RU2112873C1 - Способ обработки пласта нефтяных месторождений - Google Patents

Способ обработки пласта нефтяных месторождений Download PDF

Info

Publication number
RU2112873C1
RU2112873C1 RU95110288A RU95110288A RU2112873C1 RU 2112873 C1 RU2112873 C1 RU 2112873C1 RU 95110288 A RU95110288 A RU 95110288A RU 95110288 A RU95110288 A RU 95110288A RU 2112873 C1 RU2112873 C1 RU 2112873C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
polymer
salt
polyvalent metal
glass
Prior art date
Application number
RU95110288A
Other languages
English (en)
Other versions
RU95110288A (ru
Inventor
А.Ю. Рыскин
В.Г. Беликова
Р.Г. Рамазанов
Original Assignee
Научно-производственное товарищество с ограниченной ответственностью "Нафта-С"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Научно-производственное товарищество с ограниченной ответственностью "Нафта-С" filed Critical Научно-производственное товарищество с ограниченной ответственностью "Нафта-С"
Priority to RU95110288A priority Critical patent/RU2112873C1/ru
Publication of RU95110288A publication Critical patent/RU95110288A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2112873C1 publication Critical patent/RU2112873C1/ru

Links

Images

Landscapes

  • Detergent Compositions (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки пласта нефтяных месторождений . Задачей изобретения является значительное снижение проницаемости выскообводненных пропластков за счет увеличения структурной вязкости и термостабильности состава. Поставленная задача решается тем, что закачиваемая в пласт композиция на основе водорастворимого полимера, неорганической кислоты и сшивателей дополнительно содержит жидкое стекло, причем перед введением соли поливалентного металла в водный раствор полимера дозируют жидкое стекло и доводят рН реакционно массы до 0,5-2,5 путем добавления кислоты, а водный раствор анионного полимера, жидкого стекла и соли поливалентного металла берут при следующем соотношении компонентов, мас.%: водорастворимый анионный полимер 0,01 - 5,0, жидкое стекло 1,5 - 8,0, соль поливалентного металла 0,001 - 0,06, вода - остальное. 1 табл.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки пласта нефтяных месторождений.
Известны способы обработки пласта нефтяных месторождений, по которым закачиваемые композиции содержат жидкое стекло.
Известен способ, по которому в скважину закачивают водные растворы полиакриламида (ПАА), в смеси с жидким стеклом и 0,1 - 2,5% раствором оксиэтилированного алкила [1]. Однако этот способ недостаточно способствует снижению проницаемости пород и повышению охвата пласта.
Известен также способ изоляции водопритока [2], где используют гидрофильную эмульсию состава 0,1 - 0,2% неионогенного ПАВ, 30 - 40% нефти, 0,03 - 0,04% ПАА двумя порциями, в первую из которых вводят структурообразователь: жидкое стекло плотностью 1,099 г/см и раствор хлористого кальция плотностью 1,168 г/см3.
Однако, этот способ недостаточно эффективен в высокообводненных пластах, удаленных от ствола скважины, и недостаточно улучшает условия образования водоизолирующего экрана.
Наиболее близким к предлагаемому является способ, который включает закачку 0,01 - 5,0% водорастворимого анионного полимера, 0,003 - 0,2% соли поливалентного металла и воды, причем перед введением соли поливалентного металла в водный раствор полимера, pH водного раствора полимера доводят до 0,5 - 2,5 путем добавления кислоты [3].
Однако, этот способ, позволяя получить улучшенные фильтрационные свойства композиции, имеет ограниченную область применения и эффективен только при закачке в пласт, содержащий карбонатные коллектора. Учитывая неоднородность пластовых условий, необходимо отметить, что на практике часто встречаются терригенные и терригенно-слюдяные участки, где нет условий для подъема pH среды до нейтральной, и среда остается кислотой (pH не более 3-3,5), в результате чего сшивка карбоксильных групп полимера катионом поливалентного металла будет затруднена.
Задачей изобретения является снижение проницаемости обводненных пропластков для увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти за счет увеличения структурной вязкости композиции, а также расширения диапазона pH (от 0,5 до 10), при которых образуются вязкоупругие композиции.
