RU2249670C2 - Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах - Google Patents
Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2249670C2 RU2249670C2 RU2003110361/03A RU2003110361A RU2249670C2 RU 2249670 C2 RU2249670 C2 RU 2249670C2 RU 2003110361/03 A RU2003110361/03 A RU 2003110361/03A RU 2003110361 A RU2003110361 A RU 2003110361A RU 2249670 C2 RU2249670 C2 RU 2249670C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- silicon
- hydrophobic material
- substance
- containing substance
- mixture
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам изоляции притока пластовых вод в скважине нефтеводонасыщенных пластов. Кроме того, его можно использовать для регулирования разработки нефтяных месторождений. Техническим результатом является создание более универсального способа изоляции притока пластовых вод в скважинах, включающего закачку широкого спектра кремнийсодержащих веществ: кремнийорганических или кремнийнеорганических и других компонентов для создания повышенных фильтрационных сопротивлений в пористой среде и увеличения нефтевытесняющей способности закачиваемой композиции за счет изменения смачиваемости породы, а именно увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта с целью подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта. В способе изоляции притока пластовых вод в скважинах, включающем закачку кремнийсодержащего вещества, закачивают смесь кремнийсодержащего вещества с высокодисперсным гидрофобным материалом, при этом в качестве кремнийсодержащего вещества используют кремнийорганическое вещество или смесь их, или кремнийнеорганическое вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%: кремнийсодержащее вещество 98,0-99,9, высокодисперсный гидрофобный материал 0,1-2,0 Закачиваемую смесь кремнийсодержащего вещества с гидрофобным материалом разбавляют разбавителем, причем кремнийсодержащее вещество, не содержащее в своем составе хлора, разбавляют, используя в качестве разбавителя 0,5-6,0 мас.% раствор соляной кислоты на минерализованной воде хлоркальциевого типа; а кремнийсодержащее вещество, содержащее в своем составе хлор, разбавляют, используя в качестве разбавителя минерализованную воду хлоркальциевого типа без добавления кислоты, при этом на 1 об. часть кремнийсодержащего вещества с гидрофобным материалом приходится 0,5-2 об. части разбавителя. При использовании смеси кремнийнеорганического вещества с гидрофобным материалом закачивают глинистую суспензию плотностью 1,1-1,2 г/см3 в качестве наполнителя и регулятора гелеобразования. В качестве нефтевытесняющего компонента закачивают поверхностно-активное вещество в количестве 0,5-5,0 мас.%, а в качестве поверхностно-активного вещества используют неонол АФ9-12, или ОП-10, или моющие реагенты МЛ-80 (смесь анионного и неионогенного ПАВ), или МЛ-81 Б, или превоцел или после закачки кремнийсодержащего вещества с гидрофобным материалом закачивают разделитель - углеводородный растворитель, например стабильный бензин, или гексановую фракцию, или нефрас, или дизельное топливо, а затем разбавитель. 8 з.п. ф-лы, 3 табл.
Description
Изобретение относится к способам изоляции притока пластовых вод в скважинах нефтеводонасыщенных пластов. Кроме того, его можно использовать для регулирования разработки нефтяных месторождений.
Известен способ изоляции притока пластовых вод, основанный на закачке в пласт селективных материалов, в результате гидролиза которых осуществляется закупорка поровых каналов в водонасыщенной зоне, но при этом остается не закупоренной нефтенасыщенная зона (Газизов А.Ш. и Маслов И.И. Селективная изоляция притока пластовых вод (Серия “Нефтепромысловое дело”) - Тематические научно-технические обзоры, ВНИИОЭНГ, М., 1977).
Известен способ изоляции притока пластовых вод в скважину, включающий закачку в пласт кремнийорганического соединения (патент США №2229177, кл. 166-21, опублик. 1941 г.).
Основным недостатком вышеуказанных способов является низкая эффективность изоляции.
Известен способ изоляции обводненного пласта, включающий закачку полифункциональных алкоксисодержащих кремнийорганических соединений, хлорида поливалентного металла и воду. Перед закачкой состава в пласт закачивают соляную кислоту с концентрацией до 22% (а.с. №1808998, М. кл.5, Е 21 В 33/138, опублик. 15.04.93, Бюл.14).
Недостатком способа является использование для обработки пласта большого количества соляной кислоты, которая вымывает дополнительные каналы и перетоки, а также использование в качестве регулятора отверждения легко воспламеняющихся жидкостей - этанола, толуола, ацетона.
Известен способ изоляции водопритока в скважине, включающий закачку смеси кремнийорганического соединения с соляной кислотой в качестве отвердителя. При выдержке смеси в пласте время гелеобразования определяют в зависимости от удельной приемистости скважины (патент RU №2071548, М. кл.6, Е 21 В 33/138, опублик. 10.01.97, Бюл. №1).
Существенным недостатком этого способа является плохая фильтруемость закачиваемых композиций в пористую среду за счет быстрого образования гелевых частичек поликремниевой кислоты и, как следствие, низкая эффективность при изоляции вод, узкая область применения (на трещиноватых пластах).
