Состав для изоляции обводненных интервалов пласта и ликвидации негерметичностей эксплуатационных колонн
COMPOSITION FOR ISOLATION OF WATERED RESERVOIR INTERVALS AND ELIMINATION OF LEAKS IN PRODUCTION STRINGS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для ограничения водопритоков в добывающих скважинах.
Известны различные составы для ограничения водопритоков в скважинах, действующие за счёт образования геля в порах коллектора. К таким составам относятся композиции на основе кремнийсодержащих соединений, представляющих собой растворы неорганических или органических соединений кремния. Эти составы находят в настоящее время широкое применение при проведении водоизоляционных работ, что связано с их высокой эффективностью.
Известен состав для обработки призабойной зоны пласта (Патент РФ № 2099518), содержащий, мас. %: анионное маслорастворимое поверхностно-активных веществ (ПАВ) 0,1-10,0;  неионогенное ПАВ 0,1-2,5; кремнийорганическое соединение 0,5-5,0; углеводородный растворитель 1,0-5,0; воду-остальное.
Известный состав представляет собой обратную эмульсию, при приготовлении которой кремнийорганическое соединение гидролизуется, что приводит к увеличению  структурно-механических и реологических свойств эмульсии.
Недостатками известного состава являются:
- одновременное присутствие в составе анионных ПАВ (отвечающих за образование обратной эмульсии, согласно описанию патента) и неионогенных ПАВ (являющихся по своей природе деэмульгаторами) не обеспечивает гелеобразование в полном объеме состава в течение необходимого времени водоизоляции, что не позволяет получить прочный водоизоляционный барьер;
- использование кремнийорганического соединения совместно с анионными ПАВ приводит к быстрой конденсации кремнийорганического соединения еще на этапе приготовления состава, что сопровождается увеличением вязкости эмульсии с образованием дисперсных частиц кремнийорганического соединения (гелевых частиц поликремниевой кислоты), снижающих проникающую способность состава во время закачки в пласт и не способных образовывать прочный гель, что в свою очередь не позволяет сформировать эффективный водоизоляционный барьер, особенно при высоких перепадах давления.
Известен состав для ограничения водопритоков в скважинах (Патент РФ № 2066734) включающий, мас.%: связующее алкиловый эфир кремнийорганического соединения 30-99; спирты, сложные эфиры или кетоны 1-70. При взаимодействии состава с пластовой водой образуется гелеобразная масса полимера.
Недостатками известного состава являются:
- отсутствие в рецептуре отвердителей - катализаторов гидролиза, что снижает скорость гидролиза и поликонденсации кремнийорганического соединения;
- воды, оставшейся в порах пласта после прохождения тампонажного состава, недостаточно для гидролиза всего объема закачиваемого состава, что приводит к выносу части реагентов при запуске скважины, особенно в условиях низких температур.
Известен состав для изоляции водопритока в скважине (Патент РФ № 2071549) содержащий связующее алкиловый эфир кремнийорганического соединения (продукт 119-296Т) -100 об. ч, отвердитель соляная кислота - 1,5-15 об. ч, минерализованная пластовая вода - 2-13,5 об. ч. Продукт 119-296Т при смешении с соляной кислотой и минерализованной пластовой водой вступает в реакцию гидролитической поликонденсации с образованием через определенный промежуток времени твердых нерастворимых полимеров.
Недостатками известного состава являются:
- неопределенное время гелеобразования в низкотемпературных скважинах, а также при недостаточно равномерном перемешивании.
- использование минерализованной пластовой воды, различающейся  на различных месторождениях и скважинах химическим составом и рН среды, приводит к нерегулируемости времени гелеобразования состава, что может привести к преждевременному отверждению и недозакачке полного объема приготовленного состава в скважину.
Наиболее близкой по технической сущности к предлагаемому изобретению является пластичная композиция для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта (Патент РФ № 2627786), включающая, мас. %:
- связующее алкиловый эфир кремнийорганического соединения - 55-89,
-отвердители (пластификатор) катионное и неионогенное поверхностно-активные вещества (ПАВ) - 1-5,
- водный раствор неорганического сшивателя (алюмохромфосфатного связующего (АХФС) - 10-40.
