Состав для изоляции в скважине интервала притока пластовых вод

Состав для изоляции в скважине интервала притока пластовых вод

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к ремонту скважин, а именно к составам для изоляции интервала добычи нефти или газа от притока пластовых вод.

Известны составы на основе эпоксидных и фенольных смол, алигоорганоэтоксилхлорсилоксанов, например, ТМС, ТСЭ, ТСФ, ТСК (Ибрагимов Г.З. и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. Справочник. М.: Недра, 1991).

Недостатком этих составов является уменьшение их объема в процессе полимеризации, что не исключает притока пластовой воды. По истечении нескольких месяцев их свойства изменяются так, что оптимальный ввод отвердителя колеблется в небольших пределах, ниже которого процесс полимеризации не происходит. При более высокой концентрации отвердителя материал полимеризуется в течение нескольких минут, что не позволяет довести его до интервала притока пластовых вод.

Известен также тампонирующий состав для закупорки водосодержащих пор пласта, содержащий полиуретановый клей КИП-Д 30-80% и растворитель (Зеленое масло 20-70%), а для повышения реакционной способности он дополнительно включает предельные углеводороды 2-10% от общего объема (А.С. СССР, 881303, Кл. Е 21 В 43/32).

Основным недостатком этого состава является то, что растворитель и предельные углеводороды не позволяют ему после отверждения обеспечить хорошую адгезию с обсадными трубами и горной породой. Кроме того, поскольку вода как регулятор процесса полимеризации не входит в его состав, то отверждение происходит только на границе контакта состава и воды в капиллярах или трещинах пласта. При создании депрессии он будет выдавливаться с последующим притоком воды.

Ближайшим из аналогов предложенного изобретения является состав для изоляции в скважине интервала притока пластовых вод, включающий полиуретан, растворитель и регулятор процесса полимеризации (патент Японии 4203192, опубл. 23.07.1982).

Цель изобретения - повышение качества изоляции в скважине интервала притока пластовых вод за счет улучшения адгезии состава с горными породами и обсадными трубами, а также ускорение процесса его приготовления и закачки в интервал изоляции.

Указанная цель достигается тем, что состав для изоляции в скважине интервала притока пластовых вод, включающий полиуретан, растворитель и регулятор процесса полимеризации, в качестве полиуретана содержит Компонент Поропласт плюс А-3017В, в качестве растворителя Полиэфир СГ-500, а в качестве регулятора процесса полимеризации - водный раствор электролита с содержанием солей не менее 300-350 г/литр, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Компонент Поропласт плюс А-3017В-	70-95
Полиэфир СГ-500	5-30
Указанный водный раствор электролита	5-15% сверх 100

Компонент Поропласт-плюс А-3017В по ТУ 2226-007-43161713-2000 - смесь полиэфирполиолов, изоционатов, стабилизаторов и катализаторов вспенивания выпускается под маркой "Компонент Поропласт-плюс А-3017В" (ТУ 2226-007-43161713-2000). Для регулирования вязкости и начала полимеризации состав содержит смесь полиэфирполиолов, гликолей и стабилизаторов вспенивания, выпускаемый под маркой "Полиэфир СГ-500" по ТУ 2226-008-43161713-2000. Для регулирования процесса полимеризации по всему объему в капиллярах и трещинах пласта состав содержит электролиты (например, водный раствор хлорида кальция, пластовую воду и др.) с содержанием солей не менее 300-350 г/литр. Для удаления полиуретана с оборудования закачивается растворитель, выпускаемый под маркой ДБА (ТУ226-004-43161713-99), представляющий собой трудногорючую прозрачную плохо растворимую в воде жидкость, состоящую из диаметилацетамида, бутилацетата и стабилизаторов.

