состав для изоляции водопритоков и заколонных перетоков нефти и газа

Формула изобретения

Состав для изоляции водопритоков и заколонных перетоков нефти и газа, содержащий связующее и структуризатор-стабилизатор - углеводородную жидкость, отличающийся тем, что в качестве связующего он содержит продукт взаимодействия в водной среде водорастворимых нафтеновых кислот или их солей и водорастворимых гидроокисей или хлоридов двух и/или трехвалентных металлов в эквимольных соотношениях, в качестве структуризатора-стабилизатора - углеводородную жидкость с числом атомов углерода не менее 6 и дополнительно - высокофторированное поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанное связующее	20-70
Указанное поверхностно-активное вещество	0-2
Указанный структуризатор-стабилизатор	остальное

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к составам, используемым для ограничения водопритоков и заколонных пластовых перетоков при бурении и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин.

Распространенным методом изоляции является закачка в скважину приготавливаемого на поверхности цементного состава с различными добавками, регулирующими его структурно-механические свойства (Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра. - Бизнесцентр, 2000).

Известен состав для изоляции водопритоков в эксплуатирующихся нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах (RU 2139985, С1), состоящий из вяжущего - гипсоглиноземистого или напрягающего цемента (55-65 мас.%) и структуратора - модифицированной ПАВ углеводородной жидкости (45-35 мас.%).

Крупнодисперсные частицы твердой фазы (цемента) обуславливают нестабильность изолирующего состава, его низкую проникающую способность в поры и трещины породы, т.е. низкую герметизирующую эффективность при изоляции водонефтегазопроявлений. Кроме того, затруднен контроль процесса структурообразования от момента приготовления до наступления нетекучего состояния в зоне негерметичности, что ограничивает широкое применение цементных составов в реальных производственных условиях при бурении и капитальном ремонте скважин.

Известны способы, по которым составы для изоляции, приобретают необходимые свойства в скважине за счет смешения компонентов тампонажной смеси в зоне водонефтегазопроявления.

Например, известен способ ограничения притока подошвенных вод и заколонных перетоков в эксплуатационных скважинах (RU 2172825, С1), включающий последовательную порционную закачку в скважину, через вскрытый фильтр, раствора хлористого кальция, воды, раствора нафтената натрия (данную процедуру повторяют три раза), после чего закачивают цементный раствор с добавкой нафтената натрия с последующим продавливанием в скважину всей массы пластовой или технической водой.

Образующийся при этом изолирующий состав термостоек лишь до 75-90°С, а технология его приготовления и применения сложна и трудоемка, требует значительных материальных и энергетических затрат.

Наиболее близким по технологической сущности и достигаемому результату является изолирующий состав (RU 2228428, С2), содержащий в качестве связующего - стеарат кальция (42,5-43,5 мас.%), а в качестве структуратора-стабилизатора - бензин (56,5-57,5 мас.%).

Недостатками этого состава являются:

1) длительность процесса приготовления (из-за низкой растворимости стеарата кальция в бензине состав готовится в течение 16 часов);

2) высокие значения межфазного натяжения на границе с пластовой водой, ограничивающие проникающую способность состава;

3) недостаточные адгезионные свойства, влияющие на качество изоляции.

Указанные недостатки снижают технологическую эффективность и существенно ограничивают область использования состава для заявленной цели - изоляции скважин от водопритоков, заколонных перетоков и нефтегазопроявлений.

Задачей изобретения является снижение длительности и трудоемкости процесса приготовления состава, улучшение адгезионных и поверхностно-активных свойств, расширение ассортимента термостойких изолирующих составов.

