состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах

Формула изобретения

1. Состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах, включающий олигоорганоэтокси(хлор)силоксан, углеводородный разбавитель и добавку, отличающийся тем, что в качестве добавки используют водомаслорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ или смесь водорастворимого и маслорастворимого НПАВ, взятых в соотношении 1:1, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Олигоорганоэтокси(хлор)силоксан - 16,0 - 50,0

Водомаслорастворимое НПАВ или смесь водорастворимого и маслорастворимого НПАВ, взятых в соотношении 1:1 - 0,1 - 5,0

Углеводородный разбавитель - Остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве НПАВ используют неонол АФ_9-6 или неонол АФ_9-4 и неонол АФ_9-12.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах при разработке нефтяных месторождений заводнением с целью увеличения нефтеотдачи пластов.

Известен состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах, включающий олигоорганоэтокси(хлор) силоксан (ООЭХС) с остаточным гидролизуемым хлором 0,2-0,8 мас.% [1]. Недостатком состава является низкая эффективность при использовании на коллекторах со средней и низкой проницаемостью, а также на монолитных коллекторах, что обусловлено малой глубиной проникновения состава в результате его быстрого отвержения в присутствии воды. Недостатком состава является также его низкая селективность при воздействии на пласт.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах, включающий, мас. %: олигоорганоэтокси(хлор)силоксан или олигоорганоэтоксилоксан 3,5 - 15,0; органосилилфосфат 0,1-3,0; вода 3-15; углеводородный разбавитель остальное [2]. Состав обеспечивает изоляцию обрабатываемых интервалов в результате образования гелеобразной массы, формирующейся за счет протекания процессов гидролиза и поликонденсации в объеме состава.

Основным недостатком состава является низкая эффективность изолирующего действия при использовании на высокопроницаемых и трещиноватых коллекторах, что обусловлено низким содержанием олигоорганоэтокси (хлор) силоксана и, как следствие, малой механической прочностью образующегося кремнийорганического геля. Недостатком состава является также его низкая селективность при воздействии на кремнийорганический гель как в водонасыщенных, так и в нефтенасыщенных интервалах пласта.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности и селективности работ по изоляции притока пластовых вод в скважинах неоднородных, высокопроницаемых и трещиноватых коллекторов.

Поставленная задача решается за счет использования разработанного состава для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах, обладающего повышенной стабильностью свойств и обеспечивающего образование в водопромытых порах и трещинах нефтяного пласта прочного гелеобразного осадка на основе олигоорганоэтокси (хлор) силоксана.

Сущность разработанного состава для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах, включающего олигоорганоэтокси (хлор) силоксан, углеводородный разбавитель и добавку, заключается в том, что состав предусматривает использование в качестве добавки водомаслорастворимого неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ или смеси водорастворимого и маслорастворимого НПАВ, взятых в соотношении 1:1, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Олигоорганоэтокси (хлор) силоксан - 16,0-50,0

Водомаслорастворимое НПАВ или смесь водорастворимого и маслорастворимого НПАВ, взятых в соотношении 1:1 - 0,1-5,0

Углеводородный разбавитель - Остальное

при этом в качестве водомаслорастворимого НПАВ используют преимущественно оксиэтилированные алкилфенолы: неонол АФ_9-6, или неонол АФ_9-4 и неонол АФ_9-12.

Предложенная совокупность признаков разработанного состава обеспечивает стабилизацию свойств состава по сравнению с известным техническим решением и образование в водонасыщенных порах и трещинах пласта устойчивого гелеобразного осадка, способствующего снижению их проницаемости и изоляции притока пластовых вод и, как следствие, подключению к разработке застойных и слабодренируемых нефтенасыщенных зон пласта.

Воздействие на пласт с целью изоляции притока пластовых вод осуществляется за счет протекания следующих процессов. Состав после закачки в пласт в водонасыщенных интервалах контактирует с водой и породой пласта. При этом происходит гидролиз олигоорганоэтокси (хлор) силоксана с образованием прочного гидрофобного геля. В присутствии углеводородного разбавителя процесс гелеобразования протекает замедленно, а прочность геля регулируется содержанием ООЭХС в составе. Состав содержит водомаслорастворимое НПАВ или смесь водорастворимого и маслорастворимого НПАВ. Это способствует более равномерному и объемному взаимодействию ООЭХС с водой. Кроме того, наличие НПАВ улучшает контакт формирующегося геля с породой пласта и способствует его прочной адсорбции.

Существенными отличительными признаками разработанного состава являются:

1. Использование в составе, содержащем олигоорганоэтокси (хлор) силоксан, в качестве добавки водомаслорастворимого НПАВ или смеси водорастворимого и маслорастворимого НПАВ, взятых в соотношении 1:1. Наличие указанных НПАВ в составе обеспечивает стабильность его свойств и способствуют равномерному и эффективному взаимодействию ООЭХС с водой и породой. Кроме того, НПАВ модифицирует образующийся кремнийорганический гель, что обеспечивает ему эластические свойства и препятствует образованию трещин при внешних нагрузках (перепад давления в пласте). При взаимодействии состава с остаточной водой в нефтенасыщенных интервалах НПАВ выступает в роли замедлителя реакции гидролиза олигоорганоэтокси(хлор)силоксана, что обеспечивает селективность воздействия на пласт.

