RU2282653C2 - Composition for insulation of formation water inflow and a method to prepare the same - Google Patents
Composition for insulation of formation water inflow and a method to prepare the same Download PDFInfo
- Publication number
- RU2282653C2 RU2282653C2 RU2004131598/03A RU2004131598A RU2282653C2 RU 2282653 C2 RU2282653 C2 RU 2282653C2 RU 2004131598/03 A RU2004131598/03 A RU 2004131598/03A RU 2004131598 A RU2004131598 A RU 2004131598A RU 2282653 C2 RU2282653 C2 RU 2282653C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- composition
- absorbing polymer
- polyvalent metal
- metal salt
- Prior art date
Links
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции притока пластовых вод, а также может использоваться для регулирования разработки нефтяных месторождений.The invention relates to the oil industry, in particular to compositions for isolating the influx of formation water, and can also be used to regulate the development of oil fields.
Известен состав для регулирования разработки нефтяных месторождений за счет изоляции притока пластовых вод, включающий экзополисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, хромокалиевые квасцы и воду (патент РФ № 2107811, 6, Е 21 В 43/22, опубл. 27.03.98).A known composition for regulating the development of oil fields by isolating the influx of formation water, including exopolysaccharide produced by Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, VKPM В-5933 in the form of a culture fluid, chromium potassium alum and water (RF patent No. 2107811, 6, Е 21 B 43/22, publ. 03/27/98).
Известен состав, содержащий полисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, глины и воды (патент №2128283, 6, Е 21 В 43/22, 33/138, опубл. 27.03.99).A known composition containing a polysaccharide produced by Azotobacter vinelondii (Lipman) FM-1, VKPM B-5933 in the form of culture fluid, clay and water (patent No. 2128283, 6, E 21 B 43/22, 33/138, publ. 27.03. 99).
Известен состав, содержащий полисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, пластикого наполнителя и воды (патент №2128284, 6, Е 21 В 43/22, 33/138, опубл. 27.03.99).A known composition containing a polysaccharide produced by Azotobacter vinelondii (Lipman) FM-1, VKPM B-5933 in the form of a culture fluid, plastic filler and water (patent No. 2128284, 6, E 21 B 43/22, 33/138, publ. 27.03 .99).
Недостатками вышеуказанных составов является недостаточно высокое снижение обводненности в промытых и трещинных зонах неоднородного пласта и невысокий коэффициент нефтеотдачи.The disadvantages of the above compositions is not a sufficiently high reduction in water cut in washed and fractured zones of a heterogeneous formation and a low oil recovery coefficient.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является состав для изоляции притока пластовых вод, включающий полисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, хромокалиевые квасцы, полыгорскит и воду (патент РФ № 2203408, 7, Е 21 В 43/22, 33/138, опубл. 27.04.2003 г.).The closest in technical essence and the achieved result is a composition for isolating the influx of formation water, including a polysaccharide produced by Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, VKPM В-5933 in the form of a culture fluid, chromium-potassium alum, polygorskite and water (RF patent No. 2203408, 7, E 21 B 43/22, 33/138, publ. 04/27/2003).
Недостатками данного состава являются недостаточно высокое снижение обводненности нагнетательных скважин, узкая область применения состава из-за его низкой гидрофобности.The disadvantages of this composition are not a sufficiently high decrease in water cut of injection wells, a narrow field of application of the composition due to its low hydrophobicity.
Техническим результатом является увеличение эффективности проведения изоляционных работ в высокопроницаемых интервалах промытого неоднородного трещиноватого пласта, а именно снижение обводненности в высокопроницаемых интервалах, а также повышение нефтеотдачи пласта за счет изменения смачиваемости, а именно увеличения гидрофобизации состава и улучшения адгезии его к породе, что обеспечит снижение проницаемости высокообводненных пропластков и увеличит гидрофобизацию поверхности породы, а за счет высоких нефтевытесняющих свойств состава увеличится относительная проницаемость пласта для углеводородной фазы по сравнению с водной.The technical result is an increase in the efficiency of insulating work in highly permeable intervals of an washed heterogeneous fractured formation, namely, a decrease in water cut in highly permeable intervals, as well as an increase in oil recovery due to a change in wettability, namely an increase in hydrophobization of the composition and an improvement in its adhesion to rock, which will reduce permeability highly watered interlayers and will increase the hydrophobization of the rock surface, and due to the high oil-displacing properties of the composition, the relative permeability of the formation for the hydrocarbon phase will increase compared to the water.