Сущность изобретения заключается в том, что состав для изоляции водопритоков и заколонных перетоков нефти и газа, содержащий связующее и структуризатор-стабилизатор - углеводородную жидкость, в качестве связующего содержит продукт взаимодействия в водной среде водорастворимых нафтеновых кислот или их солей и водорастворимых гидроокисей или хлоридов двух и/или трехвалентных металлов в эквимольных соотношениях, в качестве структуризатора-стабилизатора - углеводородную жидкость с числом атомов углерода не менее 6 и дополнительно - высокофторированное поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Указанное связующее	20-70
Указанное поверхностно-активное вещество	0-2
Указанный структуризатор-стабилизатор	остальное

В качестве водорастворимых нафтенатов используются промышленно выпускаемые продукты: нафтеновые кислоты и их водорастворимые соли, например "Мылонафт, Асидол - мылонафт" по ГОСТ 13302-77; "Пенообразователь-пластификатор ПО-ПБ-7" по ТУ 0258-004-57578485-2003; "Мылонафт-нафтенат натрия НМН - 200" по ТУ 0258-001-10105754-97 и т.п.

В качестве водорастворимых соединений двух и трехвалентных металлов используются хлориды или гидроокиси кальция, магния, алюминия, железа.

Продукты взаимодействия нафтенатов с водорастворимыми соединениями двух и трехвалентных металлов представляют собой мазеобразные или пластелиноподобные вещества белого, светло-желтого или коричневого цвета с легким запахом минеральных масел (гудрона).

В качестве углеводородной жидкости с числом атомов углерода не менее 6 используются, например, гексан, керосин, высококипящий бензин, нефрас, дизельное топливо, конденсат или их смеси и др.

В качестве высокофторированного поверхностно-активного вещества могут использоваться ПАВ из класса высокофторированных полиэтиленов типа «Хромин» (например, «Хромин-4» по ТУ 6-02-28-82); «Хромоксан» - калиевая соль перфторалкансульфокислоты; «Фолитол - 163» - гидроперфтор-1,1,3-гидроперфторпропилнониленовый эфир (ТУ 6-02-18-105-88) и др.

В лабораторных условиях были приготовлены составы - предлагаемые (примеры 1-4 в таблице 1) и по прототипу (пример 5).

Процесс взаимодействия нафтенатов с водорастворимыми соединениями двух и трехвалентных металлов протекает в водной среде. Водорастворимые нафтенаты используются либо в товарной форме, либо в виде водных растворов, соединения двух и трехвалентных металлов - в виде водных растворов. Источником таких соединений могут служить природные водно-солевые растворы - пластовые воды, бишофит, рапа хлоркальций-магниевого типа и т.д. или специально приготовленные растворы хлористого кальция, известковое молоко и т.д.

Исходные концентрации нафтенатов и растворов соединений двух и трехвалентных металлов, а также их соотношения не влияют на технологические свойства получаемого продукта. Поскольку реакция обмена (замещения) идет до конца и взятый в избытке компонент удаляется вместе с водой, концентрации растворов и соотношения реагирующих компонентов подбираются исходя из опыта с целью предотвращения неоправданного расхода реагентов и воды.

Примеры приготовления составов приведены ниже.

Пример 1. К 50 мл продукта "ПО - ПБ -7" добавляют 100 мл 20%-го водного раствора хлористого кальция плотностью 1,18 г/см³. При этом мгновенно выпадает белый осадок, реакционную смесь перемешивают 15 мин и декантируют жидкую фазу. К 20 г (20%) выделенного твердого осадка (в виде белой пластелиноподобной массы) при перемешивании добавляют 78 г (78%) дизельного топлива и 2 г (2%) хромина. Смесь перемешивают до полного растворения в течение 0,5 ч. Получают однородную, подвижную жидкость светло-коричневого цвета.

Пример 2. К 100 г водного 50%-го раствора товарного мылонафта добавляют при перемешивании 50 мл бишофита плотностью 1,31 г/см ³. Мгновенно выпадает творожестый осадок кремового цвета, который через 0,5 ч уплотняется и оседает на дно. Жидкую фазу декантируют, осадок промывают водой, подсушивают фильтровальной бумагой и используют для приготовления предлагаемого состава.

Для этого, 43 г (43%) полученной смеси нафтенатов многовалентных катионов (Са, Mg, Al, Fe) и 0,5 г (0,5%) хромина растворяют в 56,5 г (56,5%) бензина в течение 1 ч. Получают однородную подвижную коричневую жидкость.