Указанный состав характеризуется следующими недостатками:
- низкая проникающая способность по причине наличия в составе неорганического сшивателя дисперсных частиц, что ограничивает проникающую способность состава в пористые, терригенные коллекторы,
- увеличение реологических свойств при введении пластификатора также приводит к снижению проникающей способности состава,
- низкая технологичность состава, выраженная в необходимости предварительного разбавления сшивателя при приготовлении состава либо использования тройника с точным дозированием концентрированного сшивателя «в поток» при закачке состава на скважине.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является  повышение изоляционных свойств состава за счет увеличения проникающей способности и возможности регулирования времени гелеобразования состава при сохранении высоких структурно-механических свойств, что позволяет применять состав не только для изоляции водопритока в скважине, но и для ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн, заколонной циркуляции.
Дополнительный технический результат – обеспечение универсальности состава за счет возможности использования в терригенных (пористых) и карбонатных (трещиноватых) коллекторах.
Указанный технический результат достигается применением состава для изоляции обводненных интервалов пласта и ликвидации негерметичностей эксплуатационных колонн, содержащим связующее   алкиловый эфир кремнийорганического соединения, отвердители катионное и неионогенное поверхностно-активные вещества (ПАВ),  регулятор времени гелеобразования - водная фаза, отличающийся тем, что
в качестве катионного ПАВ используется алкилбензилдиметиламмоний хлорид, в качестве неионогенного ПАВ применяется алкилполиглюкозид С8-С14,при следующем соотношении компонентов, об. %: алкиловый эфир кремнийорганического соединения – 5-90, катионное ПАВ – 0,25-4,5, неионогенное ПАВ – 0,25-4,5, водная фаза – остальное, причем соотношение указанных ПАВ в составе составляет 1:1, а содержание каждого из указанных ПАВ от указанного кремнийорганического соединения  составляет 5%.
3
В качестве водной фазы используется пресная техническая вода или вода хлоркальциевого типа (раствор хлорида кальция) плотностью 1,02-1,39 г/см.
Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет следующего.
Совместное применение ПАВ, в заявленном качественном и количественном соотношении, и использовании в качестве водной фазы пресной технической воды или воды хлоркальциевого типа (раствора хлорида кальция) с указанной плотностью, обеспечивает стабильность гидролизованного кремнийорганического соединения за счет стабилизации золя кремниевой кислоты. Применение в качестве водной фазы других солевых растворов, таких как раствор хлорида натрия или минерализованной пластовой воды, приводит к нестабильности золя, укрупнению частиц и выпадению осадка.
Применение в качестве водной фазы раствора хлорида кальция различной плотности позволяет регулировать время гелеобразования состава в широких диапазонах, в отличие от прототипа.
Высокая эффективность изоляции пласта достигается с помощью повышенной адгезии геля, обеспечиваемой путём введения в состав указанных ПАВ, что позволяет эффективно изолировать обводненные интервалы пластов и ликвидировать негерметичности эксплуатационной колонны (НЭК) и заколонной циркуляции (ЗКЦ).
Указанные ПАВ, являющиеся катализатором гидролиза, обеспечивают равномерное протекание реакции гидролиза во всем объеме кремнийорганического соединения, в результате чего улучшается смачиваемость поверхности породы, что способствует увеличению адгезии и прочностных характеристик получаемого геля и, как следствие, увеличение водоблокирующих свойств. Всё вышеуказанное позволяет проводить закачку состава в пласт в полном объеме при меньших давлениях, либо применять состав для ликвидации НЭК и ЗКС в случае низкой приемистости негерметичного участка колонны. Контроль времени гелеобразования позволяет увеличить эффективность обработок за счет оптимизации времени производимых водоизоляционных работ.
Таким образом, заявляемый состав обладает высокой адгезией по отношению к горной породе, фазовой стабильностью в процессе приготовления и закачки состава, расширенным регулируемым временем гелеобразования при сохранении высоких структурно-механических свойств (твердости), присущих кремнийорганическим составам.
Состав в предлагаемом количественном и качественном соотношении возможно применять как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах за счет оптимальных реологических свойств и исключения образования нерастворимых частиц.
