состав для изоляции зон поглощений и способ его получения

Формула изобретения

1. Состав для изоляции зон поглощений, включающий хлористый кальций и воду, отличающийся тем, что он дополнительно содержит соль техническую аминированную побочный продукт производства этиленовых аминов, содержащий хлористый натрий не менее 92% и нитрилтриметиленфосфоновую кислоту при следующем соотношении ингредиентов, мас.

Соль техническая аминированная побочный продукт производства этиленовых аминов, содержащий хлористый натрий не менее 92% 12 20

Нитрилтриметиленфосфоновая кислота 0,3 1,0

Хлористый кальций 4 12

Вода Остальное

2. Способ получения состава для изоляции зон поглощения путем смешения двух взаимодействующих водных растворов, один из которых раствор хлористого кальция, отличающийся тем, что в качестве другого водного раствора используют раствор соли технической аминированной побочного продукта производства этиленовых аминов, содержащего хлористый натрий не менее 90% в который перед смешением водных растворов вводят нитрилтриметиленфосфоновую кислоту в количестве от 0,3 до 1,0% от общей массы реагентов, а смешение водных растворов осуществляют в соотношении объемов 2,0 3,0 0,5 1,5.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к горной промышленности, в частности, к ремонтно-изоляционным работам при строительстве и эксплуатации скважин.

Известен состав для изоляции зон поглощений, включающий гелеобразующее вещество, кислоту, воду и способ получения состава путем смешения компонентов.

Недостатком этого состава является то, что уходит много времени на приготовление водного раствора гелеобразующего вещества полиакриламида, использование же диспергаторов нежелательно ввиду ухудшения качества раствора, а заблаговременно приготовленный раствор полиакриламида подвергается деструкции. Кроме того, при низких положительных и отрицательных температурах применяемый состав имеет значительную вязкость, что усложняет проведение работ не только по его приготовлению, но и закачке в скважину. К тому же состав имеет невысокую плотность, примерно равную плотности технической воды, то есть до 1050 кг/м³. Этого может быть недостаточно при наличии пропластков в скважине с коэффициентом аномальности пластов более 1,0, что нарушит гидродинамическое равновесие скважина пласт, поэтому существенно усложнит работы при больших объемных закачках с соблюдением обязательного противодействия на пласты. Повысится вероятность выброса, поскольку часто поглощающие пласты соседствуют с проявляющими.

Наиболее близким является состав для изоляции зон поглощений, включающий хлористый кальций и воду, а также способ получения состава путем смешения двух взаимодействующих водных растворов, один из которых раствор хлористого кальция.

Недостатком этого состава является сложность его приготовления при большом содержании дополнительного компонента глины, что требует вначале приготовления путем смешения на поверхности, а затем обязательное глубинное диспергирование в скважине. А также то, что при низком содержании хлористого кальция (до 50% этот состав при отрицательных температурах необходимо будет все же разогревать на поверхности, что скажется на повышении энергоемкости технологического процесса. Кроме того, состав из скоагулированной глины ввиду невысокого ингибирующего эффекта его фильтрата может отрицательно повлиять на продуктивные нефтяные пласты при близком их расположении с поглощающими горизонтами.

Сущность изобретения заключается в том, что состав для изоляции зон поглощений дополнительно содержит соль техническую аминированную побочный продукт производства в производстве этиленовых аминов, содержащий хлористый натрий не менее 92% и нитрилтриметиленфосфоновую кислоту при следующем соотношении ингредиентов, вес.

Соль техническая аминированная побочный продукт производства в производстве этиленовых аминов, содержащий хлористый натрий не менее 92% 12 20

Нитрилтриметиленфосфоновая кислота 0,3 1,0

Хлористый кальций 4 12

Вода Остальное

А способ получения состава заключается в том, что в качестве второго водного раствора используют раствор соли технической аминированной побочного продукта в производстве этиленовых аминов, содержащего хлористый натрий не менее 92% в который перед смешением водных растворов вводят нитрилтриметиленфосфоновую кислоту в количестве от 0,3 до 1,0% от общей массы реагентов, а смешение водных растворов осуществляют в соотношении объемов равных 2,0 3,0 0,5 1,5.

Технический результат выражается в повышении морозостойкости и плотности состава, а также усилении ингибирующих свойств по отношению к включениям глин в продуктивных пластах, кроме того, упрощается технология приготовления, применения и хранения состава.

