СОСТАВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 1999 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в качестве состава для регулирования разработки нефтяных месторождений, способствующего выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин и изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах.

Известен состав для добычи нефти, включающий водорастворимое соединение алюминия и жидкость-носитель [1]. Состав способствует выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин за счет снижения проницаемости пласта по воде и увеличения по нефти. Состав применим для использования на высокотемпературных пластах средней и высокой проницаемости.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является состав для добычи нефти, включающий полифункциональное кремнийорганическое соединение (ПКС) и жидкость-носитель, в качестве которой используют водный раствор полиакриламида [2]. Состав способствует регулированию разработки нефтяных месторождений и включает выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин и/или изоляцию водопритока нефтяных скважин. Состав применим для использования на пластах средней и высокой проницаемости. При воздействии на низкопроницаемые коллектора и интервалы состав оказывает кольматирующее действие. Состав не применим на пластах с зональной неоднородностью.

Задачей предлагаемого изобретения является выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин, перераспределение фильтрационных потоков в объеме пласта, увеличение охвата пласта заводнением и/или изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах.

Указанная задача решается с использованием разработанного состава, представляющего собой раствор полифункционального кремнийорганического соединения в органическом растворителе и обеспечивающего многоплановое воздействие на пласт за счет гидрофобизации поверхности породы и образования объемных гидрофобных гелеобразных структур.

Сущностью изобретения является то, что состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий полифункциональное кремнийорганическое соединение и жидкость-носитель, предусматривает использование в качестве жидкости носителя органического растворителя при следующем соотношении компонентов, мас.%: полифункциональное кремнийорганическое соединение 0,1-15, органический растворитель 85-99,9. При этом в качестве органического растворителя используют нефтепродукты, спирты, простые эфиры или их смеси, а в качестве полифункционального кремнийорганического соединения используют эфиры ортокремниевой кислоты, олигоорганоэтокси(хлор) - силоксаны, олигоорганогидридсилоксаны, полиорганосилоксаны или их смеси.

Существенными отличительными признаками разработанного состава являются:
1. Использование в качестве жидкости-носителя для закачки полифункционального кремнийорганического соединения в пласт органического растворителя. Это позволяет предотвратить преждевременное реагирование полифункционального кремнийорганического соединения с водой в процессе приготовления состава и его закачки в пласт, а также препятствует высаждению продуктов реакции в прискважинной зоне пласта скважины и обеспечивает объемное воздействие состава на пласт.

2. Предлагаемое соотношение компонентов в составе, мас.%:
Полифункциональное кремнийорганическое соединение - 0,1-15
Органический растворитель - 85-99,9
Указанное соотношение компонентов предотвращает преждевременное образование нерастворимой кремнийорганической структуры в объеме состава при взаимодействии с пластовой водой и способствует преимущественному взаимодействию кремнийорганического соединения с поверхностью породы, слагающей пласт.

3. Использование в качестве органического растворителя нефтепродуктов, спиртов, простых эфиров или их смесей. Указанные растворители обеспечивают получение устойчивых растворов полифункционального кремнийорганического соединения, его закачку в объем пласта и позволяют регулировать скорость его взаимодействия с поверхностью породы и пластовой водой.

4. Использование в качестве полифункционального кремнийорганического соединения эфиров ортокремниевой кислоты, олигоорганоэтокси(хлор)-силоксанов, олигоорганогидридсилоксанов, полиорганосилоксанов или их смесей. Указанные соединения растворимы в органическом растворителе и взаимодействуют с поверхностью породы с образованием гидрофобного покрытия, обеспечивающего снижение проницаемости коллектора по воде и сохранение проницаемости по нефти, что сопровождается изменением фильтрационных потоков в объеме пласта. Кроме того, при их контакте с водой за счет гидролиза возможно образование нерастворимого объемного осадка, способствующего изоляции наиболее промытых интервалов и трещин.

Таким образом, указанная совокупность признаков разработанного состава обеспечивает при его использовании протекание процессов, способствующих перераспределению фильтрационных потоков в объеме пласта, изоляции притока пластовых вод в водопромытых интервалах и при этом улучшающих коллекторские свойства пласта при фильтрации нефти.

Для приготовления состава используются следующие товарные реагенты и смеси на их основе :
- полифункциональные кремнийорганические соединения : ЭТС-32, ЭТС-40, этилсиликатконденсат, продукт 119-296, продукт 119-204, продукт 136-41, ВТС-1, ВТС-2, АКОР, ПМС-100, ПМС-200 и т.д.;
- органические растворители : нефть, бензин, керосин, нефрас, этиловый спирт, этиленгликоль, этилцеллозольв, диизопропиловый эфир и т.д.

На практике разработанный состав для регулирования разработки нефтяных месторождений готовят растворением при перемешивании заданного количества полифункционального кремнийорганического соединения в органическом растворителе. Предлагаются следующие конкретные примеры приготовления и использования состава.

