ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНУ
BACKFILLING COMPOSITION FOR SEALING INFLUX OF WATER INTO WELL

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин.
Известен состав для водоизоляционных работ (патент RU №2466172, МПК С09К 8/50, опубл. 10.11.2012 г., бюл. №31). Состав включает силикат натрия, концентрированную кислоту: ортофосфорную, соляную, серную или уксусную и пресную воду. Дополнительно состав содержит моноэтаноламин при следующем соотношении компонентов, мас. %:
силикат натрия
5,0-12
указанная концентрированная кислота
0,65-1,8
моноэтаноламин
0,17-0,7
вода
остальное
Недостатком известного состава является то, что отвердителями силиката натрия являются неорганические кислоты, которые могут вызвать коррозию насосно-компрессорных труб (НКТ) и обсадной колонны. Силикатный модуль силиката натрия по ГОСТ 13078-81 находится в пределах 2,3-3,6, а в известном составе взят узкий интервал - 2,9-3,1, что ограничивает его применение.
Известен состав для водоизоляционных работ (патент RU №2270328, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.02.2006 г., бюл. №5). Состав включает модифицированное жидкое стекло с силикатным модулем от 3,5 до 5, воду, этилацетат и поверхностно-активное вещество (ПАВ) неонол АФ 9-12 при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:
модифицированное жидкое стекло
100
вода
100
этилацетат
5-10
неонол АФ <sub>9</sub>-12
1
Время отверждения состава находится в пределах 1 ч 5 мин - 3 ч 30 мин, что недостаточно для безопасной закачки состава в изолируемый интервал и может привести к аварийной ситуации в случае непредвиденных задержек при проведении водоизоляционных работ.
Технической задачей предложения является увеличение времени гелеобразования состава, что обеспечивает повышение эффективности и качества изоляции водопритока.
Техническая задача решается тампонажным составом для изоляции водопритоков в скважину, содержащим силикат натрия, этилацетат, воду и поверхностно-активное вещество - ПАВ.
Новым является то, что состав дополнительно содержит добавку - моноэтаноламин, а в качестве ПАВ - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена при следующем соотношении ингредиентов, об. ч.:
силикат натрия с рН 9,5-11,5 и силикатным модулем 3,5-5
100
вода
100
этилацетат
5-10
оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена
1
моноэтаноламин
0,8-1,2
Силикат натрия представляет собой раствор от прозрачного до серого цвета с рН в пределах 9,5-11,5. Силикатный модуль силиката натрия находится в пределах 3,5-5.
3
Этилацетат - этиловый эфир уксусной кислоты по ГОСТ 8981-78 представляет собой прозрачную жидкость с плотностью 898-900 кг/м.
3
ПАВ представляет собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до желтоватого цвета и является оксиэтилированным моноалкилфенолом на основе тримеров пропилена с температурой застывания от 13 до 17°С и плотностью 1046±3 кг/м при 50°С.
2
2
2
3
Моноэтаноламин (HOCHCHNH) представляет собой аминоспирт - бесцветную или желтоватого цвета прозрачную жидкость, допускается опалесценция. Массовая доля моноэтаноламина составляет не менее 78%, плотность при 20°С - 1,015-1,050 г/см. Применяется в качестве легко регенерируемых поглотителей кислых газов, ингибиторов коррозии, полупродуктов в синтезе лекарственных препаратов, в производстве эмульгаторов, моющих средств, косметических препаратов.
3
Тампонажный состав для изоляции водопритока в скважину готовят следующим образом. В силикат натрия с рН 9,5-11,5 и силикатным модулем 3,5-5 добавляют пресную воду плотностью 1000 кг/м, моноэтаноламин и перемешивают. Отдельно готовят раствор оксиэтилированного моноалкилфенола на основе тримеров пропилена в этилацетате. Далее оба раствора перемешивают и закачивают в изолируемый интервал, где с течением времени происходит гелеобразование - осаждение кремниевой кислоты. Моноэтаноламин - аминноспирт, две электронно-донорные группы которого повышают электронную плотность в ядре, что увеличивает его реакционную способность. Электронно-донорные группы аминоспирта экранируют активные центры силиката натрия, т.е. моноэтаноламин блокирует реакционноактивный центр силиката натрия, вследствие чего замедляется процесс образования геля кремниевой кислоты, т.е. достигается запланированный результат - увеличение времени гелеобразования. Этилацетат в составе выполняет функцию инициатора гелеобразования, а оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена способствует равномерному смешиванию органической (этилацетата) и неорганической (силикат натрия) фаз.