Поставленная задача решается тем, что предложен способ обработки пласта путем закачки в пласт водного раствора водорастворимого анионного полимера, неорганической или органической кислоты, растворимой в воде, и соли поливалентного металла, предусматривает, что закачиваемая композиция дополнительно содержит жидкое стекло, причем перед введением соли поливалентного металла в водный раствор полимера дозируют жидкое стекло и доводят pH реакционной массы до 0,5-2,5 путем добавления кислоты, а водный раствор водорастворимого анионного полимера, жидкого стекла и соли поливалентного металла берут при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Водорастворимый анионный полимер - 0,01 - 5,0
Жидкое стекло - 1,5 - 8,0
Соль поливалентного металла - 0,001 - 0,06
Вода - Остальное
В отличие от прототипа в предлагаемом способе используется новый компонент - жидкое стекло.
В известном способе используют в качестве сшивателя катионы поливалентных металлов. Увеличение структурной вязкости композиции в известном способе происходит за счет связывания катионом поливалентного металла карбоксильных групп полимера, в результате чего образуется сшитый до вязкоупругого состояния модифицированный полимер, причем сшивка катионом поливалентного металла происходит при pH не менее 3-3,5, поскольку при более низком pH молекулы анионного полимера находятся в неионизированном состоянии и размер молекул его значительно меньше пор пласта.
В заявляемом способе кроме катиона поливалентного металла используется другой сшиватель, который выступает в роли структурообразователя в зависимости от условий как в кислой, так и в нейтральной среде.
В кислой среде при pH 1-3 растворимый силикат натрия (жидкое стекло) превращается сначала в монокремниевую, а затем в результате полимеризации последней - в поликремниевую кислоту с образованием геля кремниевой кислоты.
В слабокислой и нейтральной среде наряду со сшивкой карбоксильных групп полимера поливалентными катионами
Figure 00000001
или
Figure 00000002
создаются благоприятные условия для дополнительной сшивки карбоксильных групп полимера катионом кремния
Figure 00000003
, в результате чего образуется модифицированный полимер трехмерной структуры, структурная вязкость которого увеличивается за счет ярко выраженного синергетического эффекта вязкостей в результате дополнительной сшивки катионом
Figure 00000004
карбоксильных групп полимера.
Поэтому отличительной положительной особенностью заявляемого способа является то, что гель образуется как в кислой, так и в нейтральной среде, причем сшивка в кислой среде до поликремниевой кислоты происходит медленно (10-20 ч), это не мешает закачать композицию далеко от скважины в пласт и сшивка полимера проходит в порах пласта, поэтому образующийся сшитый полимер по размеру не превосходит размер этих пор. Такие частички сшитого полимера могут двигаться вглубь пласта, прорабатывая (изолируя) высокопроницаемую часть его на значительные расстояния. Благодаря этому эффективность разработки месторождения методом заводнения существенно повышается.
Введение жидкого стекла в композицию по заявляемому способу достигается универсальность, увеличивается область применения композиции, дается возможность закачивать составы в любой тип коллекторов пласта.
Введение другого сшивателя позволяет снизить концентрацию сшивающего агента в 3 раза и значительно увеличить структурную вязкость композиции по предлагаемому способу по сравнению с прототипом (см. таблицу).
Применение предлагаемого способа позволит за счет увеличения вязкости композиции и широкого диапазона pH, в котором образуется гель, расширить область применения способа, снизить проницаемость обводненных пропластков для увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.
В качестве анионного полимера используют гидролизованный полиакриламид или карбоксиметилцеллюлозу, в качестве кислоты - неорганические, например, соляную, серную и органические кислоты, растворимые в воде, например, уксусную, муравьиную и другие, в качестве жидкого стекла - 30%-ный водный раствор силиката натрия, марки "Силином-30" (ТУ-2145-002-13002578-93), в качестве соли поливалентного металла используют сульфаты хрома и алюминия, хромкалиевые квасцы, отходы хромовых квасцов и другие соли.
Способ осуществляется следующим образом.
