Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений Советский патент 1992 года по МПК E21B43/22 E21B43/32 E21B33/138 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего регулирование профиля приемистости нагнетательных скважин и (или) изоляцию во- допритока нефтяных скважин.

Цель изобретения-улучшение изолирующих свойств состава за счет образования более прочной структуры сшитого полимера и поверхностно-активного полимерсодержащего состава (ПАПС).

Состав для регулирования разработки месторождений, содержащий водорастворимый полимер, хроматы, полифункциональное кремнийорганическое соединение, кислоту и воду, дополнительно содержит поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%; Водорастворимый полимер0,005-5,0 Хроматы0,002-0.04 Поверхностно-активное вещество 0,05-4,4

XI

ю

&

ел о

Полифункциональное кремний-органическое вещество0,002-12,0

Соляная или серная кислота0,2-1,0 Вода Остальное В качестве водорастворимого полимера используют гидролизованный полиак- риламид и производные целлюлозы, например карбоксиметилцеллюлозу, в ка- честве хроматов - хроматы и бихроматы одновалентных катионов, например хроматы и бихроматы калия и натрия, а в качестве ПАВ анионное ПАВ водорастворимые анионные ПАВ, напри- мер нефтяные сульфонаты, алкилбензол- сульфонаты и алкилсульфонаты, неионогенные ПАВ марки неонол или продукты, содержащие их (марок СНО, СНПХ), или их смесь (МЛ-72), а в качестве пол- ифункционального кремнийорганического соединения используют алкиловые эфиры кремниевой кислоты (этилсиликат - ЭТС - 40, продукт 119-296), олигоорганоэток- си(хлор)силоксаны (продукты 119-204), гликолевые эфиры кремнийорганических соединений (ВТС-1, ВТС-2), алкилсилико- наты натрия (ГКЖ-10) или их смеси (смесь ЭТС-40 с продуктом 119-204 в соотношении 2:1, смесь продукта 119-296 с продук- том 119-204 в соотношении 2:1).

Добавление неорганических кислот, например соляной или серной, в состав регулирует рН его в пределах 1-3. В данных составах трехвалентный хром также получается из хроматов, но с использованием добавки - ПАВ при рН 1-3 по следующему уравнению реакции на примере алкилсульфоната, бихромата калия и соляной кислоты:

СНз(СН2)п50зН + К2О207 + 8HCI -

- НООС(СН2)п50зН + 2KCI + + 2ОС1з-5Н20

При этом часть трехвалентного хрома связывается алкилсульфокарбоновой кислотой в комплексы по реакции

НООС(СН2)п50зН +

+ Сг3 - Н50з(СН2)пСООСг2++ Н+

4.

Н50з(СН2)пСОО 2Сг++ 2Н+, (2)

которые снижают потери трехвалентного хрома за счет адсорбции его на породе пласта (в отличие от известного состава), в котором при рН 1-3 протекают следующие реакции:

ОСаН5 C2H50-(Јi-0)-C2Ps + 2H20 -

ОС„Н

2П5

ос, н

2 5

2C2H5OH + HO-(Si-0)m-H;

(3)

0сгк5 ЗСНзСН2ОН + 5К2Сг207 +

+ 40HCI - ЗНООС-СООН + IOKCI + + 10СгС13 + 26Н20

5 10 1520 25 30

ч35 40

45

gg

55

и образовавшаяся щавелевая кислота не образует комплексы с трехвалентным хромом.

В результате реакции при рН 1-3 образуются алкилсульфокарбоновая и щавелевая кислоты, гидроксиалкоксисилоксаны и трехвалентный хром, которые в присутствии водорастворимого полимера, например гид- ролизованного полиакриламида, при повышении рН выше 3 реагируют между собой с образованием сшитого поверхностно-активного полимера, модифицированного кремнийорганическим соединением и ПАВ. Как показали лабораторные исследования, модифицированный сшитый полимер имеет лучшие по сравнению с известным составом изолирующие свойства за счет адгезии к породе.

Для приготовления состава используют 0,005-5,0 %-ные водные растворы полимера с содержанием карбоксильных групп 5- 30%, 1-2%-ные воднокислотные растворы хромата одновалентного катиона с ПАВ и кремнийорганическим 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 длительное время, долго не сши- ваясь. 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, кремнийорганического соединения и алкилкарбоновой кислоты трехвалентным хромом с образованием вязкоупругого геля или сшитой структуры модифицированного полимера. Последний блокирует пористую среду, в которой Он образовался, от проникновения через нее закачиваемой или извлекаемой из пласта воды, изменяя направление закачиваемой воды в слаборазрабатываемые нефте- насыщенные зоны, т.е. позволяет регулировать разработку нефтяного месторождения методом заводнения.

