состав для изоляции пласта

Формула изобретения

СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПЛАСТА, содержащий синтетический латекс, маслорастворимый эмульгатор и нефть, отличающийся тем, что он дополнительно содержит бентонитовую глину при следующем соотношении ингредиентов, мас.

Синтетический латекс 28,8 39,5

Маслорастворимый эмульгатор 0,9 1,9

Бентонитовая глина 3,9 6,9

Нефть До 100

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобыче, конкретно к составам для изоляции продуктивных пластов, и может быть использовано для ограничения притока пластовых вод в добывающих скважинах, для ликвидации заколонных перетоков пластовых вод, а также для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известен состав для тампонирования зон поглощения в скважине, содержащий, мас.ч: латекс полиизопренового или бутадиенстирольного каучука 100; бентонит или мел 20-30; полиоксипропилен 20-30 и воду 180-270 [1] Однако указанный известный состав обладает термокоагуляционными свойствами лишь в узком диапазоне температур 80-110^оС, что сужает область использования состава.

Наиболее близким к предлагаемому составу по технической сущности и назначению является состав для изоляции пласта, представляющий собой латекснефтяную эмульсию и содержащую в своем составе латекс 25-50 об. маслорастворимый эмульгатор (эмультал, тарин и т.п.) 1-3 об. и нефть до 100 об. [2]

Существенными недостатками латекснефтяной эмульсии являются:

Отсутствие объемной коагуляции без дополнительного ввода электролитов. При закачке такого состава в пласт, содержащий минерализованные воды, его коагуляция с резким ростом значений вязкости будет иметь место лишь на границах контакта, в то время как остальная часть латекснефтяной эмульсии (ЛНЭ) останется легко подвижной. Это снижает прочность изоляционного экрана и способствует его быстрому вымыванию в ствол скважины.

Низкие значения вязкости состава, что снижает эффективность водоизоляционных работ.

Значительная усадка состава после коагуляции электролитами, способствующая образованию каналов фильтрации пластовой воды по ним после завершения водоизоляционных работ.

Длительный период коагуляции при объемном смешивании с электролитами, что может привести к рассеиванию состава по радиусу скважины и его преждевременному размыву углеводородными флюидами с потерей прочностных свойств водоизоляционного экрана.

Узкий температурный диапазон сохранения стабильности в исходном состоянии, что позволяет его использовать только на низкотемпературных объектах.

Отмеченные недостатки в промысловых условиях снижают эффективность применения состава и сужают область его использования низкотемпературными объектами.

Предлагаемое изобретение решает техническую задачу обеспечения объемной коагуляции состава в диапазоне 20-150^оС при одновременном повышении значений вязкости и исключения его усадки при контакте с электролитами.

Поставленная техническая задача достигается тем, что известный состав для изоляции пласта, содержащий синтетический латекс, маслорастворимый эмульгатор и нефть, дополнительно содержит бентонитовую глину при следующем содержании ингредиентов, мас. Синтетический латекс 28,8-39,5 Маслорастворимый эмульгатоp 0,9-1,9 Бентонитовая глина 3,9-6,9 Нефть До 100

Для получения предлагаемого состава в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:

синтетические латексы: нефтелат по ТУ 38.40388-88, БСК 70/2 по ТУ 38.103541-88 и БС-50 по ГОСТ 15080-77;

нефти средней и низкой вязкости;

маслорастворимые эмульгаторы: эмультал по ТУ 6-14-1035-85, нефтехим-1 по ТУ 38 УССР 201463-86 и тарин по ТУ 38 УССР 201425-84;

бентонитовая глина марки ПББ по ТУ 39-043-74.

Сущность предлагаемого состава поясняется следующим примером.

П р и м е р. В 276 см³ нефти вливают 4 см³ эмультала и перемешивают в течение 1 мин. Затем вливают при постоянном перемешивании в течение 1 мин 120 см³ латекса марки "Нефтелат" и дополнительно перемешивают 4 мин. Затем вводят 20 г бентонитовой глины и перемешивают вручную стеклянной палочкой до равномерного распределения порошка в составе эмульсии и подвергают испытаниям.

Значения эффективной вязкости ( _э) состава определяют на ротационном вискозиметре "Rheotest-2", соединенном с ультратермостатом в диапазоне 20-90^оС. При этом определяют значения _э при градиенте сдвига () 145,8 с^-1 (имитация при прокачке по НКТ и трещинам пласта) и 1,0 с^-1 (имитация гидродинамических условий в призабойной зоне пласта).

Термообработку состава в статических условиях производят в герметичном металлическом автоклаве при 150^оС в течение 60 мин. затем состав охлаждают на воздухе и измеряют значения его вязкости.

Коагуляцию состава осуществляют моделью пластовой воды хлоркальциевого типа плотностью 1180 кг/м³. Для этого к исходному составу приливают 10 об. воды и перемешивают на лабораторной мешалке с частотой вращения вала 10 мин^-1.

Данные о влиянии объемного соотношения ингредиентов на время коагуляции предлагаемого и известного составов приведены в табл.1.

Данные о содержании ингредиентов и свойствах предлагаемого и известного составов в табл. 2 и 3.

Приведенные в табл. 1 данные свидетельствуют о том, что предлагаемый состав за 0,5-3 ч при 20^оС скачкообразно повышает значения вязкости без дополнительного ввода коагулянтов. Этого времени достаточно для закачки объема изолирующего матеpиала в пласт.

Из данных табл. 3 следует, что предлагаемый состав без дополнительного ввода коагулянтов гелирует и при температуре до 90^оС, приобретая повышенные значения вязкости.

Кроме того, процесс коагуляции предлагаемого состава моделью пластовой воды в идентичных условиях сокращается в 4-48 раз по сравнению с известным составом, что предотвращает его интенсивное размывание в пласте.

Предлагаемый состав может использоваться для ограничения притока пластовых и подошвенных вод, ликвидации заколонных перетоков и регулирования охвата пластов заводнением на месторождениях с пластовой температурой в диапазоне 20-150^оС. Кроме того, целесообразно его использование в качестве буфера при проведении направленных кислотных обработок скважин, а также в процессе комплексного воздействия на пласт, сопряженного с осуществлением водоизоляционных работ.

При использовании такого состава будет иметь место более полная и долговременная изоляция водопроводящих каналов пласта, особенно в карбонатных трещиноватых пластах, где применение известного состава является низкоэффективным.