По способу-прототипу композицию для закачки готовят путем растворения полимера в воде до содержания 0,005 - 5,0 мас.%, введения в нее кислоты до pH 0,5-2,5 (в нашем примере соляной), а затем дозировки 1-5%-ного водного раствора соли поливалентного металла при механическом перемешивании.
По предлагаемому способу готовят композицию для закачки также, как и по известному способу, но перед введением 1-5%-ного водного раствора соли поливалентного металла и кислоты в раствор полимера дозируют жидкое стекло.
Данные таблицы иллюстрируют структурную вязкость композиции по известному и заявляемому способу.
Пример. Структурную вязкость композиций по заявляемому способу и способу-прототипу определяют на вискозиметре Хеплера по времени погружения шарика (t, с) под действием приложенной нагрузки (P, г/см2) и выражаются эффективной вязкостью композиции (М., Па, с), которая вычисляется по формуле: M = K • P • t, где K - постоянная вискозиметра.
Для приготовления композиций используют гидролизованные поликриламиды молекулярной массы 15 млн (П-1) и 10 млн (П-2) и степенью гидролиза 15 и 5% соответственно, или карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), в качестве сшивателей - сульфат хрома, хромовые квасцы и отходы хромовых квасцов.
После выдержки приготовленных композиций в течение 24 ч определяют вязкости образовавшихся гелей на реовискозиметре Хеплера при pH 1-3 и pH 8. Результаты замеров вязкостей композиций как по заявляемому способу, так и способу-прототипу приведены в таблице.
Данные таблицы показывают, что при введении в композицию по заявляемому составу жидкого стекла, гель образуется как в кислой, так и в нейтральной среде, причем с увеличением pH от 1-3 до 7-8 структурная вязкость увеличивается в 3-4 и более раз по сравнению с композицией по способу-прототипу (стр. оп. 1-3 с 4, 5 с 6, 7, 7-17, с. 4, 17 с 18, 19, с 20, 21 с 22, 23 с 24).
В нашем примере при введении жидкого стекла в исходную смесь по заявляемому способу вязкость увеличивается в кислой среде при pH 1-3 в результате превращения силиката натрия в моно-, а затем в результате полимеризации в поликремниевую кислоту с образованием геля кремниевой кислоты. В нейтральной среде вязкость увеличивается за счет связывания катионом поливалентного металла (
Figure 00000005
,
Figure 00000006
и др.) карбоксильных групп полимера, в результате чего образуется сшитый до вязкоупругого состояния модифицированный полимер. Кроме того, в нейтральной среде происходит дополнительная сшивка карбоксильных групп полимера катионом кремния
Figure 00000007
.
Поэтому вязкость композиций по заявляемому способу увеличивается за счет ярко выраженного эффекта вязкостей в результате дополнительной сшивки катионом кремния
Figure 00000008
карбоксильных групп полимера.
При содержании в смеси по заявляемому способу ПАА менее 0,01 (ср. оп. 1 и 2), жидкого стекла менее 1,5 (ср. оп. 9 и 10), соли поливалентного металла менее 0,001 мас.% (ср. оп 13 и 14) вязкость композиции низкая и несущественно отличается от вязкости состава-прототипа. Поэтому нижний предел содержания компонентов по заявляемому способу принимаем для полимера 0,01 жидкого стекла 1,5, соли поливалентного металла 0,001 мас.%.
За верхний предел содержания компонентов в смеси по заявляемому способу принимаем из-за экономической целесообразности и незначительного повышения вязкости, увеличения хрупкости полученных композиций для полимера 5,0 (ср. оп. 3 и 18), для жидкого стекла 8,0 (ср. оп. 11 и 12), соли поливалентного металла 0,06 мас.% (ср. оп. 15 и 16).
Таким образом, введение жидкого стекла в композицию по заявляемому способу существенно увеличивает его структурную вязкость и дает возможность получать гели как в кислой, так и нейтральной среде.
Технология приготовления смеси по заявляемому способу в промысловых условиях проста. Готовят водный раствор 0,001-5,0% полимера, добавляют в этот раствор 1,5-8,0% жидкого стекла и неогранической кислоты до pH 0,5-2,5, а затем при перемешивании 1-5%-ный раствор соли поливалентного катиона до концентрации ее в растворе 0,001 - 0,06%. Приготовленную смесь закачивают в пласт добывающей или нагнетающей скважины от одного до сотен метров кубических на 1 м перфорации или толщины пласта в один прием или циклически (несколько оторочек) попеременно с водой.