Следующий пример иллюстрирует изолирующие или прочностные свойства предлагаемого и известного составов,

Для приготовления составов взяты в качестве полимера полиакриламид молекулярной массы 16 млн и степенью гидролиза 25% (ПАА) и карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ), в качестве хроматов (БК) - бихромат натрия (БХН) и калия (БХК), в качестве анионного ПАВ - нефтяной сульфонат марки НЧК; алкилбензолсульфонат марки сульфо- нол, неионогенного ПАВ-неонолы АФд-12, СНО-ЗБ, СНПХ-1П и СНПХ-IM или их смесь марки МЛ-72 и в качестве полифункционального кремнийорганического соединения (КОС) отдельно или в смеси их следующих марок: ЭТС-40, продукты 119- 204 и 119-296, ГКЖ-10, ВТС-1, ВТС-2, смесь ЭТС-40 с продуктом 119-204 в соотношении 2:1 и смесь продуктов 119-296 и 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 КОС и ПАВ. Перед исследованием составов в водный раствор полимера вводят раствор хроматов КОС и ПАВ при перемешивании. Получают исследуемые составы и рН 1-3 и оценивают изолирующие свойства их по предельному напряжению сдвига.

Известные составы готовят так же, но без ПАВ.

Предельное напряжение сдвига составов (у) после их подщелачивания до рН 7 определяют при 20°С на приборе Реотест- 2 с коаксиальными измерительными цилиндрами при скорости сдвига 243 . Измерение у производят после часовой вы-, держки в измерительном узле (после струк- турообразования).

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 екрин-вискозиметра к времени истечения того же объема растворителя. Чем больше Сф, тем выше изолирующие свойства, у и Сф испытанных составов приведены в таблице.

Из таблицы видно, что предлагаемые составы (с ПАВ) по своим изолирующим свойствам значительно (в несколько раз) превосходят известные составы (без ПАВ) (ср. составы 1 с 11,6 с 12, 10 с 13, 14 с 16 и

15с 17). Однако данные составы с содержанием полимера ниже 0,005, хромата ниже 0,002, КОС ниже 0,002 и ПАВ ниже 0,05% проявляют невысокие технологические

свойства, которые сопоставимы со свойствами состава известного способа (ср. составы 15 и 19с 18). Таким образом, нижним пределом содержания компонентов в предлагаемом составе является для полимера 0,005, хроматов - 0,002, кремнийорганического соединения - 0,002 и ПАВ - 0,05 мас.%. За верхний предел содержания компонентов в предлагаемом составе принимаем (исходя изтехнико-экономических соображений - высокой стоимости состава и большого расхода компонентов) для полимера 5,0, хроматов - 0,04, кремнийорганического соединения - 12,0 и ПАВ-5,0 мас.%.

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 пуска скважины в эксплуатацию для нефтяных скважин или закачки воды для нагнетательных скважин.

Использование предлагаемого состава позволит повысить качество изоляционных

работ по ограничению водопритока в нефтяные скважины. Состав может быть применен для регулирования разработки месторождений при заводнении, что приведет к увеличению добычи нефти (с одновременным уменьшением добычи воды) на каждую скважино-операцию.

Формула изобретения

1. Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, содержащий водорастворимый полимер, хроматы, полифункциональное кремнийорганическое соединение, соляную или серную кислоту и воду, отличающийся тем, что, с целью улучшения изолирующих свойств состава за счет образования более прочной структуры сшитого полимера и поверхностно-активного полимерсодержащего состава, он допол- нительно содержит поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Водорастворимый полимер0,005-5,00 Хроматы0,002-0,040 Поверхностно-активное вещество 0,05-4,40 Полифункциональное кремнийорганическое соединение0,002-12,000

вещества используют водорастворимые

Соляная или сернаяанионные ПАВ - нефтяные сульфонаты, ал и™отаОстальноекилбензолсульфонаты, алкилсульфонаты,

2 Состав по п 1 о т л и ч а ю щ и и с я неионогвнные ПАВ - марки неонол, смеси

тем что в канаве поверхностно-активного 5 ПАВ или продукты, содержащие ПАВ.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего регулирование профиля приемистости на-2 гнетатёльных скважин и/или изоляцию во- допритока нефтяных скважин. Цель изобретения - улучшение изолирующих свойств состава за счет образования более прочной структуры сшитого полимера и поверхностно-активного полимерсодержащего состава. Состав содержит, мас.%: водорастворимый полимер 0,005-5,0, хроматы 0,002-0,04, поверхностно-активное вещество 0,05-4,4, полифункциональное кремнийорганическое соединение 0,002- 12,0, соляную или серную кислоту 0,2-1,0 и воду - остальное. Улучшение свойств состава обусловлено образованием более прочной структуры сшитого полимера и поверхностно-активного полимерсодержащего состава и содержанием кремния в сшитом полимере. При реализации изобретения снижается обводненность добываемой нефти и увеличивается ее добыча. 1 з.п. ф-лы, 1 табл. СО с