В лабораторных условиях провели испытание предлагаемого состава и его наиболее близкого аналога. Время гелеобразования полученных составов определяли следующим образом. В три стеклянных стакана помещали компоненты состава и перемешивали. Отмечали время от начала помещения стаканов с составом в термостат, в котором поддерживали температуру 25°С. Время, через которое состав начинал вытекать непрерывной струей с конца стеклянной палочки после ее погружения в состав, принимали за время начала гелеобразования. Периодически наклоняя стаканы, фиксировали время, когда мениск жидкости переставал смещаться. Определенное таким образом время является временем конца гелеобразования испытуемого состава. Время начала и конца гелеобразования определяют как среднюю арифметическую величину трех измерений. Результаты лабораторных испытаний приведены в таблице.
Водоизолирующие свойства предлагаемого состава и его наиболее близкого аналога изучались на моделях пласта длиной 7 см и внутренним диаметром 2,7 см, заполненных кварцевым песком фракции 0,2-0,3 мм, которые позволяют моделировать закачку реагентов в пласт. По результатам модельных испытаний рассчитывают коэффициент изоляции, который характеризует степень снижения проницаемости модели.
Из представленных в таблице результатов видно, что коэффициент изоляции в водонасыщенной модели с применением предложенного состава через 24 ч и 6 мес составил 94,5-100% и 90-95%, тогда как у прототипа коэффициент изоляции водонасыщенной модели через 24 ч и 6 мес составил 88-100% и 72-89% соответственно, что доказывает лучшую изолирующую способность предложенного состава. По времени конечного отверждения оптимальными являются составы №3, 5, 7, имеющие время конечного отверждения от 2 ч до 7 ч 30 мин. Время отверждения состава №9 может быть недостаточным для закачки его в скважину, а состав №1 непригоден для использования в изоляционных работах, так как не отверждается. На основе данных таблицы был выбран оптимальный состав при следующем соотношении ингредиентов, об. ч.:
силикат натрия с рН 9,5-11,5 и силикатным модулем 3,5-5
100
вода
100
этилацетат
5-10
оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена
1
моноэтаноламин
0,8-1,2
Пример использования предлагаемого состава. Предлагаемый состав применили для изоляции обводнившегося пропластка в скважине с текущим забоем 1752 м и интервалом перфорации, вскрывшим продуктивный горизонт в интервале 1735-1737,5 м.
3
3
3
3
3
На скважине с помощью цементировочного агрегата ЦА-320М приготовили состав, для чего в первую половину мерника цементировочного агрегата ЦА-320М набрали 100 об. ч. (1,5 м) силиката натрия с силикатным модулем 4, добавили 1 об. ч. (0,015 м) моноэтаноламина и перемешали в течение 10 мин. Во вторую половину мерника набрали 100 об. ч. (1,5 м) воды плотностью 1000 кг/м и содержимое двух половин мерника агрегата перемешали в течение 10 мин. В чанке цементировочного агрегата ЦА-320М приготовили раствор оксиэтилированного моноалкилфенола на основе тримеров пропилена в этилацетате, для чего в 6,5 об. ч. (0,98 м) этилацетата добавили 1 об. ч. (0,015 м) оксиэтилированного моноалкилфенола на основе тримеров пропилена и перемешали. Содержимое чанка перекачали в мерник агрегата и перемешали в течение 20 мин.
3
Насосно-компрессорные трубы диаметром 73 мм спустили на глубину 1705 м и закачали 3 м состава, приготовленного в мернике цементировочного агрегата, буфер из воды плотностью 1000 кг/м в объеме 0,2 м и техническую воду в объеме 5,7 м для продавливания состава в изолируемый пропласток. НКТ приподняли на 200 м с целью исключения их прихвата отвердевшим составом и оставили скважину на реагирование в течение 24 ч. Далее скважину освоили и пустили в эксплуатацию. В результате проведенных работ обводненность скважины снизилась на 20%, дополнительная добыча нефти составила при этом 2 т в сут.
Таким образом, предлагаемый состав обеспечивает повышение эффективности изоляции водопритока, выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин за счет расширения сроков гелеобразования закачиваемого состава и предотвращения его преждевременного гелеобразования.