Claims (1)

  1. Способ обработки пласта нефтяных месторождений путем закачки в пласт водного раствора анионного полимера, неорганической или органической кислоты, растворимой в воде, и соли поливалентного металла, отличающийся тем, что закачиваемая композиция дополнительно содержит жидкое стекло, причем перед введением соли поливалентного металла в водный раствор полимера дозируют жидкое стекло и доводят pH реакционной массы до 0,5 - 2,5 путем добавления кислоты, а водный раствор анионного полимера, жидкого стекла и соли поливалентного металла берут при следующем соотношении компонентов, мас.%:
    Водорастворимый анионный полимер - 0,01 - 5,0
    Жидкое стекло - 1,5 - 8,0
    Соль поливалентного металла - 0,001 - 0,06
    Вода - Остальноен
RU95110288A 1995-06-19 1995-06-19 Способ обработки пласта нефтяных месторождений RU2112873C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU95110288A RU2112873C1 (ru) 1995-06-19 1995-06-19 Способ обработки пласта нефтяных месторождений

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU95110288A RU2112873C1 (ru) 1995-06-19 1995-06-19 Способ обработки пласта нефтяных месторождений

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU95110288A RU95110288A (ru) 1997-07-10
RU2112873C1 true RU2112873C1 (ru) 1998-06-10

Family

ID=20169064

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU95110288A RU2112873C1 (ru) 1995-06-19 1995-06-19 Способ обработки пласта нефтяных месторождений

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2112873C1 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2459854C1 (ru) * 2011-03-31 2012-08-27 Рашид Ильдусович Хуснутдинов Способ получения полимерно-силикатной композиции
RU2518615C1 (ru) * 2013-04-23 2014-06-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты)
EA034719B1 (ru) * 2018-03-07 2020-03-12 Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) Способ разработки обводненного пласта

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2459854C1 (ru) * 2011-03-31 2012-08-27 Рашид Ильдусович Хуснутдинов Способ получения полимерно-силикатной композиции
RU2518615C1 (ru) * 2013-04-23 2014-06-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты)
EA034719B1 (ru) * 2018-03-07 2020-03-12 Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) Способ разработки обводненного пласта

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US4702319A (en) Enhanced oil recovery with hydrophobically associating polymers containing sulfonate functionality
US6767869B2 (en) Well service fluid and method of making and using the same
CA1228227A (en) Gel for retarding water flow
US4460751A (en) Crosslinking composition and method of preparation
US5834406A (en) Foamed gel for permeability reduction or mobility control in a subterranean hydrocarbon-bearing formation
US7326670B2 (en) Well service fluid and method of making and using the same
CA2315544A1 (en) Fracturing method using aqueous or acid based fluids
US4564070A (en) Hydrocarbon recovery process using an in situ silicate/polymer gel
US4796700A (en) Process for retarding fluid flow
US4939203A (en) Gel for retarding water flow
US5219475A (en) Aqueous gellable composition, useful for modifying the permeability of a petroleum reservoir
US4665987A (en) Prepartially crosslinked gel for retarding fluid flow
RU2112873C1 (ru) Способ обработки пласта нефтяных месторождений
CN112646559A (zh) 一种具有改善稠油流动阻力及稳定粘土作用的携砂液
RU2689937C1 (ru) Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения
US4712617A (en) Method for controlling the flow of liquids through a subterranean formation
US4676930A (en) Zirconium crosslinked gel compositions, methods of preparation and application in enhanced oil recovery
US5100931A (en) Gelation of acrylamide-containing polymers with hydroxyphenylalkanols
US4666957A (en) Gel for retarding water flow
RU2597593C1 (ru) Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах
US4931194A (en) Enhanced oil recovery with high molecular weight polyvinylamine formed in-situ
US4589489A (en) Process for recovering oil from subterranean formations
CA2443977A1 (en) Well service fluid and method of making and using the same
US4664194A (en) Gel for retarding water flow
US4678032A (en) Polymer and method for permeability profile control under severe reservoir conditions