Известен способ изоляции водопроницаемого пласта, включающий закачку в пласт водного раствора полисиликата натрия и гелеобразователя, в качестве которого используют сульфаминовую кислоту, или соляную кислоту, или хлористый кальций (патент RU №2124124, М. кл. 6, Е 21 В 43/32, опублик. 21.12.98 г.).
Известен способ разработки продуктивного пласта, включающий закачку силиката щелочного металла и минерализованной воды. Перед закачкой раствор силиката щелочного металла и минерализованную воду смешивают до коллоидного состояния (патент RU №2133825, М. кл. 6, Е 21 В 43/22, опублик. 27.07.99 г.).
Основным недостатком этих способов является использование в нем только силикатов: полисиликата натрия и силиката щелочного металла, в результате чего способы имеют ограниченную область их использования.
Известен способ ограничения водопритока в скважину, включающий последовательную закачку в скважину водного раствора силиката натрия и отвердителя - соляной кислоты на высокоминерализованной воде хлоркальциевого типа. При этом перед закачкой отвердителя в скважину закачивают разделитель - легкую нефть (патент RU №2121570, М. кл. 6, Е 21 В 43/22, опублик. 10.11.98 г.).
Основным недостатком этого способа является недостаточная способность закачиваемыми композициями изменять смачиваемость породы пласта, так как гидрофобизация поверхности породы происходит не равномерно по всей поверхности, а в узком интервале.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ изоляции притока пластовых вод в скважину путем закачки в пласт кремнийорганических веществ (а.с. №861554, М. кл.3, Е 21 В 33/13, опублик. 07.09.81, Бюл. №33).
Недостатком этого способа является слабая гидрофобизация поверхности породы пласта закачиваемыми композициями, и способ имеет низкую нефтевытесняющую способность.
Задачей предлагаемого изобретения является создание более универсального способа изоляции притока пластовых вод в скважинах, включающего закачку широкого спектра кремнийсодержащих веществ: кремнийорганических или растворимого, или коллоидного силиката натрия и других компонентов для создания повышенных фильтрационных сопротивлений в пористой среде и увеличения нефтевытесняющей способности закачиваемой композиции за счет изменения смачиваемости породы, а именно увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта с целью подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.
Поставленная задача решается тем, что способ изоляции притока пластовых вод в скважинах, включающий закачку кремнийсодержащего вещества, отличающийся тем, что закачивают смесь кремнийсодержащего вещества с высокодисперсным гидрофобным материалом, при этом в качестве кремнийсодержащего вещества используют кремнийорганическое вещество или смесь их, или кремнийнеорганическое вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%: кремнийсодержащее вещество 98,0-99,9, высокодисперсный гидрофобный материал 0,1-2,0, в качестве кремнийорганического вещества используют полифункциональные алкоксисодержащие кремнийорганические вещества - замещенные или полные эфиры ортокремниевой кислоты или органохлорсиланы, или олигоорганоэтоксихлорсилоксаны, или смесь тетраэтоксисилана с органохлорсиланом или олигоорганоэтоксихлорсилоксаном, или металлоорганосилоксаны - титаноэтоксихлорсилоксаны - АКОР В 100 или марки материалов группы АКОР БН-АКОР БН 100, АКОР БН 101-104, АКОР БН 300.
В качестве кремнийнеорганического вещества используют технические растворимые силикаты натрия, включающие силикаты натрия в виде жидкого стекла или полисиликаты с силикатным модулем 4,2-6,5, или метасиликаты, или коллоидные силикаты, или быстрорастворимые гидратированные силикаты.
В качестве высокодисперсного гидрофобного материала используют химически инертные модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы тетрафторэтилена или оксидов титана, железа, хрома, цинка, алюминия, или оксидов кремния: белую сажу, или тальк, или аэросил, или перлит, или полисил разных марок.
Закачиваемую смесь кремнийсодержащего вещества с гидрофобным материалом разбавляют разбавителем, причем кремнийсодержащее вещество, не содержащее в своем составе хлора, разбавляют, используя в качестве разбавителя 0,5-6,0 мас.% раствор соляной кислоты на минерализованной воде хлоркальциевого типа, а кремнийсодержащее вещество, содержащее в своем составе хлор, разбавляют, используя в качестве разбавителя минерализованную воду хлоркальциевого типа без добавления кислоты, а в смеси кремнийсодержащее вещество, гидрофобный материал и разбавитель берутся в объемных соотношениях: на 1 об. часть кремнийсодержащего вещества с гидрофобным материалом - 0,5-2 об. части разбавителя.
При использовании смеси кремнийнеорганического вещества с высокодисперсным гидрофобным материалом закачивают глинистую суспензию плотностью 1,1-1,2 г/см3 в качестве наполнителя и регулятора гелеобразования в диапазоне объемных соотношений: смесь кремнийнеорганического вещества с гидрофобным материалом: глинистая суспензия как 1:0,5-1:2 при содержании кремнийнеорганического вещества в общей композиции не менее 6 мас.%.