Состав для изоляции притока пластовых вод, включающий экзополисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, наполнитель, соль поливалентного металла и воду, содержит в качестве наполнителя водопоглощающий полимер, затворенный в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе, используемом и в качестве буфера разделения от воды при закачке состава в скважину, при соотношении водопоглощающий полимер:указанный инертный носитель 1:5-1:10, при следующем соотношении компонентов, мас.%: экзополисахарид 5,0-15,0, соль поливалентного металла 0,01-0,15, водопоглощающий полимер 0,1-5,0, вода остальное.The composition for isolating the influx of formation water, including an exopolysaccharide produced by Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, VKPM В-5933 in the form of a culture fluid, a filler, a polyvalent metal salt and water, contains a water-absorbing polymer closed in an inert carrier, anhydrous, as a filler hydrocarbon solvent, used as a buffer for separation from water when injecting the composition into the well, with a ratio of water-absorbing polymer: the specified inert carrier 1: 5-1: 10, in the following ratio of components, wt.%: exopolis acharide 5.0-15.0, polyvalent metal salt 0.01-0.15, water-absorbing polymer 0.1-5.0, the rest is water.
Состав дополнительно может содержать высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.% и поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ в количестве 0,1-3,0 мас.%.The composition may additionally contain highly dispersed hydrophobic material in an amount of 0.1-2.0 wt.% And a surfactant or a mixture of surfactants in an amount of 0.1-3.0 wt.%.
В способе приготовления состава для изоляции притока пластовых вод, включающего экзополисахарид, продуцируемый Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, наполнитель, соль поливалентного металла и воду, включающем приготовление водного раствора указанного экзополисахарида, добавление к нему соли поливалентного металла, перемешивание до однородной массы, при приготовлении указанного выше состава предварительно затворяют водопоглощающий полимер в указанном инертном носителе и закачивают его перед закачкой водного раствора указанного экзополисахарида с солью поливалентного металла.In the method of preparing a composition for isolating the influx of formation water, including an exopolysaccharide produced by Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, VKPM B-5933 in the form of a culture fluid, a filler, a polyvalent metal salt and water, including preparing an aqueous solution of the indicated exopolysaccharide, adding to it salts of a polyvalent metal, mixing to a homogeneous mass, in the preparation of the above composition, the water-absorbing polymer is preliminarily closed in the indicated inert carrier and pumped before water injection exopolysaccharide solution of said polyvalent metal salt.
После затворения водопоглощающего полимера в него можно добавлять высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.%.After mixing the water-absorbing polymer, it is possible to add highly dispersed hydrophobic material in an amount of 0.1-2.0 wt.%.
В водный раствор указанного экзополисахарида перед добавлением к нему соли поливалентного металла можно добавлять поверхностно-активное вещество или смесь поверхностно-активных веществ в количестве 0,1-3,0 мас.%.Before adding the polyvalent metal salt to the aqueous solution of said exopolysaccharide, a surfactant or a mixture of surfactants in an amount of 0.1-3.0 wt.% Can be added.
В качестве биополимера используется экзополисахарид, продуцируемый штаммом Azotobacter vinelondii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости (пат. РФ №2073712, С 12 N 1/20, 1993). Биополимер выпускается под маркой «Продукт БП-92» по ТУ 9199-001-17032593-98.As a biopolymer, an exopolysaccharide produced by the Azotobacter vinelondii (Lipman) strain ФЧ-1, VKPM В-5933 in the form of a culture fluid is used (Pat. RF No. 2073712, C 12 N 1/20, 1993). The biopolymer is produced under the brand name “Product BP-92” according to TU 9199-001-17032593-98.
В качестве соли поливалентного металла используют хлориды, сульфаты, нитраты, ацетаты алюминия или хрома, хромокалиевые квасцы (хкк), алюмокалиевые квасцы (акк), а также отходы хромовых квасцов (охк).As the salt of the polyvalent metal, chlorides, sulfates, nitrates, aluminum or chromium acetates, potassium chromium alum (HCC), potassium alum (alum), as well as chrome alum waste (OHC) are used.
