RU2068076C1

RU2068076C1 - Состав для селективной изоляции водоносных пропластков

Info

Publication number: RU2068076C1
Application number: RU95120182A
Authority: RU
Inventors: А.Х. Шахвердиев; Б.А. Мамедов; О.А. Чукчеев; Ф.Х. Галеев; Г.М. Панахов; Б.А. Сулейманов; Ю.Н. Литвишков; Х.Ф. Азизов
Original assignee: Товарищество с ограниченной ответственностью фирма "Интойл"
Priority date: 1995-12-05
Filing date: 1995-12-05
Publication date: 1996-10-20

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции водопритоков и поглощений. Техническим результатом изобретения является увеличение прочности изолирующего состава и его долговечности и несхватывание (т.е. невозможность образовать камень) в нефтяных пропластках. Это достигается тем, что состав для селективной изоляции водоносных пропластков содержит следующие компоненты, мас.%: эпоксидная смола 16-25; сольвент нефтяной 70-81; аминофенольный отвердитель 3-5. 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для селективной изоляции зон водопритоков.

Известен состав, содержащий твердые нефтерастворимые частицы полимеров из группы полиолефинов,например, частицы полипропилена, полиэтилена и отходы его производства [1]
Недостатком этого состава являются низкие прочностные свойства, в связи с чем образованная им изолирующая перегородка легко разрушается при небольших перепадах давления на пласт.

Наиболее близким к изобретению по назначению является состав, содержащий полимер из группы полиолефинов и полуводный сернокислый кальций прототип [2]
Недостатком этого состава является низкая прочность (5,6 кг/см²), что недостаточно, т. к. при эксплуатации скважин депрессии создают значительно большие. Поэтому изолирующая перегородка при депрессиях выше 5,6 кг/см² разрушается, и не обеспечивается изоляция водоносных пропластков. Кроме того, у известного состава основным изолирующим материалом является гипс, который в водной среде со временем разрушается. Таким образом, даже при эксплуатации скважин с небольшими депрессиями известный состав является временной изоляцией водоносных пропластков.

Изолирующие качества известного состава, а также соляро-бентонитовых, нефтебентонитовых, нефтецементных составов основаны на принципе не образовывать камень в нефтяной среде, а при контакте с пластовой водой полимер из группы полиолефинов, дизельное топливо, нефть удаляются из состава, а вода с СаSO₄•2Н₂О или бентонитом или цементом практически мгновенно образуют перегородку между водоносным пластом и стволом скважины. Причем толщина этой перегородки тем меньше, чем выше обводненность. Следовательно, толщина перегородки в водоносных пластах минимальная, и поэтому прочность ее незначительна.

Целью изобретения являются повышение прочности изолирующего состава и его долговечность, а в нефтяных пропластках предлагаемый состав не твердеет и изолирующая перегородка не образуется.

Это достигается тем, что состав для селективной изоляции водоносных пропластков дополнительно содержит сольвент нефтяной, а в качестве структурообразующих реагентов используют эпоксидную смолу и амино-фенольный отвердитель при следующем соотношении компонентов, мас. эпоксидная смола 16-25; сольвент нефтяной 70-81; амино-фенольный отвердитель 3-5.

В предлагаемом составе эпоксидная смола смешивается с растворителем - нефтяным сольвентом, а затем в смесь добавляют амино-фенольный отвердитель и тщательно перемешивают. При этом время подвижного состояния состава в водной среде составляет от 2,7 до 3,5 ч. Поэтому его приготавливают на поверхности и по насосно-компрессорным трубам, стволу скважины доставляют в пласт на необходимое расстояние от ствола скважины.

Состав по изобретению, попадая в пропластки, насыщенные водой, схватывается, образуя камень.

Количество растворителя нефтяного сольвента в составе таково, что при меньшем (< 70 мас.) его содержании состав утрачивает текучесть менее, чем 1 ч. Этого времени недостаточно для того, чтобы довести состав до интервалов перфорации и задавить в пласт. При большем содержании растворителя (> 81 мас.) состав вообще не схватывается и будет находится в подвижном состоянии сколько угодно долго.

Поэтому при закачке в пласт предлагаемого состава осуществляется селективная изоляция водоносных пропластков, т.к. в них состав образует камень, а при попадании состава в нефтяной пропласток, нефть вступает в контакт с составом и количество растворителя в составе становится больше предельного, и в результате состав теряет способности образовывать камень. В дальнейшем, когда в водоносных пропластках образуется камень, при создании депрессии на пласт состав будет выходить из нефтеносных пропластков, не уменьшая при этом их проницаемость, и сохраняться в водоносных пропластках, изолируя приток воды в ствол скважины.

Селективность схватывания состава только в водоносные пропластки позволяет вести закачку в весь интервал перфорации независимо от чередования водоносных и нефтеносных пропластков, не обращая внимания на то, что состав поступает в нефтеносные пропластки.

В качестве отверждаемой основы состава используют раствор эпоксидной смолы марки ЭД-20 по ГОСТ 10587-84 в сольвенте нефтяном по ГОСТ 10214-78. В качестве сшивающего агента эпоксидной смолы был выбран амино-фенольный отвердитель марки 40 АФ по ОСТ 605-5059-76.

Состав готовят по следующей методике. Навеску эпоксидной смолы ЭД-20 помещают в емкость, снабженную электромеханическим перемешивающим устройством, вводят растворитель (сольвент нефтяной) и перемешивают в течение 1 ч до полного растворения смолы. Затем вводят отвердитель 40 АФ и продолжают перемешивание в течение 30 мин. При этом наблюдается полное совмещение компонентов состава.

При этом получают состав, характеристики которого представлены в таблице.

Из приведенных результатов таблицы можно сделать следующие выводы о преимуществах предлагаемого состава по сравнению с прототипом.

Предлагаемый состав обладает более высокой прочностью, не разрушается от воздействия водной среды неограниченное время и не теряет подвижность в водной среде, что позволяет закачать его в пласт на необходимое расстояние от ствола скважины, т.е. создать перегородку значительно большей толщины.

Процесс на скважинах производится в следующей последовательности. После определения глубины забоя, статистического уровня жидкости, приемности пласта в скважину спускают насосно-компрессорные трубы. Устье скважины соединяют с агрегатами. Производят опрессовку нагнетательной линии на максимально допустимую величину давления в соответствии с технической характеристикой эксплуатационной колонны. После проверки наземных коммуникаций на герметичность раствор эпоксидной смолы и нефтяного сольвента смешивают с отвердителем и закачивают в насосно-компрессорные трубы. После их закачки нагнетают буферную жидкость до полного продавливания тампонажного состава в призабойную зону пласта и оставляют в состоянии покоя на 5-6 ч. В результате реакции между раствором эпоксидной смолы и отвердителя в водоносном интервале образуется камень, создающий непроницаемый барьер. ТТТ1

Claims

Состав для селективной изоляции водоносных пропластков, включающий структурообразующие реагенты, отличающийся тем, что он дополнительно содержит сольвент нефтяной, а в качестве структурообразующих реагентов он содержит эпоксидную смолу и аминофенольный отвердитель при следующем соотношении ингредиентов, мас.

Эпоксидная смола 16,0 25,0
Сольвент нефтяной 70,0 81,0
Аминофенольный отвердитель 3,0 5,0