состав для добычи нефти

Формула изобретения

1. Состав для добычи нефти, включающий гипсосодержащий материал и углеводородную жидкость, отличающийся тем, что он содержит указанные компоненты в соотношении соответственно 1:1-2,5 и обработан раствором соляной или серной кислоты при соотношении соответственно 1:1-5.

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости используют водно-нефтяную эмульсию.

3. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве углеводородной жидкости используют сырую нефть.

4. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве гипсосодержащего материала используют гипс полугидрат.

5. Состав по п. 4, отличающийся тем, что в качестве гипса полугидрата используют высокопрочный гипс марки Г 5-7.

6. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве гипсосодержащего материала используют фосфогипс.

7. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве гипсосодержащего материала используют сухую штукатурную смесь.

8. Состав по п. 1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит замедлитель схватывания - костный клей - 0,015-0,3 мас. ч.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки нефтяных скважин, и может быть использовано для изоляции пласта при разработке обводненной нефтяной залежи, вследствие чего повышается нефтеотдача.

Известен состав для добычи нефти (см. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. 2 изд. Перер. и доп. - М.: Недра, 1987. 373 с.), содержащий гипс, воду и различные добавки.

Недостатками данного состава являются малое время схватывания и необходимость дополнительного введения различных добавок - замедлителей процесса отверждения. Кроме того, гипсовые тампонажные составы обладают низкой водостойкостью как при комнатной, так и при высокой (80-90°С) температурах, что в условиях эксплуатации нефтяных скважин недопустимо из-за эффекта ретампонирования.

Известен также состав для добычи нефти (см. Патент РФ №2139985, МПК Е 21 В 33/138), содержащий вяжущее и модифицированную ПАВ углеводородную жидкость, при этом в качестве вяжущего содержит гипсоглиноземистый или напрягающий цемент.

Недостатком данного состава является полное подавление не только водопритока, но и нефтепритока (нефте-конденсатопритока). Время схватывания ограничено от 2 ч 30 мин (начало схватывания) до 8 ч 15 мин (конец схватывания), что в условиях эксплуатации нефтедобывающих скважин может оказаться недостаточньм (возможно, потребуются сроки схватывания меньше 2 ч 30 мин и больше 8 ч 15 мин).

Наиболее близким к предлагаемому является состав для добычи нефти, состоящий из гипсосодержащего материала и углеводородной жидкости - водно-нефтяной эмульсии (см. патент США № 2887159, опубл.15.05.1989).

Задача настоящего изобретения заключается в улучшении тампонирующих свойств при одновременном ограничении водопритока, оптимизации времени схватывания вне зависимости от рН пластовых вод и снижение стоимости тампонажных составов за счет сокращения числа компонентов до минимального количества.

Поставленная задача решается за счет того, что состав для добычи нефти, включающий гипсосодержащий материал и углеводородную жидкость, содержит указанные компоненты в соотношении, мас.ч. 1:1-2,5 и обработан раствором соляной или серной кислоты при соотношении соответственно 1:1-5. В качестве углеводородной жидкости может быть использована водно-нефтяная эмульсия или сырая нефть. В качестве гипсосодержащего материала может быть использован гипс полугидрат, например высокопрочный гипс марки Г 5-7 или фосфогипс, или сухая штукатурная смесь. Состав дополнительно может содержать замедлитель схватывания - костный клей 0,015-0,3 мас. ч.

Как видно из таблицы №1 сроки схватывания состава зависят от того, какой материал используется в качестве углеводородной жидкости или гипсосодержащего материала, а также от наличия или отсутствия замедлителя схватывания.

