Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам и составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, позволяющих изменять профиль приемистости нагнетательных скважин и (или) изолировать водопритоки нефтяных скважин.
Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет улучшения изоляции водопроводящих пластов при повышении термостойкости изолирующего материала.
Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заключается в том, что в продуктивные пласты закачивают состав, имеющий рН среды 1-3, содержащий компоненты при их соотношении, мас.%: Водорастворимый полимер0,005-5,0
Хроматы одновалентного катиона0,002-0.04 Полифункциональное кремний- органическое соединение0,002-12,0 ВодаОстальное В качестве водорастворимого полимера используют гидролизованный полиакрила- мид и производные целлюлозы, например карбоксиметилцеллюлозу, в качестве хро- матов - хроматы и бихроматы одновалентО
о
со XI
4D
ных катионов, например хроматы и бихро- маты калия и натрия, в качестве полифункционального кремнийорганического соединения - алкиловые эфиры ортокрем- ниевой кислоты (этилсиликат 40, продукт 119-126), олигоорганоэтокси(хлор)силокса- ны (продукт 119-204), гяиколевые эфиры кремнийорганических соединений (ВТС-1, JBTC-2), алкилсиликонатов натрия (ГКЖ-10) или их смес (смесь ЭТС-40 с продуктом 119-204 в соотношении 2:1, смесь продукта 119-296 с продуктом 119-204 в соотношении 2:1). Кроме того, рН 1-3 составов регулируется добавлением неорганических кислот, например соляной или серной.
В составах трехвалентный хром также получается из хроматов, но с использованием восстановителя - кремнийорганических соединений при рН 1-3 по следующему уравнению реакции на примере этилата ор- токремниевой кислоты, бихромата калия и соляной кислоты:
i
н.
С2н5-о -&-о- с2н/гнго- -гсгн5он+но|-5|-о +н
осгн5/„
оад„
ЗСНз-СН20Н + 5К2СГ20 + 40HCI - - ЗНООС-СООН + 10KCI + 10СгС1з + 6Н20
В результате реакции при рН 1-3 образуются гидроксиалкоксилоксаны, дикарбо- новая кислота и трехвалентный хром, которые в присутствии водорастворимого полимера, например гидролизованного по- лиакриламида, при повышении рН выше 3 реагируют между собой с образованием сшитого полимера, модифицированного гидроксикремнийорганическими соединениями и дикарбоновой кислотой. Как показали лабораторные исследования, модифицированный сшитый полимер имеет лучшие изолирующие свойства и термостойкость, чем известные составы, за счет улучшения пространственной структуры геля и содержания в нем кремния.
Для приготовления состава,.применяемого в предлагаемом способе, используют 0,005-5,0%-ные водные растворы полимера с содержанием карбоксильных групп 5- 30%, 1-2%-ныесолянокислотные растворы
хромата одновалентного катиона с крем- нийорганическим соединением в количестве, достаточном для восстановления шестивалентного хрома до трехвалентного,
имеющие рН 0,5-1,5. Оба раствора смешивают в требуемом соотношении, рН полученного состава при этом составляет 1-3, Приготовленный состав хранится сколько угодно долго, не сшиваясь. Однако
при закачке состава в нефтяной пласт при повышении рН выше 3 за счет реакции кислоты с породой и смешения с пластовыми жидкостями происходит сшивка полимера, гидроксикремнийорганического соединенут и дикарбоновой кислоты трехвалентным хромом с образованием вязкоупругого геля. Последний блокирует пористую среду, в которой он образовался, от проникновения через нее закачиваемой или извлекаемой из пласта воды, изменяя направление закачиваемой воды в слаборазрабатываемые нефтенасыщенные зоны, т.е. позволяет регулировать разработку нефтяного месторождения методом заводнения. Кроме того,
кремнийполимерные гели более термостабильны, чем известные. Это обеспечивает более продолжительное сохранение изолирующих свойств его в пластах с высокой температурой.
