RU1782273C - Состав дл изол ции притока пластовых вод в скважину - Google Patents

Abstract

Сущность изобретени : 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, пиранова  фракци  - 5,7 - 12,3, алки- лированна  серна  кислота 20 - 26. Состав готовитс  смещением компонентов, причем сначала в нефть добавл ют пирановую фракцию, а затем алкилированную серную кислоту. 2 табл.

Description

w

w

Ё

Изобретение относитс  к нефтедобывающей промышленности и найдет применение при изол ции притока подошвенных и нижних вод в скважину, а также изол ции зон поглощени  бурового раствора при бурении нефт ных и газовых скважин.

Известен состав дл  изол ции притока пластовых вод, когда ограничение притока подошвенной воды осуществл ют гидрофобными нефт ными эмульси ми, содержащими нефть, воду и серную кислоту. При этом нефть должна содержать 20% смол и 3 - 4% асфальтенов,  вл ющихс  стабилизаторами эмульсий. Если их количество в нефти не достаточно, предлагаетс  добавить примерно 2,5% окисленного битума с целью образовани  тиксотропной структуры с начальным статическим напр жением сдвига 30,5 мгс/см2, конечным - 242 мгс/см2, что в пределах показателей буровых растворов.

Недостатком указанного состава  вл етс  то, что получаемый материал по своим изол ционным свойствам неустойчив, подвержен разрушению под воздействием внешних сил, становитс  текучим и далее легко вымываетс  из пор ггластй, поскольку, как уже указывалось выше, его статическое напр жение сдвига находитьс  только в пределах показателей буровых растворов.

Известен способ изол ции притока вод в нефт ную скважину, заключающийс  в закачивании в пласт одновременно нефть, содержащую в своем составе смолы и асфальтены, и серную кислоту при получении изол ционного материала на их основе, в виде кислого гудрона в пластовых услови х,

Несмотр  на широкое применение этого способа на месторождени х Татарии, он обладает недостаточной эффективностью. Как известно, качество полученного кислого

VJ 00 N) N3

ч|

(л)

W

гудрона по данному способу зависит от содержани  в нефти смол и асфальтенов, недостаточное содержание которых не позвол ет получить изол ционный материал необходимой в зкости. Недостаточна  в зкость и плавление этой тампонирующей массы при 60°С и выше способствует обратному выходу образовавшегос  в пласте изол ционного материала в скважину. Отсюда и необходимость закачивани  в пласт большого количества материала или повторных изол ционных работ, что св зано с большими материальными затратами.

Известен также способ ограничени  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 прин т в качестве прототипа.

Недостатком известного состава  вл - етс  то, что, несмотр  на его высокие водо- изолирующие свойства, он не применим в скважинах с температурой 60°С и выше, при которой он становитс  текучим, снижаютс  гидроизолирующие свойства, что приводит к частичному выходу его из пласта, тем самым резко снижа  эффект водоизол цион- ных работ.

Целью изобретени   вл етс  расширение области его применени , т.е. повышение эффективности состава в области температур от 60°С до 100°С.

Поставленна  цель достигаетс  описываемым составом, включающим нефть, алкилированную серную кислоту и отход производства изопрена.

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

Нефть61,7-74,3

Фракци  пиранова  5,7 - 12,3

Алкилированна  серна 

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 молекул рным весом, высокой в зкостью и термостабильностью по сравнению с зеленым маслом  вл ющимс  модифицирующей добавкой в составе, вз того за прототип. При взаимодействии алкилированной серной

кислоты с нефтью в смеси с пирановой фракцией получаетс  тампонирующа  масса, имеюща  в зкость на пор док выше по сравнению с тампонирующей массой, получаемой из известной нефтесернокислот- ной смеси с добавлением зеленого масла.

Более того, получаема  тампонирующа  масса термостабильна в моделируемых услови х пласта в интервале температур от

60°С до 100°С. что на 40°С выше, чем известна  смесь. Другим преимуществом добавл емой пирановой фракции  вл етс  также регулируемый индукционный период формировани  тампонирующей массы, что позвол ет использовать более упрощенную технологию закачивани  смеси в пласт. Таким образом, предлагаемый состав характе- ризуэтс  новой совокупностью признаков, позвол ющих получить новый положительный эффект, выражающийс  в повышении эффективности изол ционных работ в области температур от 60°С до 100°С. При этом кратно повышаетс  структурна  прочность продуктов реакции и изол ционные свойства состава, предотвращаетс  обратный выход его из каналов пласта в ствол скважины по окончании изол  ционных работ, следовательно , повышаетс  надежность водоизо- л ции и, как следствие, значительно

сокращаютс  повторные изол ционные работы в св зи с последующей обводненностью продукции скважины.

Закачивание состава осуществл етс  в следующей последовательности (пример

конкретного осуществлени ).