Использование "Полиэфира СГ-500" позволяет регулировать вязкость полиуретановой композиции и при низких температурах окружающего воздуха. Данный растворитель также отмывает нефть и ее компоненты с насосно-компрессорных, обсадных труб и горных пород, хотя несколько дольше, чем растворитель марки ДБА. Изменяя количество растворителя и водного раствора электролита с высоким содержанием ионов, можно регулировать время начала полимеризации от десятка минут до нескольких часов. Это позволит доводить состав до интервала притока пластовых вод при различной глубине скважины и получать с хорошей адгезией прочный состав в трещинах и порах горных пород, а также в промытых каналах как между горной породой и цементным камнем, так и между цементным камнем и обсадной трубой. Состав при полимеризации увеличивается в объеме даже при забойном давлении в скважине. Он также обладает селективным воздействием - прочный состав образуется в водоносных пропластках, а в нефтеносных процесс полимеризации не происходит.

Приготовление состава в лабораторных условиях осуществляли следующим образом. В пробирку, в стеклянный или металлический стакан наливали композицию полиуретана и растворитель. После тщательного перемешивания тонкой струйкой добавляли техническую воду или электролиты: пластовую воду, водные растворы, например, хлорида кальция или хлорида натрия. С целью исключения поступления влаги из воздуха стаканы закрывали стеклом, а пробирки запаивали на газовой горелке и помещали в термостат. Начало полимеризации определяли по наклону стакана (пробирки) под углом 45°. Вязкость композиций определяли на капиллярных вискозиметрах.

Результаты испытаний и примеры предлагаемых составов в табл.1, 2, 3 и 4.

Таблица 1
Состав композиции, мас.%	Вязкость (мПа.с) при температуре, °С
Полиуретан (Поропласт-Плюс А-3017В)	Растворитель (Полиэфир СГ-500)	водный раствор электролита сверх 100%	20	35	50	65	80
100	0		4100	1172	300,5	120	87,0
95	5	5	3050	982	220	102	65
90	10	10	334,5	123	58,5	38,6	-
70	30	10	175,4	76,1	36,2	24,0	-

В качестве электролита в примере 2 используют водный раствор хлористого кальция с содержанием в нем 300 г/л хлористого кальция. В примерах 3 и 4 используют пластовую воду с содержанием солей 350 г/л.

В качестве регулятора процесса полимеризации для составов, приведенных в таблицах 2 и 3, применялся электролит - пластовая вода плотностью 1,17 г/см³ (содержание солей 350 г/литр) в количестве 5-20% (табл.2) и 15% (табл.3) масс. к смеси.

Таблица 4.
Тип электролита	Время начала полимеризации (мин) при плотности электролита, г/см3
1,17	1,14	1,10	1,07	1,03	1,0*
Пластовая вода	97	60	35	22	15	8-10*
Раствор хлористого кальция	90	55	31	20	13	7-10*
Раствор хлористого натрия	82	50	25	18	10	5-6*
Примечание к табл.4: 1,0*-техническая вода. При испытаниях полиуретановой композиции при температуре +20°С, состоящей из 70% полиуретана и 30% растворителя СГ-500, содержание электролита составляло 15 мас.%, сверх 100%.

В табл.1 показано, что с ростом количества растворителя и температуры вязкость полиуретановой композиции уменьшается.

С увеличением концентрации электролита (табл.2) время полимеризации растет до определенного предела, а затем стабилизируется.

Как видно из табл.3, с ростом количества растворителя увеличивается время начала полимеризации, а с ростом температуры ускоряется процесс отверждения полиуретановой композиции. Однако при добавлении к полиуретану растворителя более 30% в процессе полимеризации выделяется его избыток.

Установлено также (табл.4), что чем выше плотность водного раствора электролита, тем больше время начала полимеризации.

Обобщенный анализ табл.1, 2, 3 и 4 и производственный опыт показывает, что композиция, состоящая по массе из 95-70% полиуретана, 5-30% растворителя и 5-15% электролита (водного раствора) с содержание солей 300-350 г/литр, позволит проводить изоляционные работы от притока пластовых вод из вышележащих и нижележащих водоносных горизонтов в скважинах с температурой от +20°С до +60°С при глубине 1000-2500 м при приемистости интервала изоляции 50-300 м³/сут. При более +80°С необходимо проводить охлаждение забоя скважины. При использовании вышеприведенного состава для изоляции притока пластовых вод в скважине его адгезия к горным породам и обсадным трубам возрастает на 15%.

