СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА Российский патент 2004 года по МПК E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта, а также может использоваться для изоляции притока воды в скважины и для регулирования разработки нефтяных месторождений.

Известен кислый поверхностно-активный состав для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин (патент РФ №2013527, Е 21 В 43/22,1994), содержащий нефтенола-Н 2-8 мас.%, соляной кислоты 92-98 мас.%.

При перемешивании компонентов образуется кислая поверхностно-активная система с невысокой структурной вязкостью, применение которой малоэффективно на месторождениях с высокой проницаемой породой.

Известен состав поверхностно-активной композиции (а.с. СССР №1623278, Е 21 В 43/22, 1992), содержащий водомаслорастворимое анионное ПАВ, маслорастворимое неионогенное ПАВ, углеводородный растворитель и воду.

Состав обладает хорошей нефтевытесняющей способностью, но имеет низкую структурную вязкость, поэтому не создает эффективного сопротивления воде в пористой среде.

Известен состав, содержащий жидкое стекло с бикарбонатом аммония (патент США №207759, 1940), а также состав, в котором полимеризацию силиката калия вызывают соли, такие как хлориды и сульфаты калия и лития (патент США №2392767, 1946).

Эти составы имеют существенный недостаток - плохую фильтруемость в пористую среду за счет быстрого образования гелевых частичек поликремниевой кислоты и, как следствие, низкую эффективность при изоляции вод, узкую область применения (на трещиноватых пластах).

Известен состав, содержащий 99,05-99,80 мас.% алкилового эфира орто-кремниевой кислоты и 0,2-0,95 мас.% соляной кислоты (патент США №2229177, кл. 166-21, 21.01.1941). Соляная кислота катализирует реакцию гидролитической поликонденсации, в результате которой образуется гель поликремниевой кислоты.

Известен состав, содержащий маслорастворимые кремнийорганические соединения: 75,0-99,9% тетраэтоксилана и 0,1-25,0 мас.% органохлорсилана (а.с. СССР №859612, Е 21 В 43/22).

При контакте компонентов состава с водой в пласте происходит гидролиз, осадкообразование и (или) образование геля, который блокирует высокопроницаемые пласты.

Существенный недостаток этих составов - плохая фильтрация в пористую среду за счет быстрого образования гелевых частичек поликремниевой кислоты и, как следствие, низкая эффективность и узкая область применения его и большой расход дорогостоящих кремнийорганических веществ.

Известен состав, содержащий 1-40 мас.% углеводородного растворителя и остальное воды (а.с. №1623280, Е 21 В 43/22, 1987).

Этот состав представляет собой высокодисперсную эмульсию типа "масло в воде", которая имеет низкие реологические, а следовательно и изолирующие свойства, и недостаточно стабильна при высокой температуре.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий 0,5-10,0 мас.% анионного маслорастворимого МПАВ; 1,5-15,0 мас.% жидкого стекла, остальное воду. Состав может содержать дополнительно углеводородный растворитель в количестве 2-10 мас.% (патент РФ №2112871, Е 21 В 43/22, 43/32, 10.06.98).

Техническим результатом является увеличение структурной вязкости и повышение термостабильности состава, а также изменение смачиваемости, а именно увеличение гидрофобизации состава и улучшение адгезии его к породе, что обеспечит снижение проницаемости высокообводненных пропластков и увеличит гидрофобизацию поверхности породы, а за счет высоких нефтевытесняющих свойств состава увеличится относительная проницаемость пласта для углеводородной фазы по сравнению с водной.

Технический результат достигается тем, что состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий маслорастворимое поверхностно-активное вещество МПАВ, кремнийсодержащее вещество и воду, что в качестве кремнийсодержащего вещества содержит кремнийорганическое вещество или растворимый или коллоидный силикат натрия и дополнительно - Полисил при следующем соотношении компонентов, мас.%:

МПАВ 1,0-15,0

кремнийорганическое вещество или

растворимый или коллоидный

силикат натрия 0,5-18,0

Полисил 0,1-2,0

вода остальное

Состав дополнительно может содержать хлористый кальций в количестве 1,0-10,0 мас.%.