Соль техническую аминированную (ТУ 301-02-57-89) получают как побочный продукт в производстве этиленовых аминов, выпускают в кристаллическом виде. По физико-химическим показателям соль техническая аминированная соответствует следующим требованиям и нормам:

Массовая доля хлористого натрия, не менее 92

Массовая доля аминов, не менее 4

Массовая доля едкого натра, не более 1

Молекулярная масса 58,44. Соль техническая аминированная (СТА) по степени воздействия на организм человека относится к 4 классу опасности по ГОСТ 12.1.007-76. Токсичностью обладают основные примеси, содержащиеся в них, а именно гидроокись натрия и этилендиамин.

Нитрилтриметиленфосфоновая кислота НТФ (ТУ 6-02-1341-86) представляет собой бесцветный кристаллический порошок. Содержание основного вещества не менее 96% Хорошо растворяется в воде.

Хлористый кальций CaCl₂ (ГОСТ 450-77) бесцветное кристаллическое вещество, соль хорошо растворяется в воде. Выпускается либо в жидком виде (28 30%-ной концентрации), либо в сухом (гранулированном).

Концентрации СТА, НТФ и CaCl₂ варьируют в пределах, которые даны в табл. 1.

Состав получают следующим образом. Растворяют в воде соль техническую аминированную до насыщения, при этом ее содержание на практике обычно находится в пределах 21 24% при плотности раствора 1160 1180 кг/м³. Берут необходимый объем (несколько меньше полного объема состава) этого раствора и добавляют НТФ в количестве для полного объема состава, то есть от 0,3% до 1,0% от общей массы реагентов. В другой емкости растворяют в воде хлористый кальций до насыщения, при этом его содержание на практике обычно находится в пределах 27 31% при плотности раствора 1260 1290 кг/м³. Берут недостающий объем этого раствора до полного объема состава. Смешивают первый объем раствора соли технической аминированной с добавкой НТФ и второй объем раствора хлористого кальция. Причем наилучшие соотношения объемов растворов находятся в пределах 2,0 3,0 0,5 1,5. При смешении двух растворов происходит быстрое повышение вязкости, гелеобразование и осадкообразование. Гель довольно устойчив (медленно осаждается). При пропускании состава через фильтр отфильтровывается вода, а на фильтре происходит нарастание плотной массы, устойчивой к размыванию водой. Размер частиц гелеобразного осадка обычно находится в пределах 40 100 мкм. Желательно смешение именно растворов потому, что как соль техническая аминированная, так и хлористый кальций по отдельности быстрее растворяются в воде, чем вместе, а также потому, что гель образуется более однородным и отфильтрованного осадка больше. Кроме того, это технологичнее применительно к работам на скважинах, когда в централизованном порядке механизированным методом на растворных узлах приготавливаются растворы, которые в необходимом количестве цистернами подвозятся к скважинам. Чем выше концентрация солей в растворах, тем более морозостоек состав с повышенной плотностью, что позволяет производить работы независимо от времени года и снизить энергоемкость технологических процессов при отсутствии подогрева.

Объем осадка определяли по разнице полного объема состава и отфильтрованной воды. Выбор процентного содержания компонентов состава производили, исходя из объема полученного осадка. Из табл. 1 видим, что при смешении только растворов СТА с САCl₂ объем осадка примерно в 2 4 раза меньше, чем при смешении водных растворов с тремя компонентами, то есть добавляя еще и НТФ. Объем осадка прямо пропорционален количеству СТА. Минимальное содержание СТА приняли равным 12% поскольку при дальнейшем снижении ее содержания объема осадка недостаточно (менее половины от объема состава). Максимальное содержание СТА приняли равным 20% потому, что объем осадка уже не повышается, а еще и потому, что при смешении раствора соли технической аминированной с НТФ и раствора СаCl₂ в соотношениях 2,0 - 3,0 0,5 1,5 трудно достичь содержание СТА в общем объеме состава более 20% так как максимальное ее содержание в воде может достичь только 23 24% С повышением содержания НТФ в составе вначале происходит резкое увеличение объема осадка, а затем темп увеличения снижается, происходит стабилизация или даже уменьшение объема осадка. Из табл. 1 видим, что при содержании НТФ менее 0,3% объем осадка будет менее 50% что малоэффективно, а при повышении содержания НТФ в составе более 1,0% рН состава может снизиться менее 4,0, что нежелательно из-за повышения коррозионной активности состава. Учитывая то обстоятельство, что промышленностью хлористый кальций выпускается в жидком виде 28 30%-ной концентрации, были подобраны оптимальные соотношения при смешении двух объемов в пропорциях 2,0 3,0 0,5 1,5. В этом случае содержание СаCl₂ в составе будет находиться в пределах 4 12% Кроме того, из табл. 1 видно, что с повышением содержания СаСl₂ в составе объем осадка вначале повышается, затем стабилизируется и постепенно опять снижается. Содержание СаСl₂ менее 4% неэффективно, а при содержании 12% осадка еще вполне достаточно.

