Способ регулирования разработки нефтяных месторождений Советский патент 1991 года по МПК E21B43/22 

Описание патента на изобретение SU1661379A1

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.

Похожие патенты SU1661379A1

название год авторы номер документа
Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений 1989
  • Маляренко Александр Владимирович
  • Городнов Владимир Павлович
  • Рыскин Александр Юрьевич
  • Сенникова Ольга Владимировна
  • Шапатин Анатолий Сергеевич
SU1724859A1
Состав для добычи нефти 1989
  • Городнов Владимир Павлович
  • Рыскин Александр Юрьевич
  • Маляренко Александр Владимирович
  • Козупица Любовь Михайловна
  • Кольчугин Игорь Станиславович
SU1680958A1
Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений 1989
  • Городнов Владимир Павлович
  • Козупица Любовь Михайловна
  • Кощеев Игорь Геннадьевич
  • Рыскин Александр Юрьевич
SU1624133A1
Состав для регулирования разработки нефтяного месторождения 1989
  • Городнов Владимир Павлович
  • Кощеев Игорь Геннадьевич
  • Рыскин Александр Юрьевич
SU1624129A1
Состав для изоляции водопритока в скважину 1990
  • Городнов Владимир Павлович
  • Рыскин Александр Юрьевич
  • Козупица Любовь Михайловна
  • Павлов Михаил Викторович
  • Макуров Анатолий Данилович
  • Крянев Дмитрий Юрьевич
SU1763637A1
СОСТАВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 1998
  • Мазаев В.В.
  • Гусев С.В.
  • Коваль Я.Г.
  • Земцов Ю.В.
RU2135755C1
СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 2008
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
  • Турапин Алексей Николаевич
  • Чертенков Михаил Васильевич
  • Фомин Денис Григорьевич
RU2377399C2
Способ разработки нефтяных месторождений с химически восстанавливающей пластовой средой 1989
  • Городнов Владимир Павлович
  • Рыскин Александр Юрьевич
  • Герштанский Олег Сергеевич
  • Кощеев Игорь Геннадьевич
  • Высочинский Александр Семенович
SU1627678A1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2009
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
  • Турапин Алексей Николаевич
  • Шкандратов Виктор Владимирович
  • Чертенков Михаил Васильевич
  • Фомин Денис Григорьевич
  • Бураков Азат Юмагулович
RU2394155C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО НЕФТЯНОГО ПЛАСТА 2008
  • Волков Владимир Анатольевич
  • Беликова Валентина Георгиевна
  • Турапин Алексей Николаевич
  • Шкандратов Виктор Владимирович
  • Чертенков Михаил Васильевич
  • Фомин Денис Григорьевич
RU2401939C2

Реферат патента 1991 года Способ регулирования разработки нефтяных месторождений

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.

Формула изобретения SU 1 661 379 A1

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

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 1991 года SU1661379A1

Патент США № 3749172, кл
Рельсовый башмак 1921
  • Елютин Я.В.
SU166A1
Приспособление для склейки фанер в стыках 1924
  • Г. Будденберг
SU1973A1

SU 1 661 379 A1

Авторы

Маляренко Александр Владимирович

Городнов Владимир Павлович

Рыскин Александр Юрьевич

Козупица Любовь Михайловна

Кощеев Игорь Геннадьевич

Даты

1991-07-07Публикация

1989-06-27Подача