Способ регулирования разработки нефтяных месторождений

Способ регулирования разработки нефтяных месторождений

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

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.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛ ИСТИЧ Е СКИХ

РЕСПУБЛИК (я)5 Е 21 В 43/22

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ. СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (2 1) 4711716/03 (22) 27.06.89 (46) 07.07.91. Бюл. М 25 (71) Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности и Сургутский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности (72) А.В,Маляренко, В.П.Городнов, А,Ю.Рыскин, Л.М. Козупица и И.Г. Кощеев (53) 622.176 (088,8) (56) Патент США М 3749172, кл.166 — 274, опублик. 1973, (54) СПОСОБ РЕГУЛИРОВАНИЯ РА3РАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (57) Изобретение относится к нефтедобывающей иром-сти. Цел ь — павы ш ение эффек тивности способа за счет улучшения изоляции водопроводящих пластов при повышении термостойкости изолирующего

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам и составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, по- . зволяющих изменять профиль приемистости нагнетательных скважин и (или) изолировать водопритоки нефтяных скважин.

Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет улучшения изоляции водопроводящик пластов при повышении термостойкости изолирующего материала.

Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заключается в том, что в продуктивные пласты закачивают со. Ж „1661379 А1 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 одновалентного катиона 0,002 — 0,04; полифункциональное кремнийорганическое соединение 0,002 — 12,0; вода остальное, В качестве полифункционального кремнийорганического соединения в состав вводят апкиловые эфиры ортокремниевой кислоты, олигоорганоэтокси(хлор)силоксаны. гликолевые эфиры кремнийорганических соеди. нений, 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. став, имеющий рН среды 1 — 3, содержащий компоненты при их соотношении, мас.%:

Водорастворимый полимер 0,005 — 5,0

Хроматы одновалентного катиона 0,002 — 0,04

Полифункциональное кремнийорганическое соединение 0,002 — 12,0

Вода Остальное

В качестве водорастворимого полимера используют гидролизованный полиакриламид и производные целлюлозы, например карбоксиметилцеллюлозу, в качестве хроматов — хроматы и бихроматы одновалент1661379 ных катионов, например хроматы и бихроматы калия и натрия, в качестве полифункционального кремнийорганического соединения — алкиловые эфиры ортокрем ниевой кислоты (этилсиликат 40, продукт

119-126), олигоорганоэтокси(хлор)силоксаны (продукт 119-204), гликолевые эфиры кремнийорганических соединений (ВТС-1, ВТС-2), алкилсиликонатов натрия (ГКЖ-10) или их смеси (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 использовани, ем восстановителя — кремнийорганических соединений при рН 1 — 3 по следующему уравнению реакции на примере этилата ортокремниевой кислоты, бихромата калия и, соляной кислоты;

ОС,Н .Н

С Н5+2Н ОZCН ОН НО Si О Н ос,н

ЗСНз-СН20Н + 5К Сг207+ 4ОНС1 - ЗНООС вЂ” СООН + 10KCI + 10СгОз+ 6Н20

B результате реакции при рН 1-3 образуются гидроксиалкоксилоксаны, дикарбоновая кислота и трехвалентный хром, которые в присутствии водорастворимого полимера, например гидролизованного полиакриламида, 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,ь, 1 — 2 -ные солянокислотные растворы хромата одновалентного катиона с кремнийорганическим соединением в количестве, достаточном для восстановления шестивалентного хрома до трехвалентного, 5 имеющие рН 0,5-1,5, Оба раствора смешивают в требуемом соотношении, р Н полученного состава при этом составляет

1 — 3. Приготовленный состав хранится сколько угодно долго, не сшиваясь, Однако

10 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 соедине15 ния и дикарбоновой кислоты трехвалентным хромом с образованием вязкоупругого геля. Последний блокирует пористую среду, в которой он образовался, от проникновения через нее закачиваемой или извлекае20 мой из пласта воды, изменяя направление закачиваемой воды в слаборазрабатываемые нефтенасыщенные зоны, т.е. позволяет регулировать разработку нефтяного месторождения методом заводнения, Кроме того, 25 кремнийполимерные гели более термостабильны, чем известные, Это обеспечивает более продолжительное сохранение изолирующих свойств его B пластах с высокой температурой.

