селективный состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах

Формула изобретения

Состав для селективных ремонтно-изоляционных работ в скважинах, включающий гидрофобизирующую кремнеорганическую жидкость (ГКЖ-11Н), гидрофобизирующую добавку в качестве катализатора и загуститель, отличающийся тем, что в качестве гидрофобизирующей добавки он содержит этилсиликат ЭТС-40, а в качестве загустителя - диатомит, при следующем соотношении компонентов, об.%:

ГКЖ-11Н	10,
ЭТС-40	85,
Диатомит	5

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам для изоляции притока пластовых вод в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах при проведении капитального ремонта скважин (КРС) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД), в частности к ограничению и ликвидации водопритоков, межпластовых заколонных перетоков и закреплению коллекторов в нефтяных и газовых скважинах.

Главными требованиями, предъявляемыми к водоизолирующим составам при проведении КРС, являются избирательность воздействия на продуктивный пласт. Они должны изолировать приток пластовых вод, то есть пропускать через себя углеводородную составляющую (газ, нефть, газовый конденсат) и отсекать поступающую из пласта воду, иными словами, быть гидрофобизатором для воды, но обладать гидрофобизирующими способностями для нефти.

Известен состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах, состоящий из кремнийорганических соединений полифенилэтоксисилоксана (модификатора 113-63, 113-65) и катализатора этилсиликоната натрия ГКЖ-10 или метилсиликоната натрия ГКЖ-11 [SU 1078036 А1, МПК5 E21B 43/32, опубл. 1984], при следующем соотношении компонентов, об.%:

полифенилэтоксисилоксан - 75-99, водно-спиртовые растворы этилсиликоната натрия ГКЖ-10 или метилсиликоната натрия ГКЖ-11 - 1-25.

Недостатком этого состава является низкая изолирующая способность при ликвидации притока пластовой воды в скважинах с АНПД, так как отсутствует способность блокирования пластовой воды.

Известен также состав для изоляции пластовых вод, ликвидации межпластовых и заколонных перетоков, включающий кремнийорганическую жидкость (ГКЖ) и спиртосодержащий раствор - водный раствор поливинилового спирта (ПВС) с концентрацией 5,0-7,5% при их объемном соотношении 1:1 [RU № 2032068 С1, МПК6 E21B 33/138, опубл. 1995].

Недостатками этого состава являются его низкая эффективность, отсутствие селективности по отношению к углеводородам и высокая стоимость работ при изоляции пластовых вод в суперколлекторах, к которым относятся сеноманские газовые залежи, когда расходы химреагентов для выполнения одной операции по изоляции воды в этих коллекторах многократно возрастают.

Наиболее близким техническим решением, выбранным за прототип, является водоизолирующий состав, содержащий гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-10 или ГКЖ-11, водный раствор поливинилового спирта (ПВС) и алюмосиликатные микросферы (АСМ), при следующем соотношении компонентов, об.% [RU № 2211306 С1, МПК7 E21B 33/138, опубл. 2003].

Недостатками этого состава являются недостаточная изолирующая способность при ликвидации притока пластовой воды в скважинах с АНПД по причине отсутствия селективности состава по способу воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП), хотя блокирование ПЗП имеется, но только как для углеводородов, так и пластовой воды, кроме того, сложность приготовления состава, так как он состоит из трех компонентов и требует предварительной подготовки на устье. Кроме того, невозможность проведения работ по изоляции пластовых вод в низко- и среднепроницаемых коллекторах, т.к. геометрические разремы микросфер не позволяют закачать (задавить) состав в поровое пространство водонасыщенного коллектора, к тому же этот состав не отличается высокими адгезионными и крепящими свойствами и не способен, наряду с водоизоляцией, закрепить слабосцементированный коллектор в прискважинной зоне пласта (ПЗП).

Задача предлагаемого изобретения состоит в повышении эффективности ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах, расположенных в сильно обводненных зонах в условиях АНПД.

Технический результат при создании изобретения заключается в разработке селективного состава для ремонтно-изоляционных работ, обеспечивающего селективную изоляцию воды при сохранении способности пропускать через себя углеводороды (нефть, газ, газовый конденсат) в коллекторах любой проницаемости от суперколлекторов до низкопроницаемых и закреплять горные породы ПЗП с сохранением ФЕС коллекторов нефти и газа.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что состав для изоляции притока пластовых вод состоит из гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-11Н, гидрофобизирующей добавки этилсиликата ЭТС-40 и загустителя - диатомита, при следующем соотношении компонентов, об.%: ГКЖ-11Н - 10, ЭТС-40 - 85, диатомит - 5.