Пример 1. В емкость для приготовления состава закачивают 49,5 т керосина и 0,5 т реагента "продукт 119-204" [олигоорганоэтокси(хлор)-силоксан] и с помощью насосного агрегата раствор интенсивно перемешивают. Получают состав, содержащий 1 мас. % реагента. Затем выбранную для обработки нагнетательную скважину отключают от водовода, закачивают в нее приготовленный состав и продавливают его в пласт 10-12 м³ технической воды. Далее скважину вновь подключают к водоводу и продолжают нагнетание воды в пласт.

Пример 2. В емкость для приготовления состава закачивают смесь растворителей: 22,5 т бензина, 25 т нефраса, а затем добавляют 1,5 т реагента "продукт 136-41" (полиэтилгидридсилоксан) и 1 т реагента ПМС-100 (полиметилсилоксан). С помощью насосного агрегата раствор интенсивно перемешивают. Получают состав с суммарным содержанием полифункционального кремнийорганического соединения 5 маc.%. Затем выбранную для обработки нагнетательную скважину отключают от водовода, закачивают в нее приготовленный состав и продавливают его в пласт 10-12 м³ технической воды. Далее скважину вновь подключают к водоводу и продолжают нагнетание воды в пласт.

Пример 3. В емкость для приготовления состава закачивают 15 т керосина и 5 т этиленгликоля, а затем добавляют 2 т реагента ЭТС-40 (этиловый эфир ортокремниевой кислоты) и 1 т реагента "продукт 119-204" [олигоорганоэтокси(хлор)силоксан] . С помощью насосного агрегата раствор интенсивно перемешивают. Получают состав с суммарным содержанием полифункционального кремнийорганического соединения - 15 мас.%. Затем состав через насосно-компрессорные трубы закачивают в нефтяную скважину, продавливают оторочкой технической воды объемом 3-5 м³ и оставляют на реагирование на 24-36 часов. Далее проводят мероприятия по запуску скважины в работу и продолжают ее эксплуатацию.

В целом разработанный состав в пластовых условиях за счет частичного гидролиза полифункционального кремнийорганического соединения и/или его адсорбции на поверхности породы, сопровождающейся ее гидрофобизацией, обеспечивает изменение фильтрационных потоков в объеме пласта. При этом благодаря использованию органического растворителя достигается высокая селективность воздействия на продуктивный пласт и исключается кольматация нефтенасыщенных интервалов.

При использовании известного состава, приготовленного на водной основе с добавлением неионогенного ПАВ, гидролиз полифункционального кремнийорганического соединения протекает уже при смешении компонентов. Это сопровождается образованием объемных огломератов - продуктов взаимодействия ПКС и полиакриламида, которые после закачки в пласт снижают проницаемость водопромытых интервалов. Вместе с тем наличие таких огломератов не обеспечивает (а именно снижает) селективность воздействия на перфорированный интервал и исключает возможность эффективного воздействия как на прискважинную зону, так и на объем пласта.

Кроме того, после гидролиза в воде кремнийорганическое соединение в составе по прототипу практически утрачивает возможность химически взаимодействовать с поверхностью породы.

При использовании разработанного состава полифункциональные кремнийорганические соединения или их смеси сохраняют свои физико-химические свойства в процессе закачки в пласт и далее способны физически и/или химически взаимодействовать с поверхностью породы, образуя моно- или полислойное гидрофобное покрытие, обеспечивающее изменение фильтрационных свойств коллектора.

Таким образом, разработанный состав позволяет воздействовать на нефтяные пласты различной проницаемости и неоднородности с целью ограничения и изоляции притока пластовых вод и может быть применим для регулирования разработки месторождений при заводнении.

Источники информации
1. А.с. N 1654554, кл. E 21 B 43/22, 1991 г.

2. А.с. N 1661379, кл. E 21 B 43/22, 1991 г. - прототип.

Состав относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использован для регулирования разработки нефтяных месторождений, выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и/или изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах. Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений содержит, мас.%: полифункциональное кремнийорганическое соединение 0,1-15, органический растворитель 85-99,9. При этом в качестве органического растворителя используют нефтепродукты, спирты, гликоли, простые эфиры, а в качестве полифункционального кремнийорганического соединения используют эфиры ортокремниевой кислоты, олигоорганоэтокси(хлор)силоксаны, олигоорганогидридсилоксаны, полиорганосилоксаны или их смеси. Состав на практике используют путем закачки в пласт. Техническим результатом является выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин, перераспределение фильтрационных потоков в объеме пласта, увеличение охвата пласта заводнением и/или изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах. 2 з.п.ф-лы.

1. Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий полифункциональное кремнийорганическое соединение и жидкость-носитель, отличающийся тем, что в качестве жидкости-носителя используют органический растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Полифункциональное кремнийорганическое соединение - 0,1-15
Органический растворитель - 85-99,9
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве органического растворителя используют нефтепродукты, спирты, гликоли, простые эфиры или их смеси. 3. Состав по п.1, отличающийся тем, что в качестве полифункционального кремнийорганического соединения используют эфиры ортокремниевой кислоты, олигоорганоэтокси(хлор)силоксаны, олигоорганогидридсилоксаны, полиорганосилоксаны или их смеси.