Для получения заявляемого кремнийорганического состава использовали следующие реагенты:
<i>№</i>
<b></b><b><i>Наименование реагента</i></b><b></b>
<b></b><b><i>ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.д. на изготовление</i></b><b></b>
<i></i><i><u>Алкиловый эфир кремнийорганического соединения:</u></i><i></i>
Этилсиликат-32
ТУ 20.14.53-558-05763441-2017ПАО "Химпром"
Этилсиликат-40
ТУ 2435-427-05763441-2004ПАО "Химпром"
Тетраэтоксисилан
ТУ 2435-419-05763441-2003ПАО "Химпром"
<i></i><i><u>Отвердитель</u></i><i></i>
ОГО-3К (содержит заявленные катионные и неионогенные ПАВ в соотношении 1:1)
ТУ 20.41.20-003-93984354-2017ООО «ЗападУралИнвест»
<i>- катионный ПАВ </i>алкилбензилдиметиламмоний хлоридКАТАПАВкатамин АВ
ТУ 2482-003-04706205-01ТУ 2482-003-04706205-2004ТУ-6-01-816-75
- <i>неионогенный ПАВ</i> алкилполиглюкозид С8-С14
Triton BGlO  (по импорту)Elotant Milcoside 303N (Корея)
<i></i><i><u>Водная фаза</u></i><i></i>
Пресная техническая вода
ГОСТ 17.1.1.04-80
Раствор хлорида кальция
ГОСТ 450-77
В качестве показателей свойств предлагаемого состава использовали следующие параметры: начальная вязкость, время гелеобразования, твёрдость геля, сила адгезии, эффективность изоляции порового пространства породы.
Начальную вязкость и время гелеобразования состава определяли на вискозиметре модели 1100 производства OFITE (США).
Твёрдость и силу адгезии геля измеряли с использованием прибора Texture Analyser CT3 производства Brookfield (США).
3
Эффективность изоляции порового пространства породы после закачки в него состава определяли с использованием установки для определения фильтрационных и блокирующих характеристик технологических жидкостей и составов ПИК-ОФП/ЭП производства АО «ГеоЛогика» (Россия). Насыпную модель пласта насыщали минерализованной водой (ρ=1,18 г/см) и определяли проницаемость по водной фазе, прокачивали 1 поровый объёмов состава, выдерживали 24 часа для образования геля, затем вновь определяли проницаемость по водной фазе. Рассчитывали эффективность изоляции (в %) как отношение разницы проницаемостей до и после закачки состава к начальной проницаемости модели пласта.
Возможность осуществления заявляемого изобретения подтверждается следующими примерами.
Пример 1.
Для приготовления 100 мл кремнийорганического состава брали 22,5 мл связующего Этилсиликат-32 и при перемешивании со скоростью 500 об/мин. на лабораторной мешалке последовательно добавляли отвердитель ОГО-3К в объеме 2,25 мл и пресную техническую воду в объеме 75,25 мл. После введения всех реагентов перемешивали в течение 10 минут.
В результате получали кремнийорганический состав со следующим соотношением компонентов, об. %: алкиловый эфир кремнийорганического соединения – 22,5; отвердитель ОГО-3К – 2,25; водная фаза – 75,25.
Пример 2.
3
Для приготовления 1000 мл кремнийорганического состава брали 455 мл связующего Этилсиликат-40 и при перемешивании со скоростью 500 об/мин. на лабораторной мешалке последовательно добавляли отвердители катионный ПАВ КАТАПАВ в объеме 22,75 мл, неионогенный ПАВ алкилполиглюкозид С8-С14 Elotant Milcoside 303N (Корея) в объеме 22,75 мл и раствор хлорида кальция плотностью 1,20 г/см в объеме 499,50 мл. После введения всех реагентов перемешивали в течение 10 минут.
В результате получили кремнийорганический состав со следующим соотношением компонентов, об. %: алкиловый эфир кремнийорганического соединения – 45,5; отвердитель катионное ПАВ – 2,275; отвердитель неионогенное ПАВ – 2,275; водная фаза – 49,95.
Предлагаемые кремнийорганические составы с другим количественным соотношением компонентов готовили аналогичным образом. Рецептуры предлагаемого состава и состава-прототипа представлены в таблице 1.
Для приготовленных составов определяли начальную вязкость, время гелеобразования, твёрдость геля, силу адгезии, эффективность изоляции порового пространства породы (фактор остаточного сопротивления по водной фазе, перепад давления при прокачке состава). Результаты определения параметров указанных составов приведены в таблице 2.
Использование алкилового эфира кремнийорганического соединения в количестве ниже заявляемого предела не позволяет получить гель с необходимыми структурно-механические свойствами и временем гелеобразования (требуемое время гелеобразования от 1 часа до 48 часов) для создания прочного водоизоляционного барьера, а максимальное количество (90 об.%) ограничивается содержанием каждого из указанных отвердителей (до 5 % от объема алкилового эфира кремнийорганического соединения) и минимальным количеством водной фазы (1 %), необходимого для процесса гидролиза.