В качестве водопоглощающего полимера используются водопоглощающие полимеры серии АК-639 марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820, водопоглощающий полимер марки "Аквамомент", выпускаемыем «Саратовским НИИ полимеров».As the water-absorbing polymer, water-absorbing polymers of the AK-639 series of brands V-105, V-210, V-415, V-615, V-820, and the water-absorbing polymer of the Aquament brand manufactured by the Saratov Research Institute of Polymers are used.
Водопоглощающие полимеры серии АК-639 марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820 представляют собой порошок или гранулы, имеющие массовую долю нелетучих веществ не менее 90 мас.%, равновесное водопоглощение в дистиллированной воде не менее 100-800 г/г, в пресной воде при минерализации 0,3 г/л не менее 100-400 г/г, в пластовой воде - 20-50 г/г. Температура до 80°С не оказывает влияния на свойства полимеров. Полимер выпускается ФГУП «Саратовский НИИ полимеров» по ТУ 6-02-00209912-59-96, сертификат на применение в технологических процессах добычи и транспорта нефти № ТЭК RU. ХПО 3.5842.070.Water-absorbing polymers of the AK-639 series of grades B-105, B-210, B-415, B-615, B-820 are powder or granules having a mass fraction of non-volatile substances of at least 90 wt.%, The equilibrium water absorption in distilled water is not less than 100-800 g / g, in fresh water with a salinity of 0.3 g / l, at least 100-400 g / g, in produced water - 20-50 g / g. Temperature up to 80 ° С does not affect the properties of polymers. The polymer is produced by the Federal State Unitary Enterprise “Saratov Research Institute of Polymers” according to TU 6-02-00209912-59-96, a certificate for the use in technological processes of oil production and transportation No. TEK RU. CPD 3.5842.070.
Водопоглощающий полимер марки «Аквамомент» является полимером, мгновенно поглощающим воду при контакте ней. Полимер имеет размер частиц менее 0,1 мм, равновесное водопоглощение в дистиллированной воде не менее 900-1000 г/г, в пресной воде при минерализации 0,3 г/л до 300 г/г. Полимер выпускает ФГУП «Саратовский НИИ полимеров».Water-absorbing polymer brand "Aquament" is a polymer that instantly absorbs water upon contact with it. The polymer has a particle size of less than 0.1 mm, equilibrium water absorption in distilled water of at least 900-1000 g / g, in fresh water with a salinity of 0.3 g / l to 300 g / g. The polymer is produced by the Saratov Research Institute of Polymers.
В качестве инертного носителя используются безводные углеводородные жидкости - керосин, бензин, нефрас, дизельное топливо, диоксан, диизопропиловый эфир, а также спирты, в том числе гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, полигликоли), глицерин или отходы, их содержащие.As an inert carrier, anhydrous hydrocarbon liquids are used - kerosene, gasoline, nefras, diesel fuel, dioxane, diisopropyl ether, as well as alcohols, including glycols (ethylene glycol, diethylene glycol, polyglycols), glycerin or waste containing them.
В качестве растворителя используют сточную или подтоварную (техническую) воду с минерализацией до 20-30 г/л.Wastewater or commercial (technical) water with a salinity of up to 20-30 g / l is used as a solvent.
В качестве высокодисперсного материала используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы: тетрафторэтилен (ТФЭ), оксиды титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта, а также оксиды кремния, например белую сажу, тальк, аэросил, перлит, а также кремнезем марки Полисил.As a finely dispersed material, finely dispersed hydrophobic materials chemically modified on the surface are used: tetrafluoroethylene (TFE), oxides of titanium, iron, chromium, zinc, aluminum, polyvinyl alcohol, and also silicon oxides, for example, soot, talc, aerosil, perlite, and also silica stamps Polisil.
Вышеуказанные высокодисперсные материалы представляют собой химически инертные материалы со средним размером индивидуальных частиц от 0,1 до 100 мкм и насыпной плотностью от 0,1 до 2,0 г/см3, с краевыми углами смачивания от 114 до 178° и степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%. Они не оказывают вредного воздействия на человека и окружающую среду.The above highly dispersed materials are chemically inert materials with an average individual particle size of from 0.1 to 100 μm and a bulk density of from 0.1 to 2.0 g / cm 3 , with wetting angles of 114 to 178 ° and a degree of hydrophobicity of 96 , 0 to 99.99%. They do not have harmful effects on humans and the environment.