Закачивают поверхностно-активное вещество в количестве 0,5-5,0 мас.% в качестве нефтевытесняющего компонента. В качестве поверхностно-активного вещества используют неонол АФ9-12, или ОП-10, или моющие реагенты МЛ-80 - смесь анионного и неионогенного ПАВ или МЛ-81 Б - зимний вариант реагента МЛ-80, или превоцел.
После закачки смеси кремнийсодержащего вещества с высокодисперсным гидрофобным материалом перед закачкой разбавителя закачивают разделитель - углеводородный растворитель, например стабильный бензин, или гексановую фракцию, или нефрас, или дизельное топливо, и затем разбавитель.
В качестве кремнийорганических веществ используют как водорастворимые, например ГКЖ-11Н(ТУ6-000491277-97) - водный раствор метилсиликоната натрия или композицию этоксисилоксанов (ТУ-6-00-05763441-45-92) под названием “продукт 119-296-Т”, так и маслорастворимые, например органохлорсиланы, смесь тетраэтоксиланов и органохлорсиланов, смесь татраэтоксилана и этоксиорганохлорсилоксанов, олигоорганоэтоксихлорсилоксанов под названием “продукт 119-204” по ТУ 602-1294-84, этилсиликат-40 (ЭТС-40, ГОСТ 26371-84) - гомогенную смесь олигоэтоксисилоксанов, или сложную смесь тетраэтоксилана и олигоэтоксисилоксанов - этилсиликат - 32 (ЭТС-32, ТУ 6-02-895-86); или кремнийорганическую эмульсию КЭ 20-03 (ТУ 6-0505763441-96-93) - 70%-ную водную эмульсию полиэтилсилоксановой жидкости ПЭС-5, или полимерный тампонажный материал марки АКОР Б 100, модифицированный четыреххлористым титаном (ТУ 39-1331-88), или новые марки материалов группы АКОР: АКОР БН 100-104, АКОР БН 300, выпускаемые НПФ “Нитпо”, или кремнийорганические смолы 139-297 - растворы полифенилсилоксановой смолы в ортоксилоле (ТУ 6-02-1-026-90) или полиметилфенилсилоксановой смолы 134-276 в углеводородном растворителе (ТУ 6 02-1360-87).
В качестве растворимого или коллоидного силиката натрия используют технические растворимые силикаты натрия, включающие силикаты натрия в виде жидкого стекла или полисиликаты с силикатным модулем 4,2-6,5, или метасиликаты, или коллоидные силикаты, или быстрорастворимые гидратированные силикаты, например жидкое высокомодульное стекло марки “Силином - 30” (ТУ 2145-002-13002578-93) или коллоидный силикат натрия марки “Сиалит-30-5” (ТУ 2145-002-43811938-97), или быстрорастворимый гидратированный силикат натрия марки “Сиалит-60-3” (ТУ 2145-004-43811938-99), или морозостойкое стекло марки “Номак” (ТУ 2145-015-13002378-95).
В качестве разбавителя и отвердителя используют минерализованную пластовую или сточную воду хлоркальциевого типа, например воду Самотлорскую, закачиваемую состава в г/л: NaCl 13,5; CaCl2 1,95; NaHCO3 0,32; MgCl2 0,13 (М=15,9 г/л) или любую другую воду хлоркальциевого типа, или 1-5%-ные растворы хлористого кальция.
В качестве высокодисперсного гидрофобного материала используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы тетрафторэтилена или оксидов титана, железа, хрома, цинка, алюминия или оксидов кремния: белую сажу, или тальк, или аэросил, или перлит.
Высокодисперсные материалы представляют собой гидрофобные химически инертные модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы, имеющие размер частиц 0,05-100 мкм, насыпную плотность 0,05-2,0 г/см3, удельную поверхность до 200-300 м2/г, с краевыми углами смачивания 114-178° , диапазон рабочих температур -60 - + 180° С, степень гидрофобности 96-99,99%.
Модифицированные дисперсные материалы являются химически инертными порошками, не оказывающими вредного воздействия на человека и окружающую среду, в соответствии с “Первичным токсиколого-гигиеническим паспортом нового соединения”, утвержденного Минздравом РФ, данный класс материалов относится по ГОСТ 12.007-76 к 4-му классу малоопасных веществ. Условия хранения: сухое помещение при температуре от -50 до +50° С.
При использовании по предлагаемому способу растворимого или коллоидного силиката натрия происходит взаимодействие его с водными растворами электролитов, в результате чего образуется монокремниевая кислота, которая неустойчива и подвергается полимеризации и образуются различные по составу и строению поликремниевые кислоты.
При использовании в способе кремнийорганических веществ образование сшитого геля на основе их происходит в результате гидролиза эфирной связи Si-OR водой и последующей поликонденсации образовавшихся продуктов.
В отличие от прототипа, где в известном способе используют только маслорастворимые кремнийорганические вещества, по предлагаемому способу используют кремнийсодержащие вещества как кремнийорганические, так и растворимые, или коллоидные силикаты натрия, а в качестве кремнийорганических веществ - как маслорастворимые, так и водорастворимые.