Пример. Для приготовления состава взяты в качестве полимера полиакриламид (ПАА) молекулярной массы 16 млн и степенью гидролиза 25% и карбоксиметилцел- люлоза (КМЦ), в качестве хроматов бихромат натрия (БХН) и калия (БХК), в качестве восстановителя - полифункциональные кремнийорганические соединения отдельно и в смеси следующих марок: ЭТС- 40, продукт 119-296, ГКЖ-10, ВТС-1, ВТС-2,
продукт 119-204, смесь ЭТС-40 с продуктом 119-204 в соотношении 2:1.
Из этих компонентов готовят 0,001- 5,0%-ный водный раствор полимера и 1- 2%-ный водный соляно- или
сернокислотный раствор хроматов и кремнийорганических соединений (КОС). Перед исследованием составов в водный раствор полимера вводят раствор хроматов и КОС и, если необходимо, дополнительно КОС при
перемешивании, получают исследуемые составы с рН 1-3 и определяют изолирующие свойства по следующей методике (составы по известному способу готовят так же, но без соляной и серной кислот и КОС, с сульфитом натрия).
Модель пласта (керн) длиной 9 и диаметром 2,5 см, представленную кварцевым песком и 3% от его веса карбоната кальция - мрамора (СаСОз) проницаемостью 4,6-26,2 мкм2, насыщают водой с суммарным содержанием солей 12%, затем создают связанную воду путем прокачки 2-3 объемов пор керна нефти вязкостью 9,3 МПа Сс и остаточную нефте- насыщенность путем прокачки через керн пресной воды с постоянной скоростью 7,18 м/сут. Керн готов к исследованию составов. Через керн с остаточной нефтенасы- щенностью прокачивают с той же скоростью 3 объема пор его исследуемого состава, дают выдержку в течение 16 ч для образования сшитого полимера и затем закачивают 5 объемов пор керна пресной воды. По манометру в промежуточной точке керна (4,5 см от входа) определяют максимальное давление закачки воды до и после состава и рассчитывают соответственно подвижность воды до состава ( Ле ) и после
состава (Л), а по их подвижности рассчитывают остаточный фактор сопротивления (Воет) в промежуточной точке модели по формуле
R- д ост - г
Ав
Л
По величине ROCT судят об изолирующих свойствах состава: чем больше ROCT, тем выше изолирующие свойства его.
Для оценки изолирующих свойств составов с низкой концентрацией полимера определяют скрин-фактор (Сф) их на скрин- вискозиметре по отношению времени истечения 50 мл испытуемого состава из скрин-вискозиметра к времени истечения такого же объема растворителя. Чем больше Сф, тем выше изолирующие свойства состава.
В таблице приведены данные по составам для регулирования разработки и их технологические свойства.
Термостойкость составов определяют следующим образом,
Исследуемый состав в объеме 100 мл помещают в стальную бомбу вместимостью 100 мл, герметизируют завинчивающейся крышкой и помещают в сушильный шкаф, в котором температуру поддерживают с точностью ±2°С, Состав нагревают при заданной температуре в течение четырех часов, начиная с 80°С, после чего быстро охлаждают, отвинчивают крышку и визуально определяют наличие или отсутствие синерезиса (старение геля с выделением растворителя). При.отсутствии синерезиса температуру нагрева увеличивают на 10°С и повторяют указанную процедуру. Величина температуры на 10°С меньшая температуры, при которой
обнаружен синерезис, принята за термостойкость состава.
Из таблицы видно, что предлагаемые составы (рН 1-3) по своим изолирующим
свойствам значительно превосходят (в несколько раз) известные (рН 7-9), например, составы 1 с 10,3с 11,7с 12. Однако составы с содержанием полимера ниже 0,005, хромата ниже 0,002 и кремнийорганического
соединения ниже 0,002 мас.% проявляют одинаковые технологические свойства с известным (для сравнения составы 14 и 18 с составом 17). Таким образом, нижним пределом содержания компонентов в предлагаемом составе является для полимера 0,005, хроматов 0,002 и кремнийорганических соединений 0,002 мас.%, за верхний предел содержания компонентов приняты соответственно 5,0; 0,04 и 12,0 мас.%, так как выше
этих концентраций компонентов гель образуется при смешивании их, что не позволяет использовать его в промысловых условиях. Предлагаемые составы имеют не только высокие изолирующие свойства по сравнению с известными, но и более высокую тер- моетабильность (таблица, для сравнения составы 3 с 11, 7 с 12), что обеспечивает более продолжительный эффект в сравнительно высокотемпературных пластах.