Табл. №1
№ п/п	Состав тампонажного материала, мас.%	Сроки схватывания, ч-мин
		начало	конец
1	Гипс (100 г) + Вода (50 г)	8 мин	12 мин
2	Гипс (100 г) + Нефть /Якуш/ (180 г)	3 ч	вязкая масса
3	Гипс (100 г) + ВНЭ /Cap/ (100 г)	4 мин	13 мин
4	Гипс (100 г) + ВНЭ /Cap/ (135 г)	5 мин	12 мин
5	Гипс (100 г) + ВНЭ /Якуш/ (135 г)	14 мин	21 мин
6	Гипс (100 г) + ВНЭ /Якуш/ (225 г)	3-00	вязкая масса
7	Гипс (100 г) + ВНЭ /Якуш/ (225 г)	3-00	более 8 ч
8	Гипс (100 г) + ВНЭ /Якуш/ (180 г) + КК (03%)	8-00	12-00
9	Гипс (100 г) + ВНЭ/Якуш/ (180 г) + КК (0,3%)	8-00	14-00
10	Гипс (100 г) + ВНЭ /Якуш/ (225 г) + КК (03%)	8-00	12-00
11	ГС (100 г) + ВНЭ /Якуш/ (225 г)	3-30	более 6-00
12	ГЦС (100 г) + ВНЭ /Якуш/ (225 г)	более 8-00	14-00

Где:

ВНЭ - водно-нефтяная эмульсия,

/Якуш/ - нефть Якушкинского месторождения,

/Cap/ - нефть Саратовского месторождения,

ГС - сухая штукатурная гипсовая смесь,

ГЦС - сухая штукатурная гипсово-цементная смесь,

КК - костный (столярный) клей.

Результаты обработки состава для добычи нефти растворами кислот показаны в таблице №2.

Табл.№2
Отвердители-нефти различных месторождений	Обработка серной кислотой					Обработка соляной кислотой
	Н2SO4: Н 2О=1:1		H 2SO4: H2 О=1:3		H2SO 4:H2О =1:5	HCl:Н2О =1:1		HCl:Н2O= 1:3		HCl: Н2O= 1:5
	Время экспонирования, мин
	15	60	15	60	24 ч	15	60	15	60	24 ч
Саратовского месторождения	7,6	16,6	5,2	20,6	8,3	5,0	22,1	7,4	16,0	22,8
Якушкинского месторождения	2,1	8,3	6,4	6,3	5,0	5,2	18,2	8,4	15,8	24,4

Тампонажные составы исследовались на модели пласта (песчаниках) по изучению влияния композиции реагентов на снижение водонефтепроницаемости породы.

Результаты водоизоляционных свойств композиций реагентов на моделях пласта приведены в таблице №3

Таблица №3
	Композиция реагентов	Начальная водопроницаемость модели пласта К во, мкм2 (мд)	Начальный градиент давления фильтрации воды, G во, МПа/см	Водопроницаемость модели пласта после воздействия реагента Кв1, мкм2, (мд)	Градиент давления фильтрации воды после воздействия реагента Gв1, МПа/см	Выводы
1	2	3	4	5	6	7
Гипс (300 г) + Водно-нефтяная эмуль- сия	Состав №4	0,26 (260)				При приготовлении композиции реагентов образовался высоковязкий раствор, довольно быстро превратившийся в твердую комковатую массу
ВНЭ (300 мл) ВНЭ (на Cap. Неф.) 1н:1в
Гипс (300 г) + ВНЭ (300 мл) (Якушкинская) 2н:3в	Состав №5	0,2666 (266,6)	0,0104	0
Гипс (300 г) + Замедлитель схватывания (600 мг) + НзО (150 мл)	Состав №6	1,416 (1416)	0,0059	0,4295 (429,5)	0,0061	Водопроницаемость модели пласта снизилась в 3,3 раза
Сухая штукатурная гипсовая смесь (300 г) + H2O (150 мл)	Состав №7	1,313 (1313)	0,0022	1,313	0,0022	Реагент в модель пласта не отфильтровался, состав водопроницаем
Сухая штукатурная цементно- гипсовая смесь (300 г) + H2 O (150 мл)	Состав №8	1,3	0,002	0,0007 (0,7)	0,68	Водопроницаемость образца снизилась в 1857 раз