В предлагаемом способе кремнийсодержащие вещества используют в смеси с вышеуказанными высокодисперсными гидрофобными материалами, в результате введения которых закачиваемая композиция приобретает способность существенно изменять смачиваемость породы, а именно увеличивать гидрофобизацию породы пласта и улучшать адгезию закачиваемой композиции к породе.
В присутствии высокодисперсного гидрофобного материала изменяются свойства закачиваемых композиций, поэтому после закачки их изменяются фильтрационные характеристики коллекторов как для воды, так и для нефти.
Благодаря субмикронным размерам частиц используемого материала, на 2-3 порядка меньшим среднего размера пор коллектора, высокодисперсный гидрофобный материал любой модификации легко проникает в призабойную зону пласта, меняя энергетику поверхности (смачиваемость) пласта.
За счет изоляции притока пластовых вод и увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта после закачки композиции по предлагаемому способу происходит перераспределение фильтрационных потоков, в результате чего увеличивается приток нефти из микропор низкопроницаемых интервалов. Поэтому предлагаемый способ можно использовать не только для изоляции пластовых вод в скважинах, но и для регулирования разработки нефтяных месторождений.
Промытый водой нефтенасыщенный пласт представляет собой комбинированные участки нефтенасыщенных и водонасыщенных зон.
При закачке композиции по предлагаемому способу в водонасыщенную зону нефтенасыщенного пласта в качестве кремнийсодержащих веществ чаще используют маслорастворимые хлорсодержащие кремнийорганические вещества или силикаты натрия, не требующие закачки катализатора, например коллоидные силикаты. Вышеуказанные кремнийсодержащие вещества дополнительно смешивают с высокодисперсным гидрофобным материалом и закачивают в скважины.
Для уменьшения расхода кремнийсодержащих веществ маслорастворимые кремнийорганические вещества могут быть использованы в виде растворов в органическом растворителе, например керосине, дизельном топливе или любом другом органическом растворителе, а растворимые, или коллоидные силикаты натрия - в виде 5-20%-ных водных растворов.
При закачке смеси маслорастворимых кремнийорганических веществ с высокодисперсным гидрофобным материалом в водонасыщенную зону пласта происходит гидролиз эфирной связи Si-OR кремнийорганических веществ минерализованной пластовой водой с последующей гидролитической поликонденсацией, в результате чего образуется нерастворимый гидрофобный кремнийорганический полимер, эффективно закупоривающий поры пласта.
При закачке в водонасыщенную зону пласта смеси силиката, например раствора коллоидного силиката, с высокодисперсным гидрофобным материалом, представляющего собой устойчивую коллоидно-дисперсную систему при низкой температуре, в условиях высоких пластовых температур и разбавлении пластовыми водами происходит укрупнение дисперсных частиц коллоидного силиката вследствие их коагуляции с последующим превращением их в равномерный студенистый аморфный осадок.
За счет использования в закачиваемой композиции высокодисперсного гидрофобного материала меняется смачиваемость породы, а именно увеличивается гидрофобизация породы, поэтому закачиваемые гидрофобные композиции, содержащие как кремнийорганические вещества, так и растворимый или коллоидный силикат натрия, хорошо удерживаются в пласте за счет увеличения адгезии закачиваемой композиции к породе пласта и надежно изолируют приток пластовых вод.
По предлагаемому способу перед закачкой композиции в нефтенасыщенную зону водопроницаемого продуктивного пласта имеющиеся маслорастворимые кремнийорганические вещества смешивают с высокодисперсным гидрофобным материалом и подвергают гидролизу из-за недостатка воды в пласте.
Маслорастворимые хлорсодержащие кремнийорганические вещества при приготовлении гидролизата разбавляют минерализованной пластовой или сточной водой хлоркальциевого типа, имеющейся на промысле в объемных соотношениях: на 1 об. часть кремнийорганического вещества с гидрофобным материалом берется 0,5-2 об. части разбавителя. С увеличением количества разбавителя скорость реакции гидролиза кремнийорганических веществ уменьшается.
В маслорастворимые кремнийорганические вещества, не содержащие хлора в своем составе, или в растворимые, или коллоидные силикаты натрия, требующие введение катализатора, в качестве катализатора добавляют соляную кислоту в виде 0,5-6,0%-ного раствора соляной кислоты на минерализованной пластовой воде в тех же соотношениях.
Причем по предлагаемому способу кремнийсодержащие вещества, как кремнийорганические вещества, так и силикаты, предварительно смешанные с высокодисперсным гидрофобным материалом, можно разбавить вышеуказанным разбавителем с катализатором на поверхности и закачивать в скважины; или можно после закачки кремнийсодержащего вещества с гидрофобным материалом и перед закачкой разбавителя закачать в качестве разделителя любой из вышеуказанных углеводородных растворителей.
При работе с растворимым или коллоидным силикатом натрия в приготовленные исходные 5-20%-ные водные растворы силикатов при перемешивании добавляют высокодисперсный гидрофобный материал, затем разбавляют их с необходимым количеством разбавителя с катализатором по вышеуказанной схеме.