Состав дополнительно может содержать углеводородный растворитель в количестве 2,0-15,0 мас.%.

В качестве МПАВ используют такие МПАВ, как нефтенол Н3, содержащий углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина; неонолы АФ₉ 4-6 - неионогенные нонилфенолы, оксиэтилированные 4-6 молями оксиэтилена; а также нефтехим 1, 3, содержащий сложные смеси производных карбоновых кислот, легкого таллового масла и солей пиперизина этих кислот в растворе керосина и катализата риформинга; маслорастворимые нефтяные сульфонаты с ММ=600-700, синтетические алкиларилсульфонаты (например, алкилнафталинсульфокислоту), эмульгатор синол ЭМ, содержащий углеводородный раствор продукта взаимодействия кислот таллового масла с триэтаноламином и карбамидом, алкилхлорида и окиси алкилдиметиламина, а также и другие маслорастворимые поверхностно-активные вещества.

В качестве кремнийорганических веществ используются как водорастворимые кремнийорганическая эмульсия КЭ 20-03 (ТУ 6-0505763441-96-93) - 70-процентная водная эмульсия полиэтилсилоксановой жидкости ПЭС-5 и композиция этоксисилоксанов (ТУ 6-00-05763441-45-92) под названием "продукт 119-296 Т", так и маслорастворимые этилсиликат - 40 ЭТС-40 (ГОСТ 26371-84) - гомогенная смесь олигоэтоксисилоксанов; сложная смесь тетраэтоксилана и олигоэтоксисилоксанов - этилсиликат - 32 ЭТС-32 (ТУ 6-02-895-86)); гидрофобизирующая кремнийорганическая жидкость ГКЖ-11Н (ТУ 6-000491277-101-97) - водный раствор метилсиликоната натрия; полимерный тампонажный материал АКОР-Б 100, модифицированный четыреххлористым титаном (ТУ 39-1331-88), кремнийорганические смолы 139-297 - растворы полифенилсилоксановой смолы в ортоксилоле (ТУ 6-02-1-026-90) и полиметилфенилсилоксановой смолы 134-276 в углеводородном растворителе (ТУ 6 02-1360-87), олигоорганоэтокси-(хлор)-силоксаны под названием "продукт 119-204" по ТУ 6 02-1294-84.

Технические растворимые силикаты натрия включают ортосиликат (Na₄SiО₄), метасиликат (Nа₃SiO₂), дисиликат (Na₂SiO₂) и более кремнеземистые продукты, соотношение в которых приближается к Na₂·4SiO₂. Один из наиболее обычных типов силиката натрия, например растворимое стекло, содержит окислы в пропорции Na₂O·3,3 SiO₂. Этот продукт, который производится в виде вязкого раствора, содержащего около 28% SiO₂, используется в качестве связки при очистке воды, для приготовления геля кремнезема и других нужд и называется жидким стеклом.

В качестве силикатов используют раствор высокомодульного жидкого стекла "Силином -30" (ТУ 2145-002-13002578-93), коллоидный силикат натрия марки "Сиалит-30-5" (ТУ 2145-002-43811938-97), быстрорастворимый порошок гидратированного силиката натрия "Сиалит-60-3" (ТУ 2145-004-43811938-99), раствор низкомодульного стекла марки "Силином-М" или порошок морозостойкого стекла марки "Номак", (ТУ 2145-015-13002378-95) и другие растворимые силикаты.

В качестве Полисила используют химически модифицированные кремнеземы (SiO₂), которые в зависимости от способа модификации могут обладать гидрофобными (Полисил-ГП), дифильными (Полисил-ДФ) и суперфильными (Полисил-СФ) свойствами.

Полисил - это торговая марка химически модифицированных кремнеземов (SiO₂) (Товарный знак "Полисил", свидетельство №196999 от 06.12.2000 г.).