В нефтегазовой практике известна способность различных кремнийорганических соединений (КОС) в присутствии воды вступать в реакцию гидролитической поликонденсации и отсутствие взаимодействия с нефтью. Для осуществления и ускорения реакции гидролитической поликонденсации с алкоксипроизводным КОС (ЭТС-40) необходимо вводить кислые или щелочные катализаторы. Для этих целей лучше всего подойдут ГКЖ-11Н в количестве 10% от объема этилсиликатов и диатомиты в качестве загустителя и адсорбента, способного удерживать в себе состав за счет высокой пористости 85%, а также за счет высокой адгезии к горной породе и металлу обсадных колонн (при содержании SiO₂ 80-88%). Такая композиция практически нетоксична, взрыво- и пожаробезопасна, обладает низкой коррозионной активностью (в процессе гидролиза выделяется не кислота, а низшие алифатические спирты), высокими селективными водоизолирующими свойствами. Образующийся тампонажный материал имеет удовлетворительные прочностные характеристики, высокую адгезию к горным породам и металлу обсадных колонн, имеет хорошую гидрофобную активность. Данные составы могут использоваться в широком интервале пластовых температур (0-200 C°) независимо от степени минерализации пластовых вод. Температура замерзания реагентов ниже минус 40 C°, что особенно важно в условиях севера Западной Сибири.

Сравнительный анализ с прототипом позволяет сделать вывод, что заявляемый состав для селективной изоляции притока пластовых вод отличается от известного тем, что он вместо ПВС содержит гидрофобизирующую добавку - ЭТС-40, в качестве гелеобразователя. Вместо АСМ содержит диатомит, в качестве загустителя и адсорбента, способного удерживать в себе состав за счет высокой пористости 85%, а также за счет высокой адгезии к горной породе и металлу обсадных колонн (при содержании SiO₂ 80-88%). При этом размер АСМ в среднем от 20-50 мкм до 400-500 мкм, а размер частиц диатомита обычно не превышает 1 мкм, состоят они из удлиненных пластинчатых частиц кремнезема, длиной до 0,5 мкм и толщиной до 0,1 мкм. Это говорит о возможности использования данного состава в низко- и среднепроницаемых коллекторах. Заявляемый состав становится не проницаемым для воды, но проницаемый для углеводородов, при этом за счет включения в него диатомита происходит дополнительное осушение ПЗП за счет адсорбции влаги (или воды) в окружающей горной породе.

Таким образом, заявляемый состав придает водоизоляционной композиции новые качества, а именно высокую селективность, и дополнительную адгезию по отношению к горной породе и металлу обсадной колонны при низкой коррозионной активности, имеет хорошую гидрофобную активность. Возможность использования в низко- и среднепроницаемых коллекторах в широком интервале пластовых температур (0-200°C), и приготовление данного состава на устье скважины возможно при ниже минус 40°C, что позволяет сделать вывод об изобретательском уровне.

Для экспериментальной проверки были приготовлены составы с разным количеством ингредиентов. Целью экспериментов являлось получение коэффициентов восстановления проницаемости от проведения технологических операций, соответствующих тестируемой технологии изоляции водонасыщенных пластов, на модели прискважинного фильтра, которая представляет собой водонасыщенный образец горной породы.

Порядок проведения экспериментов. Модель фильтра призабойной зоны обеспечивается следующими условиями. Образец керна помещается в кернодержатель. Создается внутрипоровое (пластовое) давление 4 МПа и давление обжима (горное), равное 20 МПа. В опытах воспроизводится эффективное давление, равное разнице между горным и пластовым давлением, принятое в испытаниях равным 16 МПа. Температура ячейки - 60°C.

Через водонасышенную модель фильтра призабойной зоны фильтруется пластовая вода для определения ее проницаемости по воде, эта проницаемость является базовой. Затем фильтруются жидкости ГКЖ-ПН (ТУ 2229-276-05763441-990, ЭТС-40 (ГОСТ 26371-84), диатомит (ТУ 5761-001-25310144-99, представляет собой легкие пористые породы от белого до желтовато-серого цвета, на 96% состоит из водного кремнезема (опала) общей формулы SiO₂·nH ₂O).