Для увеличения нефтевытесняющей способности закачиваемых композиций по предлагаемому способу в качестве нефтевытесняющего агента можно дополнительно использовать поверхностно-активные вещества в количестве 0,5-5 мас.%.
В качестве поверхностно-активных веществ используют неонол АФ9-12, или ОП-10, или моющие реагенты МЛ-80: смесь анионного и неионогенного ПАВ, или МЛ-81Б, представляющий собой зимний вариант этого моющего реагента, или превоцел.
По предлагаемому способу поверхностно-активные вещества закачивают либо перед закачкой кремнийсодержащей композиции с высокодисперсным гидрофобным материалом, либо вводят их в приготовленную композицию.
При использовании растворимого или коллоидного силиката натрия с высокодисперсным гидрофобным материалом в качестве активного наполнителя и регулятора гелеобразования можно применять суспензию глины в воде с плотностью 1-1,2 г/см3 в диапазоне объемных соотношений: смесь растворимого или коллоидного силиката натрия с гидрофобным материалом к суспензии глины как 1:0,5-1:2 при содержании кремнийсодержащего вещества в общей композиции не менее 6 мас.%.
По предлагаемому способу смесь растворимого или коллоидного силиката натрия с высокодисперсным гидрофобным материалом и суспензию глины можно смешать на поверхности, а затем закачать в скважину или можно закачать разделитель после закачки смеси растворимого или коллоидного силиката натрия с гидрофобным материалом перед закачкой суспензии глины в вышеуказанном диапазоне соотношений. При введении глинистой суспензии в смесь растворимого, или коллоидного силиката натрия с гидрофобным материалом образуется прочный гель. Чем больше содержится глинистой суспензии, тем медленнее образуется гель.
При введении в смесь растворимого или коллоидного силиката натрия с гидрофобным материалом суспензии глины при увеличении доли глины в оптимальном диапазоне объемных соотношений 1:0,5-1:2 увеличивается время гелеобразования смеси до нескольких суток. Это придает закачиваемой композиции по предлагаемому способу изоляции высокую технологическую эффективность.
Техническим результатом предлагаемого способа является создание повышенных фильтрационных сопротивлений в пористой среде в результате отверждения закаченных кремнийсодержащих веществ и изменение смачиваемости породы пласта, а именно увеличение гидрофобизации поверхности породы в присутствии высокодисперсного гидрофобного материала и улучшение адгезии композиции к породе. В результате уменьшения притока пластовых вод в водопромытые зоны нефтенасыщенного пласта и изменения смачиваемости породы увеличивается нефтевытесняющая способность закачиваемой композиции за счет подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.
Пример 1. Приготавливают композицию по предлагаемому способу: в 99 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов (продукта 119-204) добавляют небольшими порциями при тщательном перемешивании 1 мас.%. гидрофобного высокодисперсного диоксида кремния марки аэросил.
По предлагаемому способу приготовленную композицию фильтруют через водонасыщенный керн на фильтрационной установке с целью определения понижения проницаемости коллектора.
Приготовленные для фильтрации колонки из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм заполняют смесью, содержащей песчаники, которые неравномерно расчленены прослоями плотных разностей алевритов и глин, с месторождения Бобриковского горизонта Визейского яруса Самарской области и имеющей пористость 22-25%. Модели под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют исходную проницаемость керна по воде, которая составила 8,45-15,40 мкм2 (K1). Затем через колонку прокачивают два объема пор композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды. После этого определяют проницаемость по воде (К2). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки эмульсии: K1/K2· 100%. Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.1.
Пример 2. Композиция по прототипу: 100 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов (продукта 119-204).
По предлагаемому способу два объема пор вышеуказанной композиции фильтруют через водонасыщенный керн на фильтрационной установке с целью определения понижения проницаемости коллектора (см. Пример 1).
После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды. После этого определяют проницаемость по воде (K2). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки эмульсии: K1/K2· 100%. Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.1.
Пример 3. Приготавливают композицию по предлагаемому способу: в 99 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов (продукта 119-204) добавляют небольшими порциями при тщательном перемешивании 1 мас.%. гидрофобного высокодисперсного диоксида кремния марки аэросил.
По предлагаемому способу приготовленную композицию фильтруют через насыщенный нефтью керн с остаточной водонасыщенностью 23-36% на фильтрационной установке с целью определения повышения проницаемости коллектора по нефти.
Приготовленные для фильтрации керны из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм заполняют вышеуказанной смесью. Модели под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по воде, затем керн насыщают нефтью и определяют остаточную водонасыщенность и проницаемость по нефти, которые составили 23-36,0% и 5,25-14,47 мкм2 (K1) (моделирование обработки нефтенасыщенной зоны пласта). Через колонку прокачивают два объема пор приготовленной композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (К2), прокачивая три объема пор керна нефти. Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: K2/K1· 100%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.2.
Пример 4. Композиция по прототипу: 100 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов (продукта 119-204).