Полисил-П1 обладает сильными гидрофобными и органофильными свойствами, представляет собой мелкодисперсный порошок на основе диоксида кремния, химически модифицированный кремнийорганическим соединением, имеет насыпную плотность 0,035-0,14 г/см³, размер частиц 0,005-0,04 мкм, удельную поверхность 300 м²/г, эффективный угол смачивания для поверхности, обработанной Полисилом-П1 140-170°, диапазон рабочих температур -60-+180°С, степень гидрофобности - 99% (ТУ 2169-001-0470693-93).

Полисил-ДФ обладает свойствами твердых неионогенных ПАВ благодаря химическому строению привитого поверхностного слоя, обладает эмульгирующими свойствами, имеет насыпную плотность 0,035-0,14 г/см³, размер частиц 0,005-0,04 мкм, удельную поверхность 300 м²/г, эффективный угол смачивания для поверхности, обработанной Полисилом-ДФ 0°, диапазон рабочих температур -60-+180°С, степень гидрофобности - 100% (ТУ 2311-002-04706-93).

Полисил-СФ обладает суперфильными органофобными свойствами, представляет собой высокодисперсный химически модифицированный порошок на основе диоксида кремния, имеет насыпную плотность 0,035-0,14 г/см³, размер частиц 0,005-0,04 мкм, удельную поверхность 300 м²/г, эффективный угол смачивания для поверхности, обработанной Полисилом-СФ 90-120°, диапазон рабочих температур -60-+180°С, степень гидрофобности - 40-50% (ТУ 2311-002-04706-93).

Модифицированные дисперсные материалы марки Полисил являются химически инертными порошками, не оказывающими вредного воздействия на человека и окружающую среду, в соответствии с "Первичным токсиколого-гигиеническим паспортом нового соединения", утвержденного Минздравом РФ, данный класс материалов относится по ГОСТ 12.007-76 к четвертому классу малоопасных веществ. Условия хранения Полисила: сухое помещение при температуре от -50 до +50°С.

Механизм образования силикатного геля изучался рядом авторов и описан автором Р.К. Айлером "Коллоидная химия кремнезема и силикатов", Москва, 1959 г. и хорошо представлен в наиболее близком аналоге.

Перспективность и высокая эффективность использования обратных эмульсий для обработки призабойной зоны пласта доказана целым рядом лабораторных исследований и промысловых обработок. Это обусловлено рядом их положительных качеств: во-первых, дисперсный характер обратных эмульсий позволяет им избирательно фильтроваться в наиболее проницаемые зоны пласта; во-вторых, способность к загущению и структурированию при механическом перемешивании с пластовой водой во время фильтрации в глубину пласта и, наоборот, к разжижению при диспергировании с нефтью, что обеспечивает их высокую селективность; в-третьих, наличие в их составе МПАВ с высокой адгезией к гидрофильной породе пласта в промытых водой зонах придает им способность как при движении по фильтрационным каналам, так и после разложения гидрофобизировать скелет коллектора с увеличением его фазовой проницаемости для нефти и снижением для воды.

В отличие от наиболее близкого аналога, в котором используется кремнийнеорганическое вещество - жидкое стекло марки "Силином-30", для повышения эффективности использования обратных эмульсий предлагается состав для обработки призабойной зоны пласта, где в качестве кремнийсодержащего компонента могут использоваться как кремнийорганические, так и кремнийнеорганические растворимый или коллоидный силикат натрия, а в качестве МПАВ могут использоваться как анионные МПАВ (нефтенол-Н3, нефтехим и др), так неионогенные МПАВ (неонол-АФ9-4-6 и др.), или смешанного типа (синол ЭМ - смесь анионного и неионогеннного МПАВ и др.).

В результате реакции кремнийсодержащих веществ с электролитами в составе эмульсий образуется гелевая масса поликремниевых кислот, которая увеличивает вязкость дисперной фазы эмульсий, и в результате чего повышается стабильность эмульсий при повышенной температуре и улучшаются реологические свойства их.

При введении в предлагаемый состав кремнийорганического веществ, например тетраэтоксисиланов, в состав эмульсии реакция гидролиза сопровождается дальнейшей конденсацией образововшихся силанолов с образованием полиалкоксисилоксанов и в конечном итоге кремнезема.