После определени  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 предотвращени  смешени  изол ционного материала со скважин ной жидкостью . При этом задвижки, перекрывающие

нагнетательную линию и линию, соедин ющую 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

Фракци  пиранова 5.7 - 12,3 Алкилированна  серна 

кислота20,0 - 26,0

Пиранова  фракци ,  вл юща с  отходом производства изопрена цеха 1808 Нижнекамского ПО Нефтехим согласно ТУ 38 602-09-13-90, жидкость зеленоватого цвета с резким запахом, в зкостью 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 обеспечени  оптимального соотношени  кислоты и смеси нефти с пирановой фракцией, а также создани  равномерного экрана при давлени х, допустимых на данную обсадную колонну, закачку кислоты производ т агрегатом Азинмаш-ЗОА, а смеси нефти с пирановой фракцией - агрегатом ЦА-320. При этом закачку их ведут беспрерывно одной порцией без остановлени  смеси внутри колонны. Смесь нефти с пирановой фракцией и кислоты , транспортиру сь по НКТ, перемешиваютс  и далее попадают в призабойную зону пласта в виде однородной жидкости и по мере поступлени  туда задавливаютс  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 взаимодействи  серной кислоты со смесью нефти и пирановой фракции происходит полимеризаци  с образованием полимерной массы и постепенное повышение в зкости ее. В зависимости от содержани  пирановой фракции смесь  вл етс  прокачиваемой з течение времени от 63 мин до 115 мин после перемешивани  с кислотой. Смеси с повышенным содержанием пирановой фракции, твердеющие относительно быстро, могут нагнетатьс  в изолируемый пласт раздельно по схеме: буферна  жидкость, кислота, буферна  жидкость, смесь нефти и пирзновой фракции, буферна  жидкость, продавоч- на  жидкость В этом случае полимер образуетс  непосредственно в каналах пласта .

После продавки изолирующей смеси в

пласт скважину оставл ют на ожидание затвердевани  смеси продолжительностью 6 - 24 часа.

Необходимый объем материала дл  создани  водоизол ционного экрана берут из расчета: 1 - 2 м3 на 1 м толщины обводненной части пласта, если его приемистость менее 20 м /ч при давлени х 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 давлени х соответственно. Далее перфорируют продуктивный пласт и осваивают скважину .

Эффективность предлагаемого состава определ ли в лабораторных услови х При испытании были использованы следующие материалы.

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

алкилированна  83%-на  серна  кислота (АСК), удовлетвор юща  требовани м ТУ 38-3-01-4-78;

фракци  пиранова  - отход производства изопрена цеха 1808 Нижнекамского ПО Нефтехим, удовлетвор юща  техническим услови м 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. Испытани  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 вз ли закупоривающий эффект-( rj), который определен на основе данных, полученных при испытани х, 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 определ ли в зкостные свойства формируемой тампонирующей смеси.

Результаты испытаний смесей, примен емых в предлагаемом составе приведены в табл.1. Из табл.1 видно, что наибольша  в зкость тампонирующей массы наблюдаетс  при использовании девонской нефти. Отсутствие в ней сероводорода положительно сказываетс  также и на экологию и технику безопасности. Данные таблицы 1 показывают, что при концентраци х пмра- ноаой фракции в смеси равной 5,3% ема смеси и содержании АСК более 26% или менее 20% к объему смеси в зкость тампонирующей массы резко уменьшаетс  (композиции 19 - 24 табл,1). Аналогична  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 повышаетс  в зкость, что также неприемлемо, ибо смесь становитс  не прокачиваемой в пласт (композиции 25 - 30 табл.1). Поэтому содержание АСВ в рекомендуемом составе равное 20% от объема состава Явл етс  нижним пределом, а содержание АКС равное 26%  вл етс  верхним пределом.

Таким образом, оптимальна  область содержани  алкилированной серной кислоты в нефтепираносернокислотной смеси находитс  в пределах 20 - 26% смеси. Анализ данных таблицы 1 показывает, что, если объемное соотношение нефти к пирановой фракции и алкилированной серной кислоты составл ет59,2 - 60,8,14,8 - 15,2 и 20-26% соответственно, то полученную массу прокачивать в скважину не предоставл етс  возможным из-за ее быстрого отверждени ,

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

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

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

Сравнение тампонирующих масс по

в зкости предлагаемого состава (композиции 4-15 табл. 1), а по прототипу (композиции с 10 - 15) показывает, что через 168 ч в зкость у предлагаемого состава увеличи- вает  на пор док относительно в зкости известного состава за это же врем .

На втором этапе лабораторных испытаний оценивалась термостойкость тампонирующих масс предлагаемого и известного составов. Дл  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 разм гчение , плавление или разрушение гидроизолирующего материала не наблюдалось, тогда как тампонирующа  масса по известному составу плавилась уже при температуре 60°С. После чего проводили модельные испытани .

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 сохран етс  в пределах нормы при температурах от 60 до 100°С (см.композиции с 1 по 9), тогда как у известного состава снижение закупоривани  эффекта наблюдаетс  уже при температуре 60°С (композиции 10-21).

Технико-экономическое преимущество предложени  заключаетс  в следующем.

Использование предложени  по сравнению с известным составом, прин тым в качестве прототипа, позвол ет повысить качество

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

скважины, приведет к сокращению количества повторных ремонтных работ.

Технологичность его использовани  опробована в промысловых услови х на месторождени х ПО Татнефть в НГДУ Елховнефть скв. 1036 с дебитом по нефти 1.8 т/сут и обводненностью 98,4%.

После проведени  изол ционных работ с использованием предлагаемого состава дебит по нефти повысилс  до 5,4 т/сут,, а обводненность снизилась до 30%.

Claims (1)

1. Формула изобретени 

   Состав дл  изол ции притока пластовых вод в скважину, включающий нефть,

   Предлагаемый состав

   0

   алкилировакную серную кислоту и отход производства изопрена, отличающийс  тем, что, с целью повышени  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

   Пиранова  фракци 5,7 - 12,3 Алкилированн  серна 

   кислота20 - 26