30 Пример, Для приготовления состава взяты в качестве полимера полиакриламид (ПАА) моЛекулярной массы 16 млн и степенью гидролиза 257; и карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), в качестве хроматов—

35 бихромат натрия (БХН) и калия (БХК), в качестве восстановителя — полифункциональные кремнийорганические соединения отдельно и в смеси следующих марок: ЭТС40, продукт 119 — 296, ГКЖ-10, ВТС-1, ВТС-2, 40 продукт 119 — 204, смесь ЭТС-40 с продуктом

119 — 204 в соотношении 2:1, Из этих компонентов готовят 0,0015,0 -ный водный раствор полимера и 1—

2 Р-ный водный соляно- или

45 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

50 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 cynb55 фитом 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 мкм, насы1661379

10

20

-25 щают 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 нефтенасыщенность путем прокачки через керн пресной воды с постоянной скоростью 7,18 м/сут. Керн готов к исследованию составов, Через керн с остаточной нефтенасыщенностью 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 (4 ) и после состава (4), а по их подвижности рассчиты1 вают остаточный фактор сопротивления (Roc ) в промежуточной точке модели по формуле

По величине Roc судят об изолирующих свойствах состава: чем больше Roc, тем выше изолирующие свойства его, Для оценки изолирующих свойств составов с низкой концентрацией полимера определяют скрин-фактор (Сф) их на скринвискозиметре 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, герметиэируют 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

55 обнаружен синерезис, принята эа термостойкость состава, Из таблицы видно, что предлагаемые составы (рН 1 — 3) по своим изолирующим свойствам значительно превосходят (в несколько раэ) известные (рН 7 — 9), например, составы 1 с 10, 3 с 11, 7 с 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 термостабильность (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 пол1661379

Соста

Содерханяе компонентов в составе, масЛ

> м

Полямер Восстановятепь ВХ

> Л

Be моделя пласта

Предлагаемь>й

ЗТС-40 5 0

Смесь ЗТС-40 с продуктом

119-204 2: 2 2,7

ЗТС-40 3, О

26,23

ИЩ 5,0

0,04

89,96

96,187

9.1 39! 5

4408 120

1,0

31,4

О, 013

3,0

2939

96,495

98,896

96,787

2,2

О, О05

22,8

ПАА 0,5

ПАА 0,2

IlAA 0,5

110

21,4

Продукт !19-296 0,9 0,004

1,0

3967

1!О

5 . 28>5

Смесь продукта 0,013

119-296 с продуктом 119-204 2:1 2,7

3,0!

ПАА 0,5

ПАА 0,1 . IIAA 0,6

ПАА 0,5

Продукт 119-204 0,85 0,009

Г1И-10 0,1 0,003

6 Э21

98,641

99,797

87,360

91,460

2,4

2,2

2,6

1763

6i 55

668

25 > 1

ВТС-2 12,0

0,04

370Э

2,8

22,5

ВТС-1 8,0 0,04

3380

Известный

20,31

9,12

4,64

tOttt Si0

ПАА 0,5

ttAA 0,5 йа ВОЗ !2,0

То хе 8,0

0,04

82,96

91,495

99,367

675

0,005

О, 003

6,5 90

48>7 80

»

0,53

Па скрнн-внсковнметре

Лредлагаеммй

99,982 2 - 7 220

99,991 2 Ф 7 37,5

IЭ

ПАА 0,01

ПАА 0,005

ЗТС-40 0 004

То хе 0,002

О, 004

О, 002

Иввест-

ebttt

ПАА 0,01

itAA 0,005

ПАА 0,001

Пав$03 0,027

То хе 0,011

О, О!15

0,004 99,965 7

0,002 99,982 ° 7

0,00! 99,993 7

90, 26

5,0

2,0

Предлагаеммй

tlAA 0,001 ЗТС-40 0,001 0,001 99,997 2 7 2,0

Составитель И.Лопакова

Техред М.Моргентал Корректор О.Кравцова

Редактор И.Шулла

Заказ 2106 Тираж 371 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г, Ужгород, ул.Гагарина, 101 ифункциональное кремнийорганическое соединение, при этом состав имеет следующее соотношение компонентов, мас. ;

Водорастворимый полимер 0,005 — 5,0

Хромат одновалентного катиона 0,002 — 0,04

Полифункциональное кремнийорганическое соединение 0,002-12,0

Вода Остальное

2. Способ по п,1, отличающийся тем, что в качестве полифункционального

5 кремнийорганического соединения в состав вводят алкиловые эфиры ортокремниевой кислоты, олигоорганоэтокси(хлор}силоксаны, гликолевые эфиры кремнийорганических соединений, алкилсиликонаты натрия

10 или их смеси.