Пример приготовления оптимального состава для изоляции зон поглощений. Соотношение объемов раствора СТА с НТФ и раствора CaCl₂ примем равным 3:1. В этом случае растворяют 680 кг СТА примерно в 2,5 м³ воды. В эту же емкость добавляют 28 кг НТФ, перемешивают и доводят объем до 3 м³ или в заранее приготовленные 3 м³ 22 23%-ного раствора СТА добавляют 28 кг НТФ. В другую емкость набирают 1 м³ раствора хлористого кальция 28%-ной концентрации или растворяют 280 кг СаСl₂ в воде с доведением объема раствора до 1 м³. Перед закачкой или в процессе закачки в скважину эти растворы смешивают и получают полный объем состава 4 м³. В этом случае в общем объеме состава содержится, вес.

Соли технической аминированной 17

Нитрилтриметиленфосфоновой кислоты 0,7

Хлористого кальция 7

Воды Остальное

Показатели раствора с таким процентным содержанием компонентов представлены в табл. 2. Поскольку осадок медленно выпадает на дно композицию, можно готовить и заблаговременно за 1 7 суток до применения. После закачки состава в зону водопоглощения будет происходить кольматация порового пространства и обезвоживание геля с образованием плотной устойчивой к размыванию пленки корки, которая надежно изолирует зону поглощения.

В табл. 3 представлены данные лабораторных испытаний кольматирующей способности составов на установке УИПК-1М2. Образцы керна предварительно экстрагировались в спиртовобензольной смеси, насыщались моделью пластовой воды, центрифугировались. Затем через образец керна прокачивался керосин и определялась начальная проницаемость, следом прокачивалась подтоварная вода в объеме до 10 см³ и определялась проницаемость по керосину. В образец закачивали состав с фиксацией объема и давления. Насыщенный композицией образец керна выдерживался в течение двух часов при температуре 40^oС. Затем прокачивался керосин и определялась проницаемость. Данные табл. 2 и 3 подтверждают выводы по подбору оптимального содержания НТФ. Из проведенных испытаний видим, что проницаемость снижается в 10 раз.

Эффективность предложенного состава для изоляции зон поглощений заключается в технологичности и простоте его приготовления в соотношении смешиваемых объемов 2,0 3,0 0,5 1,5, поскольку как раствор СТА, так и раствор СаСl₂ можно заблаговременно приготовить, они не замерзают соответственно до -20^oС и до -40^oС, не подвержены деструкции, могут длительное время храниться в любое время года, также как и НТФ, широко распространены и вполне доступны. При положительных температурах состав имеет вязкость в пределах 3 20 мПас, то есть легко прокачиваем. При отрицательных температурах, исходя из практики, до -10^oС почти не загущается. Состав может быть использован при отрицательных температурах - примерно до -25^oС, что имеет большое значение для районов Крайнего Севера. Плотность состава для изоляции зон поглощений можно повысить до 1210 кг/м³, что позволяет производить работы без осложнений при наличии в скважине поглощающих пластов с пропластками, имеющими коэффициент аномальности пластов не только до 1,0, но и, учитывая запас на превышение давления в стволе скважины над пластовым, до 1,17. Кроме того, ингибирующий эффект гидратации глиносодержащих коллекторов нефти предлагаемым составом настолько высок, что даже при очень близком нахождении поглощающих горизонтов с нефтяными пластами фильтрат состава существенно не снизит добывные возможности продуктивных горизонтов. Так, если ингибирующая способность по методике АНИ для воды находится в пределах 60 65% глинистых суспензий 65 75% для раствора хлористого натрия 70 85% то для растворов СТА и СаСl₂ 90 95%