В качестве Полисила используют химически модифицированные кремнеземы (SiO2) и в зависимости от способа модификации применяют гидрофобный материал марки Полисил-П1 и дифильный материал марки Полисил-ДФ. Полисил - это торговая марка химически модифицированных кремнеземов (SiO2) (Товарный знак «Полисил», свидетельство №196999 от 06.12.2000 г.).Chemically modified silicas (SiO 2 ) are used as Polysil and, depending on the modification method, hydrophobic material of the Polisil-P1 brand and diphilic material of the Polisil-DF brand are used. Polysil is a trademark of chemically modified silicas (SiO 2 ) (Trademark "Polysil", certificate No. 199999 of December 6, 2000).
Кремнезем марки Полисил-П1 обладает сильными гидрофобными и органофильными свойствами, представляет собой мелкодисперсный порошок на основе диоксида кремния, химически модифицированный кремнийорганическим соединением, имеет насыпную плотность 0,035-0,14 г/см3, размер частиц 0,005-0,04 мкм, удельную поверхность 300 м2/г, эффективный угол смачивания для поверхности, обработанной Полисилом-П1, 140-170°, диапазон рабочих температур (-60)-(+180)°С, степень гидрофобности - 99% (ТУ 2169-001-0470693-93).Silica grade Polisil-P1 has strong hydrophobic and organophilic properties, is a fine powder based on silicon dioxide, chemically modified with an organosilicon compound, has a bulk density of 0.035-0.14 g / cm 3 , particle size 0.005-0.04 microns, specific surface 300 m 2 / g, effective contact angle for the surface treated with Polysil-P1, 140-170 °, operating temperature range (-60) - (+ 180) ° С, hydrophobicity - 99% (TU 2169-001-0470693- 93).
Полисил-ДФ обладает свойствами твердых неионогенных ПАВ благодаря химическому строению привитого поверхностного слоя, обладает эмульгирующими свойствами, имеет насыпную плотность 0,035-0,14 г/см3, размер частиц 0,005-0,04 мкм, удельную поверхность 300 м2/г, эффективный угол смачивания для поверхности, обработанной Полисилом-ДФ, 0°, диапазон рабочих температур (-60)-(+180)°С, степень гидрофобности - 100% (ТУ 2311-002-04706-93).Polysil-DF has the properties of a solid non-ionic surfactant due to the chemical structure of the grafted surface layer, has emulsifying properties, has a bulk density of 0.035-0.14 g / cm 3 , particle size 0.005-0.04 μm, specific surface area 300 m 2 / g, effective wetting angle for the surface treated with Polysil-DF, 0 °, range of working temperatures (-60) - (+ 180) ° С, degree of hydrophobicity - 100% (TU 2311-002-04706-93).
Модифицированные дисперсные гидрофобные 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-тому классу малоопасных веществ. Условия хранения Полисила: сухое помещение при температуре от -50 до +50°С.Modified dispersed hydrophobic materials are chemically inert powders that do not have a harmful effect on humans and the environment, in accordance with the “Primary Toxicological and Hygienic Certificate of the New Compound” approved by the Ministry of Health of the Russian Federation, this class of materials belongs to class 4 according to GOST 12.007-76 low hazard substances. Storage conditions Polysil: dry room at a temperature of -50 to + 50 ° С.
Для увеличения нефтевытесняющей способности закачиваемых композиций предлагаемого состава в качестве нефтевытесняющего агента можно дополнительно использовать поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-3,0 мас.%.To increase the oil-displacing ability of the injected compositions of the proposed composition, a surfactant in an amount of 0.1-3.0 wt.% Can be additionally used as an oil-displacing agent.
В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют анионные, неионогенные или катионные ПАВ.Anionic, nonionic or cationic surfactants are used as a surfactant.
В качестве анионного ПАВ используют нефтяные сульфонаты, например марки НЧК с ММ=280, марки Карпатол с ММ=520 и др., а также синтетические сульфонаты, например сульфанол, выпускаемый ООО «Диамонд» г. Дзержинск по ТУ 2481-106-07510508-2000.Petroleum sulfonates are used as anionic surfactants, for example, LFM grades with MM = 280, Karpathol grades with MM = 520, etc., as well as synthetic sulfonates, for example sulfanol, manufactured by Diamond LLC in Dzerzhinsk according to TU 2481-106-07510508- 2000.