Реакция гидролиза тетраалкоксисиланов обычно протекает в присутствии катализаторов - неорганических кислот и щелочей. В состав многих используемых эмульгаторов входят свободные кислоты таллового масла, в результате реакций обмена происходит преобразование алкоксигруппы Si-OR в ацилогруппу Si-OCOR. Скорость гидролиза ацилоксигруппы выше, чем алкоксигруппы, и гидролиз протекает без катализатора.

При использовании в предлагаемом составе растворимого или коллоидного силиката натрия происходит взаимодействие с водными растворами электролитов, входящих в состав эмульсии, образуется монокремниевая кислота, которая неустойчива и подвергается полимеризации и образуются различные по составу и строению поликремниевые кислоты.

Макромолекулы кремнийсодержащих полимеров обладают большой гибкостью и малыми силами межмолекулярного взаимодействия. Такие молекулы образуют глобулярные структуры в составе дисперсной фазы (воды), улучшая при этом реологические свойства эмульсий. Кроме того, макромолекулы кремнийсодержащих полимеров, адсорбируясь на поверхности раздела воды и нефти, образуют гелеобразную пленку, которая обладает механической и химической устойчивостью и стабилизирует эмульсии.

Это приводит к снижению межфазного натяжения, более эффективному эмульгированию и повышению реологических свойств, а также обеспечивает стабильность эмульсий при высокой температуре.

Кроме того, кремнийсодержащий полимер обладает высокой гидрофобной активностью и адгезией к горной породе. Минералы твердых пород в том или ином виде содержат гидроксильные группы, например, в составе кристаллогидратов связанной воды. Эти гидроксильные группы горной породы активно взаимодействуют с гидроксильными группами кремнийсодержащих соединений. При этом химическая "сшивка" кремнийсодержаего соединения с горной породой обеспечивает очень высокие адгезионные характеристики кремнийсодержащего полимера, а ориентация углеводородных радикалов внутрь порового пространства способствует достижению высокой гидрофобной активности.

После обработки нефте- и водонасыщенной породы предлагаемым составом благодаря вышеуказанным свойствам существенно возрастает фазовая проницаемость породы для нефти и снижается для воды.

Предлагаемый состав дополнительно содержит новый компонент - химически модифированный высокодисперсный порошок Полисил.

В зависимости от марки Полисила, т.е. способа модификации поверхности высокодисперсного материала, вводимого в состав, изменяются свойства предлагаемого состава, а после закачки предлагаемого состава изменяются фильтрационные характеристики коллекторов как для воды, так и для нефти.

Благодаря субмикронным размерам частиц используемого материала, на 2-3 порядка меньшим среднего размера пор коллектора, Полисил любой модификации легко проникает в призабойную зону пласта, меняя энергетику поверхности (смачиваемость) пласта.

Предлагаемый состав, содержащий гидрофобную модифицированную добавку Полисила-П1, в значительной степени гидрофобизирует поверхность породы, так как поверхность их модифицирована кремнийорганическим соединением общей формулы Cl_4-nSiR_n, где n=1-3; R=H, метил, этил, Cl - метил, фенил - с последующей обработкой соединением, выбранным из группы, состоящей из тетраметоксилана, или тетраэтоксилана, или полиметилсилазана. Предлагаемые составы могут содержать в своем составе Полисил-ДФ. Благодаря строению привитого поверхностного слоя Полисил-ДФ обладает свойствами твердого неионогенного ПАВ.

Использование в предлагаемом составе Полисила марки Полисил-ДФ, обладающего свойствами твердого неионогенного ПАВ, благодаря строению привитого поверхностного слоя значительно снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода-порода-нефть, увеличивая фазовую проницаемость флюида в результате закрепления его в поровом объеме за счет мелкого размера частиц его и за счет сил адгезии.

Добавление Полисила-ДФ в предлагаемый состав усиливает моющий эффект загрязненных поверхностей и приводит к эмульгированию жировых и масляных загрязнений, диспергированию и стабилизации частиц твердых загрязнений (АСПО).