Предлагаемую композицию фильтруют через насыщенный нефтью керн на фильтрационной установке с целью определения повышения проницаемости коллектора по нефти (см. Пример 3), прокачивая два объема пор композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (К2), прокачивая три объема пор керна нефти (моделирование обработки нефтенасыщенной зоны пласта). Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: K2/K1·100%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.2.
Пример 5. Приготавливают композицию по предлагаемому способу: в 99 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов (продукта 119-204) добавляют небольшими порциями при тщательном перемешивании 1 мас.%. гидрофобного высокодисперсного диоксида кремния марки аэросил и закачивают 0,9 объема пор через насыщенный нефтью керн на фильтрационной установке (см. Пример 3), затем в качестве разделителя закачивают 0,2 объема пор стабильного бензина и за ним 0,9 объема пор минерализованной воды. После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (К3), прокачивая три объема пор керна нефти. Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: K2/K1· 100%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.2.
Пример 6. Приготавливают композицию по предлагаемому способу: в 99 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов (продукта 119-204) добавляют небольшими порциями при тщательном перемешивании 1 мас.%. гидрофобного высокодисперсного диоксида кремния марки аэросил.
Предлагаемую композицию фильтруют через промытый нефтенасыщенный керн на фильтрационной установке (моделирование обработки промытой водой нефтенасыщенной зоны пласта) с целью увеличения нефтевытесняющей способности композиции в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта.
Линейная модель представляет собой вышеописанную колонку из нержавеющей стали. Колонку заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют проницаемость колонки по воде.
После этого в модель под давлением нагнетается нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, определяют начальную нефтенасыщенность, которая составляет 64,0-76,5%. В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 842 кг/м3 и динамической вязкостью 8,5 мПа· с при 20° С. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. После этого через модель фильтруют 0,9 объема пор приготовленной композиции, затем в качестве разделителя закачивают 0,2 объема пор стабильного бензина и за ним 0,9 объема пор минерализованной воды. После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. Затем фильтруют три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.
Результаты фильтрации состава по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл. 3.
Пример 7. Приготавливают композицию по предлагаемому способу: в 74 мас.% тетраэтоксилана добавляют при перемешивании 25 мас.% триметилхлорсилана, а затем небольшими порциями при тщательном перемешивании 1мас.% высокодисперсного гидрофобного оксида алюминия. Для гидролиза композицию разбавляют минерализованной водой в соотношении 1:1 и фильтруют через насыщенный нефтью керн (см. Пример 3), прокачивая два объема пор композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (K2), прокачивая три объема пор керна нефти (моделирование обработки нефтенасыщенной зоны пласта). Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: K2/K1·100%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.2.
Пример 8. Приготавливают композицию по предлагаемому способу: в 74 мас.% тетраэтоксилана добавляют при перемешивании 25 мас.% триметилхлорсилана, а затем небольшими порциями при тщательном перемешивании 1 мас.% высокодисперсного гидрофобного оксида алюминия. Для гидролиза композицию разбавляют минерализованной водой в соотношении 1:1.
Предлагаемую композицию фильтруют через промытый нефтенасыщенный керн в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта (см. Пример 6).
Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через модель фильтруют два поровых объема приготовленной композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. Затем фильтруют три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.
Результаты фильтрации состава по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл. 3.
Пример 9. Приготавливают композицию по предлагаемому способу: в 98,5 мас.% водорастворимой композиции этоксисилоксанов небольшими порциями при тщательном перемешивании добавляют 0,5 мас.% неонола АФ9-12, затем 1 мас.% гидрофобного высокодисперсного диоксида кремния в виде талька. При перемешивании композицию разбавляют 2%-ным раствором соляной кислоты на 1%-ном водном растворе хлористого кальция в объемном соотношении 1:1 и закачивают два поровых объема композиции в промытый водой нефтенасыщенный керн в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта (см. пример 6).
После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. Затем фильтруют три поровых объема воды. Определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.
Результаты фильтрации состава по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл. 3.
Пример 10. По предлагаемому способу приготавливают композицию: в 96,0 мас.% 15%-ного раствора силиката натрия марки "Силином-30" при тщательном перемешивании добавляют 1,0 мас.% гидрофобного диоксида железа. Перед закачкой композиции в керн закачивают 3 мас.% ПАВ марки ОП-10, затем приготовленную композицию в количестве 0,95 порового объема в промытый водой нефтенасыщенный керн в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта (Пример 6).
Затем закачивают в качестве разделителя 0,1 порового объема гексановой фракции, затем 0,95 порового объема гелеобразователя - 1%-ного раствора соляной кислоты на минерализованной воде.
После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. Затем фильтруют три поровых объемов воды. Определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.
Результаты фильтрации состава по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл. 3.
Пример 11. По предлагаемому способу приготавливают композицию: в 98,0 мас.% 10%-ного раствора силиката натрия марки "Сиалит-60-3" при тщательном перемешивании добавляют 2,0 мас.% гидрофобного оксида титана и закачивают 0,95 порового объема композиции в приготовленный промытый водой нефтенасыщенный керн в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта (Пример 6). Затем закачивают в качестве разделителя 0,1 порового объема керосина, потом 0,45 порового объема заранее приготовленной глинистой суспензии плотностью 1,2 г/см3.
