времени

45 гелирования и небольшого градиента нарастания вязкости.,тампонажного состава позволяют реализовать максимальную прочность отвержденного тампонажного материала (12-27,3 кгс/см ), так как в течение этого периода после закачки тампонажного состава в водонасыщенную часть пласта происходит выравнивание пластового давления во всем объеме. Последующее отверздение состава и образование-тампонажного камня осуществляется в условиях установившихся нагрузок в пласте, что способствует образованию моно5 1442б37 нии состава, прочен и обладает высокими водоизолирующими свойствами.

Тампонажный состав получают растворением гексаметилендиамина в алнфатическом спирте и последующем смешением полученного раствора с продуктом гидролитической этерификации кубовых остатков производства метили этилхлорсиланов, содержащим 48 мас.X гидролизуемого хлора. При этом получается гомогенный маловязкий раствор (13-23 сПз) с плотностью

0,912-0,951 г/см, более устойчивый при хранении (12 мес.), чем известный тампонажный продукт. Температура застывания состава не выще где V о Н о

"50 С. Смещение компонентов состава на промысле можно осуществить в агрегате в течение 20-30 мин. 20

°, щ

15 У = (R-r) m. h ° k мз количество воды, находящейся в пласте, м ; радиус скважины, м; радиус зоны обработки, м; коэффициент пористости; коэффициент водонасыщенности; мощность водонасыщенного пласта, м. г

R— вствоЬ ГИДА бщая Вода асса

С, г г мас.Х от ТС а

0 ас ° т Т с.

C ° с>

10 52,5

ИС 11,02 8,72 45,8 . 0>32

1 7. 32 1904 380 20

1,7 . 3,2 19,04 7,60 40

2 1О 52>5 11C 11 02 8 72 4 58 0 32

3 1О 52,5 НС t t >02 8,72 45>.8 0,32

1,7 3,2!

9,04 19,04 100

1,7 3,2

1,7 3,2

1 ° 7 3,2

1,7 3,2

1,7 3,2

19>04 3,80 20

ЭС 1105 8 72 458 032

10, $2,5

19,04 7,60 40

5 1О 52,5 ЭС 11,05 8, 72 45>8 0,32

19,04 19,04 100

ЭС 1>05 8>72 45>8 0>32

SC. 10>77 8,72 45,8 0,32

t0 52,5

19,04 3,80 20

7 1О 52 5

19,04 7,60 40

ВС 10 77 872

45,8

0,32

10 52,5

10 52,5

0>32 1,7 3,2!

9,04 !9,04 100

ВС 10,77 8,72 45,8

10 10 65>О . И: 5>83 4>62 30>0 О> 77 5>0 7> 7 15> 39 3> 08 20

15,39 6, 16 40

ИС 5,83 4,.62 30,0 0,77 5,0 7,7!! 10 65 О

12 10 65,0 . ЙС 5,83 4 62 . 30>0 0>77 5,0 7,7 15,39 15,39 100

15,39 3>08 20

15,39 6,16 40

ЭС 5 85 4 62 30 0 0 77

5>0 7,7

5 0 7,7

10 65,0

ЭС 5,85 4,62 30,0 0,77

14 !О 65,0

Нспол зование предлагаемого тампонажного состава осуществляется известными технологическими приемами и техническими средствами, используемыми в нефтедобывающей промьппленности, Последовательность операций следующая. Перед проведением ремонтноизоляционных работ скважина исследуется на предмет определения текущей водонасыщенности пласта. Производится расчет необходимого количества

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

V = (R-г) . m h, М3

Табля да !

Spews б еа геящ о-. кгс/ee

sassyÄ ч

Вода а Вяесто, сПе нас от !!ГАВ

Хинкческн яааняая

Ci г нас.

2,1

14,7

26,0 16,3

2 3

2,3 14,7.24,5

t9 I

19,7

t ° 5!

4,7

2,5

14,8 10,9

15 4

3i0 ! 2,5

2,2

1,68 44, 11

38,0 2,12 56,0

t5,4

14,3 2,4

16,5 2,6

12,8

11,9

15,4

"0,8

1,9

15,9

10,4

20,8

44 11

2,0

15,9

3,1"

13,5

5,48 72,05

76,0 2,12 28,0

t5,3 1,8

1,8 2,3

8,6

15,9

4,0

16,92 88,85

190,4 2, 12 11,2

16,9

t 5

21,6

1,04 33,70

308 204 663

16,9

2,5

211

2,5 20,4

66,89

86,74

t,9

16,9

2,4

18 6

ИЗ,9

30,8

6,0.2,04 13,3 13,35

23, t

17,7

1,8

1,6

33, 70

1,04

2,04 66,3

2,3 17,7

26,5

4, 12, 66 ° 85

3,8

61 6 2,04 33,2

Объем тампонажного состава расВ соответствии с таблицей описания изобретения в агрегате готовят состав из ПГЭКО, спирта и ГДМА, смесь перемешивают насосом. Закачивают состав

B пласт через насосно-компрессорные трубы и продавливают его нефтью (газоконденсатом, дизтопливом) в заданный интервал призабойной зоны плас-та. Скважина закрывается на 1-3 сут.

Осуществляется запуск скважины.

Предлагаемый тампонажный состав обладает повышенной 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.