Предлагаемые составы могут содержать в своем составе Полисил-СФ, который обладает суперфильными органофобными свойствами.

Добавление Полисила-СФ в предлагаемый состав приводит к вытеснению нефти из слабодренируемых интервалов, а также вызывает закупорку водоносных каналов в результате увеличения толщины гидратных оболочек.

При увеличении концентрации материала марки Полисил, вводимого в композицию, нарастает стабилизирующее действие его, что позволяет получать устойчивые эмульсии более высокой вязкости.

Предлагаемый состав может дополнительно содержать хлористый кальций в количестве 1,0-10,0 мас.%. В результате введения хлористого кальция увеличивается вязкость, седиментационная стабильность эмульсии, повышается изолирующий эффект состава.

Присутствие хлористого кальция увеличивает стабильность эмульсий при увеличении температуры. Такое влияние сказывается преимущественно через химические превращения эмульгатора в составе эмульсии и изменения в составе адсорбционных слоев. Наличие катионов кальция способствует протеканию обменной реакции образования металлических мыл высших карбоновых кислот, присутствующих в составе эмульгатора, что приводит к резкому снижению межфазного натяжения, более эффективному эмульгированию, росту структурной вязкости эмульсии и стабилизации ее при повышенной температуре.

Предлагаемый состав может содержать углеводородный растворитель в количестве 2,0-15,0 мас.%, в качестве которого используют маловязкие нефти, а также стабильный бензин, газовый бензин, гексановую фракцию (смесь предельных углеводородов Се-Се и выше), дизельное типливо, нефрас и др. углеводородные растворители.

Введение нефти или других углеводородородов в состав позволяет регулировать вязкость и стабильность эмульсионных составов.

Предлагаемый состав приготавливают следующим образом. В расчетное количество МПАВ при механическом перемешивании вводят расчетное количество кремнийсодержащего вещества, затем дозируют небольшими порциями расчетное количество сточной воды или водного раствора хлористого кальция, тщательно перемешивают до получения однородной эмульсии типа "вода в масле".

Предлагаемый состав может содержать жидкий углеводород, который дозируют в МПАВ.

При использовании в предлагаемом составе модифицированного материала разных марок Полисила: Полисил-П1 и Полисил-ДФ дозируют в МПАВ, Полисил-СФ вводят в воду или водный раствор хлористого кальция.

Для определения стабильности предлагаемых эмульсий при повышенной температуре и их реологических характеристик провели лабораторные исследования, которые подтвердили высокую их эффективность.

Особое значение придается стабильности эмульсий, т.е. способности состава сохранять свои технологические свойства в течение более длительного времени.

Чем выше стабильность эмульсии, тем дольше она сохраняет однородность и вязкость состава. В процессе хранения эмульсии в макрообъеме при повышенной температуре происходит нарушение ее однородности с расслоением масла и воды, т.е. разрушение эмульсии. Поэтому для изучения стабильности эмульсии в пористой среде при повышенной температуре были проведены такие исследования.

В подготовленную для фильтрации в колонку закачивают один объем пор исследуемой эмульсии, содержащей кремнийсодержащее вещество, после чего колонку помещают в воздушный термошкаф с температурой 80°С. Через колонку с интервалом в одни сутки прокачивают по три объема воды и определяют стабильность эмульсий по снижению проницаемости K₁/K₂·100%.

Проведенные исследования показали способность предлагаемых эмульсий сохранять первоначальные технологические свойства в пористой среде при повышенной температуре (80°С) от 1,5 до 18 суток. Результаты представлены в табл.1-5 (см. стабильность, сут. при 80°С).