Последовательность и объемы фильтрации жидкостей соответствуют технологии воздействия, см. таблицу. Отдельно замерялась базовая проницаемость образцов горной породы по пластовой воде и керосину.

По завершении мероприятий, установленных тестируемой технологией, производится выдержка в течение 12 часов.

После чего производится измерение проницаемости образца горной породы.

В ходе тестирования измеряются перепад давления (dP) на керне и объемная скорость фильтрации (Q). Определяется значение отношения Q/dP, которое используется в расчете проницаемости.

Проницаемость определяется по формуле:

где: K - проницаемость образца, 10 ^-3 мкм²;

(Q/dP), - отношение объемной скорости фильтрации газа к перепаду давления на концах модели фильтра призабойной зоны, (см³/ч)/МПа;

µ_i - вязкость газа мПа·с;

L/S- отношение длины образца к площади его сечения, см^-1 ;

1/36 - пересчетный коэффициент, зависящий от системы единиц измерений в опытах.

Параметром, характеризующим тестирование, принят коэффициент восстановления проницаемости:

где: - коэффициент увеличения проницаемости;

К - проницаемость после воздействия;

К₀ - базовая проницаемость по пластовой воде.

Подготовка образцов керна. В экспериментах модель прискважинного фильтра представляет собой пару образцов горной породы длиной 30-35 мм и диаметром 29-30 мм.

Вода. Используется модель пластовой воды с минерализацией, соответствующей минерализации пластовой воды.

Заявляемый состав обеспечивает селективную изоляцию притока пластовых вод в обводненных скважинах в условиях АНПД с сохранением продуктивной характеристики ПЗП, о чем свидетельствуют результаты исследования керна, показанные в таблице. При высокой селективности оптимальный состав обеспечивает и дополнительную адгезию по отношению к горной породе и металлу обсадной колонны при низкой коррозионной активности, имеет хорошую гидрофобную активность. Возможно использование в низко- и среднепроницаемых коллекторах в широком интервале пластовых температур (0-200°C), и приготовление данного состава на устье скважины возможно при ниже минус 40°C.

Следует отметить, что при концентрации ГКЖ в ЭТС более 10% значительно сокращается время полимеризации, что может привести к невозможности закачки водоизоляционной композиции в пласт, а при более низком содержании ГКЖ (менее 5%) в ЭТС значительно возрастает время процесса полимеризации, что экономически неоправданно при проведении водоизоляционных работ на скважине.

Представленные результаты показывают довольно высокую эффективность изолирующего действия состава на основе ЭТС 40, ГКЖ-11Н и диатомита, применимого в широких пределах проницаемостей пород-коллекторов, включая низкопроницаемые разности, а также коллекторы, которые имеют высокую проницаемость (до 1 мкм²), соизмеримую с керном сеноманских отложений, что является важным моментом для изоляции притока пластовых вод.

Механизм образования непроницаемого экрана для воды из кремнийорганических соединений при введении в прискважинную зону пласта заключается в следующем. Состав на основе ЭТС 40, ГКЖ-11Н и диатомита растворяется в углеводородных продуктивных интервалах и вступает в реакцию гидролитической поликонденсации с водой, содержащейся в обводнявшихся интервалах, при отсутствии взаимодействия с нефтью. Проникновение состава в водонасыщенные пласты вызывает образование зоны, состоящей из пористой среды, насыщенной полимерной массой, вязкость которой при взаимодействии с водой по мере роста концентрации возрастает вплоть до полной потери текучести. С этого момента проникновение тампонирующей полимерной массы вглубь поровых каналов прекращается. Химическая реакция закачиваемых веществ с пластовой водой осуществляется по схеме массопередачи. При этом процесс можно представить как подвод реагента к реакционной поверхности с последующим распределением продуктов реакции в агрессивной среде. Нейтрализация реагента в условиях движущейся агрессивной фазы идет до нулевой концентрации. Образованный в пористой среде полимер «лестничного типа», с прочной адгезией по отношению к песчаникам породы за счет содержания диатомита, закупоривает водонасыщенные интервалы и цементирует песок в обводившейся зоне пласта.