38,0 2, 12 . 55,9 1,68 44,1 1

766- 212 280 548 1205 190„4 2,12 1,2 16,92 88,85

76,0 2, 12 28,0 5,48 72,05

190,4 Z, 12 11,2 16,92 88,85

38 0 2,12 56 0 1,68

616 Z04 332 412

42637 8

Формула изобретения

Тампонажный состав для продуктивных пластов с пластовой температурой о включ амщий IIpop7KT гидроли тической этерификации кубовых остатков производства метил- H этилхлорсиланов (ПГЭКО), о т л и ч а ю щ и йс я тем, что, с целью увеличения

10 проникающей способности состава за счет возрастания времени гелирования состава, повышения изолирующих свойств состава за счет уменьшения его растворимости в углеводородах, 15 снижения коэффициента усадки и повыI шения прочности тампонажного камня, состав дополнительно содержит гексаметилендиамин и алифатический спирт при следующем содержании компонентов

20 в тампонажном составе, мас. Х:

ПГЭКО 52,5-74,3

Гексаметилендиамин 1,7-6,0

Алифатический спирт 19, 7-45,8

1442637

l0

Продолжение табл. 1

Спиртовый раствор

Вода а1

Общая асса

ТС, г мас. X. от ТС аци» спирт ас ° т Т иас. от ТС

ЭС 5,85 4,62 30,0 0>77 5,0 7,7 15>39 15,39

ВС 5 70 4,62 30,0 0,77 5,0 7,7 15 39 3,08 20

570 462 300 077 50 77 . 1539 616 40!

8 10 65,0 ВС 5,70 4,62 30,0 0,77

5, О

7,7 15,39 15,39 100

ИС 3,35 2,65 19,7 0,81 6,0 8, 1 13,46 2,69 . 20

19 10 74,3

20 1О 74,3. ИС 3,35 2,65 1-,7 0,81 6,0 8, 1 13,46 5,38 40

МС Э,Э5 2,65 19,7 . 0,81

8,1 13,46 !3,46 100

6,0

3>36 2,65 !9,7 0,81 6,0

8,1

6,0

3,36 2,65 19,7

0,81

8,1

3C .

24. 10 743 ЭС 3 36 265 197 081

6,0 8,1

25 10 74,3 . ВС 3,27 2 65 19,7 0,81 6,0

8,1. 3,27 2,65

26 10 74 3 ВС

19,7 0,81 6,0

8,1

13 46 5,38 40

6,0

13,46 1Э,46 1ОО

8,1

27 10 74,3

28 10

ВС 327 265 197 081

1000 200 .20

1000 400 . 40

29 10 30 10

10, 00 10,00 1ОО

П р и и е ч а и и е. ИС - метиловый спирт, Таблица 2

Водоизалирующий состав

Характеристика керн роникающая способность состава 1

Фракция длина леска, мм керна, см ерна

0,2

3,7

6,2

Известный

9,5

17,3

5,2

7,1

0,3

30

3,9

13,0

4,1

13,7

9,5

Предлагаемый О, 2

30

100

3,0

2>8

30

0,3

100

15 10 65,0

16 10 650

17 10 650

21 10 74,3

22 10 74,3

23 !О 74 3

Пав» ваиие

cnup td

0,2/0,3

0,3/0,2 1

13,46 2,69 20

1346 5 38 40

13,46 13,46 !00 !

3,46 2,69 20

Пористость обработанного

1442637 l2

ПРодолжение табл.f, Время гелировакка, % б >в > кгсlсм>

ВяэБоде кость> спи мас. от ПГ91(ииически яэанная

r uac.

153 9

21,4

2,9 2,7

17,7

4 7

308 204 663 . 104 3370 40

18,4

2,6

2,5

18,5

18,4

61,6 2,04 ° 33,0

4, I2 66,85

2,5

2,7

20,9

5,5 30 2 7 184

6,0 27,1

0,66 24,53

0,2

8,4

15,6

8,4 3,4

26,9 2,С3 75,5

53,8 2,03 37,7

8,9

15,6

Э 35 62,27

4>0

8,9

О, 17

15,6

0,14 10,0

9,6 3,9

26,9 2,03 75;5

16,1

3,3

0,66 24,53

7,8

15> 1

0,7

7,6 . 8,5

16, 1

4,2,0,4

0,25

16, 1

3,9

9,3

7,2

16,8

4,!

75,5 0,66 24,53

9,5 б,б

26,5 2,03

53» 8 2,03

0,2

62,27

16,8

37,7 3,35

7,1

10, 1

О, t5

10,О 5,3 16 8

011 11 О

12,7

8>1

4,8 t4,5

20,0 2,16 108;0

40,0 2,16 54,0

12,7

t4,6 8,3

1,84 46,00 40 с

3,6

12,7

8,5

7,84 78,40

l4 7

21 6

30с 28

100,0 2,16

3С - этиловый спирт, БС - оутиловый спирт.

Продолжение табл. 2 ика1ощая способсть состава

СМ Х

Водоизолирующий состав

Характеристика кер фракция длина песка, .мм керна, 1,9

30

2,3

100

f>6

100

0,2

1,4

100

30

2,1

100

30

2,7

0,3/0,2

100

2,04 13,3 13,35 86,74

153,9 2,04 13,3 13,35 86,74 134,6 2,03 15, 1 11,43 84,92

53,8 2,03 37>7 3,35 62,27

134,6 2,03 15, 1 11,43 84,92

134>6 203 151 11>43 8492 0,2/0,3

0,3/0,2

0,3

0,2(0,3 отер ассы осле кстакпи

Х адка осле вераКИЯ>

Пористость обработанноГО керна