После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. Затем фильтруют три поровых объема воды. Определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.
Результаты фильтрации состава по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл. 3.
Пример 12. По предлагаемому способу приготавливают композицию: в 97 мас.% 20%-ного раствора силиката натрия марки "Сиалит-60-3" при тщательном перемешивании добавляют 2,0 мас.% гидрофобной белой сажи. Затем в приготовленную композицию при перемешивании добавляют 1,0 мас.% МЛ-80 и заранее приготовленную глинистую суспензию плотностью 1,2 г/см3 в объемном соотношении 1:2 и закачивают два поровых объема композиции в приготовленный промытый водой нефтенасыщенный керн в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта (Пример 6).
После этого колонку выдерживают в термостате при 80°С в течение 6 час для образования геля. Затем фильтруют три поровых объема воды. Определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.
Результаты фильтрации состава по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл. 3.
Применение предлагаемого способа изоляции притока пластовых вод, включающего закачку смеси кремнийсодержащего вещества с высокодисперсным гидрофобным материалом, позволит использовать широкий спектр кремнийсодержащих веществ: кремнийорганических или растворимого, или коллоидного силиката натрия для получения повышенных фильтрационных сопротивлений в пористой среде, и позволит повысить нефтевытесняющую способность закачиваемых композиций за счет изменения смачиваемости породы пласта, а именно увеличения гидрофобизации поверхности породы с целью подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.
Кремнийсодержащие композиции с высокодисперсным гидрофобным материалом закачивают в пласт из расчета 0,2-0,5 м3 реагентов на 1 м3 эффективной мощности пласта.
Claims (9)
1. Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах, включающий закачку в пласт кремнийсодержащего вещества, отличающийся тем, что закачивают смесь кремнийсодержащего вещества с высокодисперсным гидрофобным материалом, при этом в качестве кремнийсодержащего вещества используют кремнийорганическое вещество, или смесь их, или кремнийнеорганическое вещество при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Кремнийсодержащее вещество 98,0-99,9
Высокодисперсный гидрофобный материал 0,1-2,0
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве кремнийорганического вещества используют полифункциональные алкоксисодержащие кремнийорганические вещества - замещенные или полные эфиры ортокремниевой кислоты, или органохлорсиланы, или олигоорганоэтоксихлорсилоксаны, или смесь тетраэтоксисилана с органохлорсиланом или олигоорганоэтоксихлорсилоксаном, или металлоорганосилоксаны -титаноэтоксихлорсилоксаны АКОР В 100 или марки материалов группы АКОР БН-АКОР БН 100, АКОР БН 101-104, АКОР БН 300.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве кремнийнеорганического вещества используют технические растворимые силикаты натрия, включающие силикаты натрия в виде жидкого стекла, или полисиликаты с силикатным модулем 4,2-6,5, или метасиликаты, или коллоидные силикаты, или быстрорастворимые гидратированные силикаты.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве высокодисперсного гидрофобного материала используют химически инертные модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы тетрафторэтилена, или оксидов титана, железа, хрома, цинка, алюминия, или оксидов кремния: белую сажу, или тальк, или аэросил, или перлит, или Полисил разных марок.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачиваемую смесь кремнийсодержащего вещества с гидрофобным материалом разбавляют разбавителем, причем кремнийсодержащее вещество, не содержащее в своем составе хлора, разбавляют, используя в качестве разбавителя 0,5-6,0 мас.% раствор соляной кислоты на минерализованной воде хлоркальциевого типа, а кремнийсодержащее вещество, содержащее в своем составе хлор, разбавляют, используя в качестве разбавителя минерализованную воду хлоркальциевого типа без добавления кислоты, а кремнийсодержащее вещество, гидрофобный материал и разбавитель берутся в объемных соотношениях: на 1 об. часть кремнийсодержащего вещества с гидрофобным материалом 0,5-2 об. части разбавителя.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что при использовании смеси кремнийнеорганического вещества с высокодисперсным гидрофобным материалом закачивают глинистую суспензию плотностью 1,1-1,2 г/см3 в качестве наполнителя и регулятора гелеобразования в диапазоне объемных соотношений смесь кремнийнеорганического вещества с гидрофобным материалом: глинистая суспензия, как 1:0,5-1:2, при содержании кремнийнеорганического вещества в общей композиции не менее 6 мас.%.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачивают поверхностно-активное вещество в количестве 0,5-5,0 мас.% в качестве нефтевытесняющего компонента.