Использование каждого из указанных отвердителей в количестве менее 5 % от объема алкилового эфира кремнийорганического соединения замедляет процесс гидролиза и увеличивает время приготовления состава, а использование в количестве более 5 % от объема алкилового эфира  кремнийорганического соединения - не влияет на скорость гидролиза. Количество каждого из указанных отвердителей в количестве 5 % от объема кремнийорганического соединения является оптимальным.
На основании проведенных сопоставительных опытов (таблица 2) можно сделать вывод о том, что использование предлагаемого состава по сравнению с известным позволяет в большей степени снизить проницаемость водонасыщенных поровых каналов (фактор остаточного сопротивления по водной фазе)  пласта за счёт более высокой адгезии и твердости геля, высокой проникающей способности при низких перепадах давления закачки и расширить диапазон регулируемого времени гелеобразования.
Таблица 1
Рецептуры кремнийорганических составов
Предлагаемый состав
Прототип
№ состава (опыта)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
Кремнийорганическое соединение, об.%
3
5
22,5
32
45,5
73
90
45,5
45,5
90,5
85
85
85
68
Отвердители, об.%
0,3
0,5
2,5
3
4,5
7
9
4,5
4,5
9
1,5
6
9
15
Водная фаза (соотвердитель), об.%
96,7
94,5
75
65
50
20
1
50
50
0,5
13,5
9
6
2
Примечания.
<b><i>1</i></b>. В качестве кремнийорганического соединения в опытах 1-7, 10 использовался Этилсиликат-32, 8 - Этилсиликат-40,9 - Тетраэтоксисилан, 11-14 – Продукт 119-296Т (прототип);
<b><i>2</i></b>. В качестве отвердителя в опытах 1-6 (предлагаемый состав) использовался ОГО-3К, в опытах 7-10 (предлагаемый состав) использовались предлагаемые катионное и неионогенное ПАВ в соотношении 1:1, в опытах 11-14 (прототип) – соляная кислота.
<b><i>3</i></b>. В качестве водной фазы предлагаемого состава в опытах 1, 2 использовалась пресная техническая вода плотностью 1,01 г/см<sup>3</sup>, в опыте 3 - раствор хлорида кальция плотностью 1,02 г/см<sup>3</sup>, в опыте 4 - раствор хлорида кальция плотностью 1,05 г/см<sup>3</sup>, в опыте 5 - раствор хлорида кальция плотностью 1,10 г/см<sup>3</sup>, в опыте 6 – раствор хлорида кальция плотностью 1,15 г/см<sup>3</sup>, в опыте 7, 8, 9 – раствор хлорида кальция плотностью 1,20 г/см<sup>3</sup>, в опыте 10 - раствор хлорида кальция плотностью 1,39 г/см<sup>3</sup>.В качестве водной фазы прототипа в опытах 11-12 использовалась минерализованная пластовая вода плотностью 1,05 г/см3, в опытах 13-14 использовалась минерализованная пластовая вода плотностью 1,15 г/см<sup>3</sup>.
Таблица 2
Параметры
Предлагаемый состав
Прототип
№ состава (опыта)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
Исследования в «свободном объеме»
Эффективная вязкость, мПа*с˟
1,2
1,3
1,3
1,4
1,4
1,4
1,4
1,5
1,5
1,5
2,5
2,5
2,5
2
Время гелеобразования, час
72
48
45
40
20
10
5
1
1
72
7
2
1
0,1
Твёрдость, г-сила˟˟
700
1200
1300
2700
6500
8000
9000
10000
10000
11000
320
300
310
250
Сила адгезии, г-сила˟˟
34
36
36
33
35
35
34
34
30
29
15
15
13
9
Фильтрационные исследования˟˟˟
Фактор остаточного сопротивления по водной фазе, д. ед.
23
71
89
116
140
230
205
198
192
207
61
58
55
46
Перепад давления при закачке состава, МПа
0,003
0,003
0,003
0,004
0,004
0,005
0,005
0,01
0,01
0,01
0,6
0,5
0,6
0,4
Примечания.˟ - Эффективную вязкость определяли сразу после приготовления состава;˟˟ - Твердость и силу адгезии определяли через 48 часов выдержки;˟˟˟ - Во всех опытах (1-14) начальная проницаемость по воде находилась в пределах 350 – 400 мД.