Пример 3. Продукт взаимодействия товарного нафтената натрия "НМН-200" с пластовой водой хлоркальций-магниевого типа с Ковыктинского ГКМ (плотностью 1,38 г/см ³) в количестве 70 г (70%) и 0,1 г (0,1%) хромоксана растворяют при перемешивании в 29,9 г (29,9%) керосина в течение 1,5 ч. Получают однородную жидкость коричневого цвета.

Пример 4. 43 г (43%) нафтената кальция, полученного по примеру 1, растворяют в 57 г (57%) конденсата. Раствор готовится в течение 1 ч.

Пример 5 (прототип). 43 г стеарата кальция растворяют в 57 г бензина. Раствор готовят при перемешивании в течение 16 часов.

Технологическая эффективность полученных составов в сравнении с прототипом определялась по следующим показателям:

- длительность растворения (ч) - оценивалась визуально;

- адгезионная способность (кг/см²) - определялась по приведенной в литературе методике (Кардашов Д.А. Синтетические клеи. - М.: Химия. - 1976. - С.179-181);

- поверхностное натяжение на границе изолирующий состав - вода (мН/м) - измерялось с помощью сталагмометра по стандартной методике (РД 39-00147001-773-2004);

- водопроницаемость (МПа) - определялась на образцах искусственного керна по приведенной в литературе методике (Бутт Ю.М., Тимашев В.В. Практикум по химической технологии вяжущих материалов. - М.: Высшая школа. - 1973. - С.247). Вначале образцы насыщались водой, затем после установки в прибор под давлением 1 МПа в течение 1 ч обрабатывались изолирующими составами и вновь помещались в емкость с водой. По истечении 24 ч при ступенчатом повышении давления воды до 2 МПа определялась водопроницаемость испытуемого образца. За водопроницаемость принималась величина, равная наибольшему давлению воды, при котором не наблюдалось ее просачивание;

- газопроницаемость обработанных изолирующими составами образцов керна - оценивалась в ходе опрессовки под давлением 2 МПа в течение 30 мин. Время выдержки обработанных образцов до проведения испытаний - 24 ч;

- для оценки термостойкости изолирующих составов определение их водо- и газопроницаемости повторяли после выдержки, обработанных составом образцов керна при температурах 120-150°С в течение 24 часов.

Результаты испытаний приведены в таблице.

	Технологические характеристики
Изолирующий состав	Время растворения, ч	Адгезионная способность, кг/см2	Межфазное натяжение, мН/м	Водопроницаемость, МПа	Газопроницаемость	Тем-ра термостатир. образца, °С	Водопрониц. после термостатирования, МПа	Газопрониц. после термостатирования
Пример 1	0,5	2,9	1,8	Водонепроницаемы	Герметично	150	Водонепроницаемы	Герметично
Пример 2	1	2,9	5,0			140
Пример 3	1,5	2,7	7,3			130
Пример 4	1	2,7	7,4			120
Пример 5 (прототип)	16	1,5	21,1		Не герметич.	120	1,8	Не герметич.

Данные, приведенные в таблице, свидетельствуют о том, что предлагаемый изолирующий состав требует значительно меньше времени для приготовления и обладает лучшими свойствами, чем известный. Образцы искусственного керна, обработанные предлагаемым составом, в условиях испытаний остались полностью водо- и газонепроницаемыми даже после термостатирования при температурах 120-150°С. Благодаря низкому межфазному натяжению изолирующий состав глубоко проникает в поры и трещины обводненной части пласта и создает прочную и долговечную водонепроницаемую зону из закупорочного материала с высокими адгезионными и структурно-механическими свойствами. Поскольку данный материал (нафтенаты двух и трехвалентных металлов) растворяется в нефти, производительность эксплуатационной скважины по нефти после ремонта полностью восстанавливается.

Предлагаемое техническое решение позволяет расширить ассортимент изолирующих составов и, заменяя дорогостоящий стеарат кальция более дешевыми и доступными нафтенатами, получить новый состав с лучшими изолирующими свойствами.