Пример 1. Приготавливают две эмульсии по предлагаемому составу: в 12,5 г нефтенола Н3 добавляют при механическом перемешивании 5 г "продукта 119-204" и 1,0 г Полисила, затем в первую эмульсию небольшими порциями дозируют 82,5 г сточной воды, во вторую 82,5 г 10%-ного раствора хлористого кальция, тщательно перемешивая до получения однородных эмульсий. Приготовленные эмульсии профильтровывают на фильтрационной установке с целью определения понижения проницаемости. Для фильтрации приготовленные колонки из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм заполняют смесью, содержащей песчаники, которые неравномерно расчленены прослоями плотных разностей алевритов и глин, с месторождения Бобриковского горизонта Визейского яруса Самарской области. Модели под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по пресной воде, которая составила 0,2011-0,4539 мкм² (K₁). Затем через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых эмульсий и три объема пор керна пресной воды. После этого определяют проницаемость по воде (К2). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки эмульсии: K₁/K₂·100%. Стабильность полученных эмульсий определяют по вышеуказанной методике. Вышеприготовленные эмульсии стабильны в течение 7 и 12 сут, соответственно (см. табл.1 и 2, строки 7).

Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.1 и 2.

Пример 2. Приготавливают три эмульсии по наиболее близкому аналогу: в 12,5 г нефтенола Н3 каждой эмульсии добавляют при механическом перемешивании соответственно 5, 10 и 15 г жидкого стекла марки "Силином-30", затем небольшими порциями дозируют расчетное количество сточной воды, тщательно перемешивая до получения однородной эмульсии. Полученную эмульсию профильтровывают на фильтрационной установке с целью определения понижения проницаемости (см. Пример 1). Стабильность полученных эмульсий определяют по вышеуказанной методике. Вышеприготовленные эмульсии стабильны в течение 3, 5, 6 и 5 сут соответственно (см. табл.1, строка 10). Данных по стабильности эмульсий при повышенной температуре в наиболее близком аналоге нет.

Пример 3. Структурную вязкость предлагаемых эмульсий и эмульсий по прототипу измеряют на ротационном вискозиметре поружного типа "Полимер РПЭ-1М с воспринимающими элементами типа "цилиндр-цилиндр" и оценкой реологических свойств по крутящему моменту при 25, 40, 60, 80°С.

Результаты измерений представлены в табл.3, которые показывают, что с введением кремнийсодержащих веществ увеличивается вязкость и стабильность эмульсий при температуре от 25 до 80°С.

Термостабильность предлагаемых эмульсий и эмульсий по наиболее близкому аналогу определяли путем выдерживания составов в макрообъеме при 80°С в термошкафу в течение нескольких суток. При этом после каждых суток выдержки эмульсий замеряли вязкость их на реовискозиметре Хеплера. Вязкость на реовискозиметре Хеплера определяют по времени погружения шарика (t, сек) под действием приложенной нагрузки (Р, г/см²), которая вычисляется по формуле М=кРt, где к - постоянная по формуле. Термостабильность эмульсий (ТС) оценивали по следующей формуле:

где Vo и Vt - вязкость эмульсии исходной (при 20°С) и после выдержки ее при требуемой температуре в течение определенного времени.

Чем больше термостабильность (ТС), тем выше термостабильность состава. Результаты исследования термостабильности эмульсий после 3-х суток выдержки их при 80°С приведены в табл.3.

Из приведенных данных по термостабильности эмульсий видно, что введение в состав кремнийсодержащих веществ резко повышает термостабильность составов (см. табл.3).

Пример 4. Приготавливают две эмульсии по предлагаемому составу: в 5 и 10 г маловязкой нефти (8,5 мПа·с при 20°С и плотностью 842 кг/м³) дозируют по 12,5 г нефтенола Н3, затем добавляют при механическом перемешивании по 5 г "продукта 119-204" и по 1,0 г. Полисила, затем небольшими порциями дозируют 77,5 г и 72,5 г сточной воды, тщательно перемешивают компоненты до получения однородной эмульсии. Полученные эмульсии профильтровывают на фильтрационной установке с целью определения понижения проницаемости (см. Пример 1). Стабильность полученных эмульсий определяют по вышеуказанной методике. Эмульсии стабильны в течение 9 и 10 сут соответственно (см. табл.4, строки 8 и 9).