8. Способ по п.7, отличающийся тем, что в качестве поверхностно-активного вещества используют неонол АФ9-12 или ОП-10, или моющие реагенты МЛ-80 - смесь анионного и неионогенного ПАВ или МЛ-81 Б - зимний вариант реагента МЛ-80, или превоцел.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что после закачки смеси кремнийсодержащего вещества с высокодисперсным гидрофобным материалом перед закачкой разбавителя закачивают разделитель - углеводородный растворитель, например стабильный бензин, или гексановую фракцию, или нефрас, или дизельное топливо.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003110361/03A RU2249670C2 (ru) | 2003-04-10 | 2003-04-10 | Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003110361/03A RU2249670C2 (ru) | 2003-04-10 | 2003-04-10 | Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003110361A RU2003110361A (ru) | 2004-11-20 |
| RU2249670C2 true RU2249670C2 (ru) | 2005-04-10 |
Family
ID=35611975
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003110361/03A RU2249670C2 (ru) | 2003-04-10 | 2003-04-10 | Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2249670C2 (ru) |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2446270C1 (ru) * | 2010-08-05 | 2012-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта |
| RU2467156C2 (ru) * | 2010-10-29 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ крепления призабойной зоны скважины |
| RU2487234C1 (ru) * | 2011-10-28 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов |
| RU2490295C1 (ru) * | 2012-03-26 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Петрохим" | Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах |
| RU2496970C1 (ru) * | 2012-04-20 | 2013-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах |
| RU2543849C1 (ru) * | 2013-11-14 | 2015-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритока в скважину |
| RU2550617C1 (ru) * | 2014-04-23 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритоков в скважину (варианты) |
| RU2554656C1 (ru) * | 2014-04-14 | 2015-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора газовой скважины |
| RU2554957C2 (ru) * | 2013-10-01 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта |
| RU2569882C1 (ru) * | 2012-10-25 | 2015-11-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт |
| RU2580534C1 (ru) * | 2014-12-31 | 2016-04-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине |
| RU2644447C2 (ru) * | 2016-06-23 | 2018-02-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром подземремонт Уренгой" | Сухая смесь для приготовления состава для селективной водоизоляции в газовом пласте |
| RU2667241C1 (ru) * | 2017-10-12 | 2018-09-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритоков в скважине (варианты) |
-
2003
- 2003-04-10 RU RU2003110361/03A patent/RU2249670C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2446270C1 (ru) * | 2010-08-05 | 2012-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта |
| RU2467156C2 (ru) * | 2010-10-29 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ крепления призабойной зоны скважины |
| RU2487234C1 (ru) * | 2011-10-28 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов |
| RU2490295C1 (ru) * | 2012-03-26 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Петрохим" | Состав для изоляции водопритока в нефтяных скважинах |
| RU2496970C1 (ru) * | 2012-04-20 | 2013-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ водоизоляционных работ в трещиноватых коллекторах |
| RU2569882C1 (ru) * | 2012-10-25 | 2015-11-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт |
| RU2554957C2 (ru) * | 2013-10-01 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта |
| RU2543849C1 (ru) * | 2013-11-14 | 2015-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритока в скважину |
| RU2554656C1 (ru) * | 2014-04-14 | 2015-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора газовой скважины |
| RU2550617C1 (ru) * | 2014-04-23 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритоков в скважину (варианты) |
| RU2580534C1 (ru) * | 2014-12-31 | 2016-04-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине |
| RU2644447C2 (ru) * | 2016-06-23 | 2018-02-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром подземремонт Уренгой" | Сухая смесь для приготовления состава для селективной водоизоляции в газовом пласте |
| RU2667241C1 (ru) * | 2017-10-12 | 2018-09-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритоков в скважине (варианты) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2249670C2 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах | |
| CA1087833A (en) | Oil well consolidation treating process and additive | |
| US20090233818A1 (en) | Hydrolytically and hydrothermally stable consolidation or change in the wetting behavior of geological formations | |
| CN104449631A (zh) | 强气润湿性纳米二氧化硅解水锁剂、其制备方法及岩石表面润湿反转的方法 | |
| CN111961460B (zh) | 高效节能、桥接通道全耦合纤维支撑剂体系及其应用方法 | |
| RU2554957C2 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта | |
| RU2476665C2 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважине | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| RU2401939C2 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| CN117487534A (zh) | 用于使用二氧化碳采收原油的二氧化硅纳米粒子和原油采收方法 | |
| RU2394155C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2446270C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта | |
| CA1224331A (en) | Process for utilizing a silicate/silica cement in oil field applications | |
| CN111499779A (zh) | 磺化石油树脂、其制备方法及堵剂 | |
| RU2251615C2 (ru) | Способ изоляции притока вод в скважинах | |
| RU2184836C2 (ru) | Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах | |
| RU2232878C2 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| CN108165252A (zh) | 一种用于压裂支撑剂的改性剂及其制备工艺，以及压裂支撑剂的改性工艺 | |
| RU2627786C1 (ru) | Пластичная композиция для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта и способ ее применения | |
| RU2396419C1 (ru) | Способ изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам | |
| RU2064571C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти | |
| RU2256787C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах | |
| RU2168618C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2174588C2 (ru) | Состав для изоляции водопритоков | |
| RU2322582C2 (ru) | Способ разработки неоднородных нефтяных пластов |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20110329 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160411 |