2. Соотношение компонентов в составе, мас.%:

Олигоорганоэтокси (хлор) силоксан - 16,0-50,0

Водомаслорастворимое НПАВ или смесь водорастворимого и маслорастворимого НПАВ, взятых в соотношении 1:1 - 0,1-5,0

Углеводородный разбавитель - Остальное

Такое соотношение компонентов позволяет в широких пределах регулировать скорость взаимодействия ООЭХС с водой и породой пласта и регулировать прочность изолирующего геля, образующегося при гидролизе ООЭХС. При концентрации ООЭХС, равной 16 мас.%, в объеме пласта образуется нетекучая гелеобразная масса, а при более высоких концентрациях образуются прочная монолитная структура. Это позволяет использовать состав на пластах с различными коллекторскими свойствами, включая высокопроницаемые и трещиноватые, для изоляции притока пластовых вод и ликвидации заколонных перетоков. Увеличение содержания ООЭХС свыше 50 мас.% не приводит к усилению изолирующего действия состава.

3. Использование в качестве НПАВ преимущественно оксиэтилированных алкилфенолов: неонол АФ_9-6, ОП-7, ОП-10 или неонол АФ_9-4 и неонол АФ_9-12. Такие неионогенные поверхностно-активные вещества или их смеси хорошо растворяются в углеводородных разбавителях и улучшают контакт олигоорганоэтокси (хлор) силоксана с водой и породой пласта. В результате растворения водомаслорастворимого НПАВ в углеводородном разбавителе он частично взаимодействует с ООЭХС, что в последующем обеспечивает образование гелеобразной структуры с пластическими свойствами.

В рамках разработанного состава используют следующие товарные реагенты:

- олигоорганоэтокси (хлор) силоксан: продукт 119-204;

- неионогенные ПАВ: оксиэтилированные алкилфенолы (неонол АФ_9-4, неонол АФ_9-6, неонол АФ_9-12), товарные формы моноалкилфеноловых эфиров полиэтиленгликоля (ОП-4, ОП-7, ОП-10) и т.д.;

- углеводородные разбавители: нефть, дизельное топливо, керосин, мазут и т.д.

На практике разработанный состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах готовят растворением при перемешивании заданного количества олигоорганоэтокси (хлор) силоксана и водомаслорастворимого НПАВ или смеси водорастворимого НПАВ и маслорастворимого НПАВ в углеводородном разбавителе.

Предлагаются следующие конкретные примеры приготовления и использования состава.

Пример 1. В емкость для приготовления состава закачивают 15,8 т сырой нефти, 4 т олигоорганоэтокси (хлор) силоксана и 0,2 т неонола АФ_9-6 и интенсивно перемешивают. В результате получают состав, содержащий, мас.%: ООЭХС - 20, водомаслорастворимое НПАВ - 1; углеводородный разбавитель - 79. Затем в нефтяную скважину с обводненностью добываемой продукции 60-63% закачивают приготовленный состав и продавливают 8-10 м³ воды в пласт. Далее скважину оставляют на выдержку на 24 ч, после чего проводят освоение скважины и запускают в работу.

Пример 2. В емкость для приготовления состава закачивают 8,4 т дизельного топлива, 6 т олигоорганоэтокси (хлор) силоксана и 0,6 т смеси, содержащей нефтенола и неонола АФ_9-12 в соотношении 1:1, и интенсивно перемешивают. В результате получают состав, содержащий, мас.%: ООЭХС - 40, водомаслорастворимое НПАВ - 4, углеводородный разбавитель - 56. Затем в нефтяную скважину с обводненностью добываемой продукции 90-95% закачивают состав и продавливают буфером нефти и воды в пласт. Далее скважину оставляют на выдержку на 24 ч, после чего проводят освоение скважины и запускают в работу.

В целом разработанный состав за счет гидролиза олигоорганоэтокси (хлор) силоксана и его активного взаимодействия с поверхностью породы в водопромытых интервалах образует объемный гидрофобный гель, прочно удерживаемый в объеме пласта и препятствующий фильтрации воды. При этом благодаря наличию водомаслорастворимого НПАВ или смеси водорастворимого НПАВ и маслорастворимого НПАВ в водопромытых интервалах реагирование ООЭХС усиливается, а в нефтенасыщенных интервалах НПАВ выступает в качестве пластифицирующего агента, способствующего удалению избытка силоксана в процессе освоения скважины. Часть реагента в нефтенасыщенных интервалах взаимодействует с поверхностью породы пласта и образует гидрофобное покрытие, которое снижает смачивание поверхности водой и препятствует ее притоку из водонасыщенных интервалов.

При использовании известного состава, изначально содержащего воду и катализатор гидролитической поликонденсации, гелеобразование протекает как в водонасыщенных, так и в нефтенасыщенных зонах. Поэтому состав не обладает высокой стабильностью свойств и селективностью воздействия на пласт, а при закачке кольматирует весь перфорированный интервал. Это существенно снижает эффективность работ по изоляции притока пластовых вод. Кроме того, ограниченное содержание олигоорганоэтокси (хлор) силоксана в составе не обеспечивает образование прочного геля, способного выдерживать большие градиенты давления вблизи ПЗП скважины. Следует отметить также то, что известный состав кольматирует ПЗП скважины в результате самоотвердения.

Таким образом, разработанный состав обладает высокой стабильностью свойств и позволяет воздействовать на нефтяные скважины пластов различной проницаемости и неоднородности с целью изоляции притока пластовых вод, обеспечивая высокую эффективность и селективность работ.

Источники информации

1. А.С. 1680949, кл. Е 21 В 33/138, 1991.

2. Пат. РФ 2101485, кл. Е 21 В 43/32, 1998 - прототип.