При больших значениях приемистости необходимо в композицию вводить дополнительно инертные наполнители различного фракционного состава, не содержащие пресной воды, или их смешивать с водным раствором электролита.

На основании опытов также установлено, что при продавливании нефтью или растворителем безводной полиуретановой композиции в модель водоносного горизонта в нем не образуется монолитная система. При продавливании водой безводной полиуретановой композиции в модель нефтеносного горизонта отвердевший полиуретан получается только на границе с водой. При закачке полиуретановой композиции (полиуретан, растворитель и электролит) в модель продуктивного пласта процесс отверждения (полимеризации) происходит во всем объеме. Минимальное количество электролита плотностью 1,17 г/см³, необходимое для полимеризации во всем объеме, составляет 5% по объему. При вводе органических растворителей (нефть, бензин, соляровое масло и т.д.) в полиуретановую композицию после контакта с водой процесс полимеризации при атмосферном давлении во всем объеме не происходит, а углекислый газ, выделяющийся в процессе полимеризации, создает открытые отверстия в органической части композиции. При этом отсутствует адгезия к металлу и горной породе. Отвердевшую полиуретановую композицию испытывали в соляной кислоте (24% товарная форма) и в пластовой воде плотностью 1,17 г/см³. После выдержки в течение трех месяцев композиция сохранила свою эластичность, объем и упругость на разрыв.

В промысловых условиях наиболее наглядным доказательством успешности работы данного изоляционного состава в качестве примера может быть изоляция вышележащего обводнившегося Верейского горизонта Югомашевского месторождения Башкортостана.

Приготовление раствора предлагаемого состава на скважине №2661 осуществляли следующим образом. В емкость слили 190 литров растворителя СГ-500 и при непрерывной циркуляции цементировочным агрегатом ввели 630 кг полиуретана и 5% (по объему) пластовой воды плотностью 1,17 г/см³. После получения однородного состава полиуретановой композиции закачали насосом цементировочного агрегата в насосно-компрессорные трубы (НКТ) вначале 60 литров "Полиэфира СГ-500" (передний буфер), затем полиуретановую композицию и 100 литров смывки - "Растворитель ДБА". При открытой межтрубной задвижке пластовой водой плотностью 1,17 г/см³ довели до башмака НКТ "Полиэфир СГ-500", закрыли затрубное пространство и продавили их в зону притока пластовой воды с оставлением 40 м полиуретанового моста над кровлей Верейского горизонта. После полимеризации разбурили мост из отвердевшего состава, провели скребкование полиуретановой корки в обсадной колонне. В итоге была обеспечина полная изоляция водопритока в скважину. Проперфорировали нижний башкирский горизонт и получили приток безводной нефти. Скребкование полиуретановой корки оказалось недостаточным, т.к. забивались полиуретановым шламом клапана штанговых насосов. После пуска в работу винтового насоса скважина начала работать безводной нефтью в нормальном режиме.

Использование композиционных составов позволяет произвести отмыв нефти и ее продуктов в призабойной зоне скважины, получить набухающий эластичный с хорошей адгезией материал, стойкий к кислотам и пластовой воде для изоляции в скважине интервала притока пластовых вод из ниже и выше залегающих водоносных горизонтов, а также для ликвидации негерметичности в обсадной колонне.

При прорыве пластовой воды по высокопроницаемому пропластку в продуктивном пласте данный композиционный состав не должен содержать электролита, т.к. будут заблокированы нефтесодержащие пропластки.

Состав для изоляции в скважине интервала притока пластовых вод, включающий полиуретан, растворитель и регулятор процесса полимеризации, отличающийся тем, что в качестве полиуретана он содержит Компонент Поропласт плюс А-3017В, в качестве растворителя - Полиэфир СГ-500, а в качестве регулятора процесса полимеризации - водный раствор электролита с содержанием солей не менее 300-350 г/л, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Компонент Поропласт плюс А-3017В	70-95
Полиэфир СГ-500	5-30
Указанный водный раствор электролита	5-15 сверх 100%