Технология применения составов проста и заключается в закачке их в пласт до снижения приемистости скважины на 20- 50%, продавке состава из ствола скважины в пласт водой, выдержке в пласте в течение
16-24 ч и пуске скважины в эксплуатацию для нефтяных скважин или закачке воды для нагнетательных скважин.
Изобретение позволяет повысить качество изоляционных работ по ограничению
водопритока в нефтяные скважины и может быть применено для регулирования разработки месторождений при заводнении, что приводит к увеличению добычи нефти (с одновременным уменьшением добычи воды)
на каждую скважино-операцию.
Формула изобретения
1. Способ регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий закачку в пласты состава, содержащего водорастворимый полимер, хроматы одновалентного катиона,восстановитель и воду, отличающийся тем. что, с целью повышения эффективности способа за счет улучшения изоляции водопроводящих пластов при повышении термостойкости изолирующего материала, перед закачкой в пласты доводят рН состава до 1-3, а в качестве восстановителя в состав вводят полифункциональное кремнийорганическое соединение, при этом состав имеет следующее соотношение компонентов, мас.%: Водорастворимый полимер0,005-5,0
Хромат одновалентного катиона0,002-0,04 Полифункциональное кремний- органическое соеди0
нение0,002-12,0
ВодаОстальное
2. Способ по п.1,отличающийся
тем, что в качестве полифункционального
кремнийорганического соединения в состав
вводят алкиловые эфиры ортокремниевой
кислоты, олигоорганоэтокси(хлор)силоксаны, гликолевые эфиры кремнийорганических соединений, алкилсиликонаты натрия
или их смеси.
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений | 1989 |
|
SU1724859A1 |
Состав для добычи нефти | 1989 |
|
SU1680958A1 |
Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений | 1989 |
|
SU1624133A1 |
Состав для регулирования разработки нефтяного месторождения | 1989 |
|
SU1624129A1 |
Состав для изоляции водопритока в скважину | 1990 |
|
SU1763637A1 |
СОСТАВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ | 1998 |
|
RU2135755C1 |
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ | 2008 |
|
RU2377399C2 |
Способ разработки нефтяных месторождений с химически восстанавливающей пластовой средой | 1989 |
|
SU1627678A1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 2009 |
|
RU2394155C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА | 2008 |
|
RU2401939C2 |
Изобретение относится к нефтедобывающей пром-сти. Цель - повышение эффективности способа за счет улучшения изоляции водопроводящих пластов при повышении термостойкости изолирующего материала. Для этого в продуктивные пласты закачивают состав, имеющий рН среды 1 - 3, содержащий следующие компоненты при их соотношении, мас.%: водорастворимый полимер 0,005-5,0
хромат одновалетного катиона 0,002-0,04
полифункциональное кремнийорганическое соединение 0,002-12,0
вода остальное. В качестве полифункционального кремнийорганического соединения в состав вводят алкиловые эфиры ортокремниевой кислоты, олигоорганоэтокси-хлор силоксаны, гликолевые эфиры кремнийорганических соединений, алкилсиликонаты натрия или их смеси. Использование данного способа позволяет повысить качество изоляционных работ по ограничению водопритока в нефтяные скважины и м.б. использовано для регулирования разработки месторождений при заводнении. 1 з.п.ф-лы, 1 табл.
На модели пласта
1,5 3,0
2,2 1,0 3,0
9139 «408
2939 2045 3967
120
110 110 120
675 6,5 48,7
90 80
2- 7220
2- 737,5
790
75,0
7-2,0
2,0
Патент США № 3749172, кл | |||
Рельсовый башмак | 1921 |
|
SU166A1 |
Приспособление для склейки фанер в стыках | 1924 |
|
SU1973A1 |
Авторы
Даты
1991-07-07—Публикация
1989-06-27—Подача