СОСТАВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В ГАЗОВЫХ И НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Изобретение относится к нефтегазодобыче и может быть использовано для снижения обводненности добываемой продукции и ликвидации межпластовых и заколонных перетоков.

Приток воды в добывающую скважину создает ряд проблем при ее эксплуатации. Этот процесс в газовой скважине вызывает глушение скважины и она прекращает добывать газ. В нефтяных скважинах фильтрация воды в скважину приводит к снижению дебитов нефти за счет роста обводненности добываемой продукции.

Известен состав для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах, содержащий раствор полиакриламида в воде с добавкой сшивающих агентов - солей трехвалентных металлов (1).

Недостатком этого состава является низкая эффективность, связанная с ограниченной проницаемостью, повышенной вязкостью раствора водного раствора полимера и слабыми механическими свойствами полимерного геля.

Наиболее близким аналогом для заявленного состава является гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин, содержащий полимер, растворитель, сшивающий агент и наполнитель (2). Указанный состав в качестве полимера содержит форполимер - уретановый предполимер типа ФП-65-2, в качестве растворителя - углеводородную жидкость, а в качестве сшивающего агента - воду при следующем соотношении компонентов, вес.ч.:

Недостатком данного состава являются его гидрофобные свойства, так как при закачке в нефтяную скважину он преимущественно будет поступать в нефтенасыщенные зоны, что приведет к снижению текущего дебита нефти.

Целью изобретения является повышение эффективности селективной водоизоляции газовых и нефтяных скважин в водонасыщенных участках пласта и увеличение текущего дебита добывающей скважины.

Поставленная цель достигается тем, что состав для изоляции водопритоков в газовых и нефтяных скважинах, включающий уретановый предполимер, растворитель и воду, в качестве растворителя содержит гидрофильный апротонный растворитель с диэлектрической проницаемостью в интервале 6-45, общей формулы:

R₁-A(O)-R₂,

где R₁ - метильная или этильная группа;

R₁=R₂ или -O-R₁;

А - четырехвалентный атом углерода или серы, при следующем соотношении компонентов, мас.ч.

В качестве апротонного растворителя может быть использован ацетон или этилацетат, или диметилсульфоксид.

Сущность данного изобретения состоит в том, что использование в качестве растворителя апротонного полярного растворителя с указанными параметрами диэлектрической проницаемости позволяет проводить селективную изоляцию водонасыщенных участков пласта. Более высокое значение диэлектрической проницаемости (большая гидрофильность) по сравнению с углеводородами приводит к преимущественной фильтрации состава при закачке в пласт в гидрофильные области пород пласта, заполненные водой. Применение апротонного растворителя, например спиртов, в данном случае не приводит к достижению поставленной цели, так как функциональные изоцианатные группы уретановых предполимеров реагируют с избытком гидроксильных групп и не образуют гелей.

В качестве гидрофильного апротонного растворителя рекомендуется использовать ацетон (диметилкетон). Можно также использовать другие кетоны, например метилэтилкетон, сложные эфиры низших карбоновых кислот, например этиловый эфир уксусной кислоты (диэлектрическая проницаемость - 6,2), или диметилсульфоксид (диэлектрическая проницаемость - 45). Растворители с диэлектрической проницаемостью вне диапазона 6-45, например с диэлектрической проницаемостью менее 6 - гидрофобны и плохо смешиваются с водой. Более полярные растворители - избыточно гидрофильны и не могут быть использованы в качестве растворителей уретановых предполимеров с получением указанного технического результата.

Растворители, используемые в составе по изобретению, обеспечивают минимальную токсичность и не оказывают вредного воздействия на окружающую среду.

Технический результат состоит в повышении эффективности селективной изоляции водонасыщенной части пласта. Водоизоляционные свойства состава по изобретению обеспечиваются за счет того, что он в пласте превращается в водонепроницаемый гель. Дополнительная водоизоляция достигается при замещении апротонного растворителя в геле водой на границе контакта с пластовой водой. Предлагаемый состав обеспечивает более экономное решение проблемы водоизоляции за счет пониженного содержания уретанового предполимера. Кроме того, указанный состав обеспечивает возможность гибкого регулирования времени гелеобразования в широких пределах, а также расширения области применения состава для низких пластовых температур (ниже 50°С). Состав на основе растворителя упомянутой формулы экологически безопасен.

Для испытаний готовят раствор ацетона в воде, далее добавляют уретановый предполимер и перемешивают. В течение 1 часа система образует гель. При контакте с водой прочность геля возрастает.

Пример 1

Газовая скважина с дебитом 80 тыс.м³ в сутки. Скважина каждые 2 месяца останавливалась из-за накопления воды на забое скважины. Измерения показали, что в скважину поступает вода со скоростью 8-14 литров в сутки. Для снижения межремонтного пробега приготовили водоизолирующую композицию следующего состава, мас.ч:

Приготовленный состав закачали в газовую скважину и продавили в пласт газом в течение 4 часов. Далее остановили закачку на 24 часа на реагирование. После реагирования скважину пустили в эксплуатацию. В результате установлено, что поступление воды в скважину практически снизилось в 7 раз.

Пример 2.

Нефтяная скважина работает с дебитом по жидкости 60 т в сутки, в том числе 45 т в сутки добывается воды. Для снижения обводненности в скважину закачали состав, содержащий, мас.ч.:

Систему задавили в пласт 2 м³ чистого ацетона и продавили 5 м газового конденсата, 10 м³ воды и остановили скважину на реагирование в течение 24 часов. После пуска скважины в эксплуатацию добыча воды снизилась до 33 м³ в сутки при сохранении дебита по нефти.

Пример 3.

Нефтяная скважина работает с дебитом по жидкости 70 т в сутки, в том числе 50 т в сутки добывается воды. Для снижения обводненности в скважину закачали состав, содержащий, мас.ч.:

Систему задавили в пласт ацетоном и продавили закачкой газового конденсата, воды и остановили скважину на реагирование в течение 24 часов. После пуска скважины в эксплуатацию добыча воды снизилась до 35 м³ в сутки при сохранении дебита по нефти.

Пример 4.

Нефтяная скважина работает с дебитом по жидкости 80 т в сутки, в том числе 40 т в сутки добывается воды. Для снижения обводненности в скважину закачали состав, содержащий, мас.ч.:

Систему задавили в пласт ацетоном и продавили закачкой газового конденсата, воды и остановили скважину на реагирование в течение 24 часов. После пуска скважины в эксплуатацию добыча воды снизилась до 30 м³ в сутки при сохранении дебита по нефти.

Источники информации

1. RU 2186939, 24.07.2000, E21B 33/138, Е21В 43/32. Способ изоляции водопритока в нефтяной скважине.

2. RU 2164586, 16.06.1999, Е21В 33/1Э8. Гидрофобный полимерный тампонажный состав для нефтяных и газовых скважин.