Результаты фильтрации предлагаемых эмульсий, содержащих дополнительно углеводород представлены в табл.4.

Пример 5. Нефтевытесняющую способность эмульсий определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой вышеописанную колонку из нержавеющей стали. Колонку заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяется проницаемость колонки по воде.

После этого в модель под давлением нагнетается нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, определяется начальная нефтенасыщенность. В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 842 кг/м³ и динамической вязкостью 8,5 мПа·с при 20°С. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через модель фильтруют один поровый объем испытуемой эмульсии и три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.

Результаты фильтрации эмульсий по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл.5.

Результаты исследований показали, что оптимальными концентрациями для получения стабильных эмульсий являются: МПАВ - 1,0-15,0 мас.%, кремнийсодержащего вещества - 0,5-18,0 мас.%, воды - остальное.

При содержании компонентов эмульсии: МПАВ менее 1,0 мас.%, кремнийсодержащего вещества менее 0,5 мас.% образуются нестабильные эмульсии, поэтому эти концентрации компонентов принимаем за нижний предел концентраций.

При содержании компонентов эмульсии: МПАВ более 15 мас.%, кремнийсодержащего вещества более 18 мас.%, не приводит к существенному увеличению стабильности эмульсий при повышенной температуре, к существенному увеличению снижения проницаемости коллекторов и приросту коэфициента вытеснения, поэтому использовать эмульсии с содержанием компонентов выше этих концентраций нецелесообразно.

Предлагаемый состав может содержать хлористый кальций в количестве 1,0-10,0 мас.%, углеводородный растворитель в количестве 2,0-15,0 мас.%, а также модифицированный высокодисперсный материал Полисил вышеперечисленных марок в количестве 0,1-2,0 мас.%.

Применение предлагаемого состава, содержащего маслорастворимое ПАВ и кремнийсодержащее вещество и воду, а также другие вышеуказанные компоненты, позволит получать высоковязкие и термостабильные композиции, закачка которых позволит снизить проницаемость высокообводненных пропластков, а за счет высоких нефтевытесняющих свойств состава и увеличения гидрофобизации поверхности породы позволит увеличить относительную проницаемость пласта для углеводородной фазы по сравнению с водной.

Технология применения предлагаемого состава проста и заключается в закачке их в пласт до снижения приемистости скважин на 30-50%, продавке состава из ствола скважины в пласт водой или нефтью, выдержке в пласте в течение 12-24 часов и пуске скважины в эксплуатацию для нефтяных скважин или закачке воды для нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта, а также может использоваться для изоляции притока воды в скважины и регулирования разработки нефтяных месторождений. Техническим результатом является увеличение структурной вязкости и повышение термостабильности состава, а также изменение смачиваемости, а именно увеличение гидрофобизации состава и улучшение адгезии его к породе, что обеспечит снижение проницаемости высокообводненных пропластков и увеличит гидрофобизацию поверхности породы, а за счет высоких нефтевытесняющих свойств состава увеличится относительная проницаемость пласта для углеводородной фазы по сравнению с водной. Состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: маслорастворимое поверхностно-активное вещество МПАВ 1,0 - 15,0, кремнийорганическое вещество или растворимый или коллоидный силикат натрия 0,5 - 18,0, Полисил 0,1 – 2,0 и воду остальное. Состав может дополнительно содержать хлористый кальций в количестве 1,0-10,0 мас.% и углеводородный растворитель в количестве 2,0-15,0 мас.%. 2 з.п.ф-лы, 5 табл.

1. Состав для обработки призабойной зоны пласта, включающий маслорастворимое поверхностно-активное вещество МПАВ, кремнийсодержащее вещество и воду, отличающийся тем, что в качестве кремнийсодержащего вещества он содержит кремнийорганическое вещество или растворимый или коллоидный силикат натрия и дополнительно Полисил при следующем соотношении компонентов, мас.%:

МПАВ 1,0 - 15,0

Кремнийорганическое вещество или

растворимый или коллоидный

силикат натрия 0,5 - 18,0

Полисил 0,1 - 2,0

Вода Остальное