В качестве неионогенного ПАВ используют водорастворимый неионогенный ПАВ, например нонилфенол, оксиэтилированный 12 молями окиси этилена - неонол АФ9-12, либо его товарную форму СНО-3,4, выпускаемые ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть г.Бугульма по ТУ 2483-077-05766801-98 и Уруссинский опытный химический завод РТ, р.п.Уруссу по ТУ 39-5794688-001-88.As a nonionic surfactant, a water-soluble nonionic surfactant is used, for example, nonylphenol, ethoxylated with 12 moles of ethylene oxide - neonol AF9-12, or its commercial form CHO-3,4, manufactured by TatNIPIneft OAO Tatneft Bugulma according to TU 2483-077-05766801-98 and the Urusinsky experimental chemical plant of the Republic of Tatarstan, r.p. Urussu according to TU 39-5794688-001-88.
В качестве катионного ПАВ используют гидрофобизатор ИВВ-1, выпускаемый ЗАО НПФ «Бурсинтез-М» по ТУ 2482-006-48482528-99.As a cationic surfactant, the IVB-1 water repellent is used, manufactured by NPF Bursintez-M in accordance with TU 2482-006-48482528-99.
В качестве поверхностно-активного вещества используют также смеси водомаслорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например моющие препараты МП-80, или МЛ-81Б (зимний вариант МП-80) содержащие смесь водорастворимого анионного ПАВ (23-28%) и неионогенного маслорастворимого ПАВ (12% мас), производимые по ТУ 2481-007-48482528-99 на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М».Mixtures of water-oil-soluble surfactants in the form of ready-made compositions are also used as a surfactant, for example, detergents MP-80 or ML-81B (winter version of MP-80) containing a mixture of a water-soluble anionic surfactant (23-28%) and a nonionic oil-soluble surfactant ( 12% by weight) produced in accordance with TU 2481-007-48482528-99 at ZAO NPF Bursintez-M.
Кроме того, в качестве поверхностно-активного вещества используют поверхностно-активную композицию (патент РФ № 2176656, 7, С 09 К 3/22, Е 21 В 37/06, опубл. 10.12.2001, Бюл. N 34), содержащую смесь синтетических анионных и неионогенных ПАВ и другие компоненты.In addition, as a surfactant, a surfactant composition is used (RF patent No. 2176656, 7, 09 K 3/22, E 21 B 37/06, publ. 10.12.2001, Bull. N 34) containing the mixture synthetic anionic and nonionic surfactants and other components.
Однако при использовании известного состава в промытых и трещиноватых зонах неоднородного пласта создаются фильтрационные сопротивления, которые являются недостаточно высокими для снижения обводненности и эффективного выравнивания приемистости нагнетательных скважин, а также для повышения нефтеотдачи пласта из-за узкой области его применения в связи с низкой гидрофобностью состава.However, when using a known composition in the washed and fractured zones of an inhomogeneous formation, filtering resistances are created that are not high enough to reduce water cut and effectively level the injectivity of injection wells, as well as to increase oil recovery due to the narrow field of its application due to the low hydrophobicity of the composition.
Для увеличения снижения обводненности в высокопроницаемых интервалах промытого трещиноватого неоднородного пласта, для повышения прочностных и упругих характеристик в состав вводится водопоглощающий полимер в количестве 0,1-5,0 мас.%. Водопоглощающие полимеры имеют свойство поглощать воду при контакте с ней и в результате этого набухать.To increase the reduction in water cut in highly permeable intervals of the washed fractured heterogeneous formation, to increase the strength and elastic characteristics, a water-absorbing polymer in the amount of 0.1-5.0 wt.% Is introduced into the composition. Water-absorbing polymers tend to absorb water upon contact with it and as a result swell.
Чтобы исключить набухание водопоглощающего полимера преждевременно, прежде окончания процесса доставки его в пласт в промытые и трещиноватые зоны неоднородного пласта, а именно в место максимально эффективного его использования, водопоглощающий полимер доставляется в зону набухания в инертном носителе, который проникает в поры и трещины пласта. По окончании доставки в пласт водопоглощающий полимер после отмывки водой носителя контактирует с ней, в результате поглощения воды полимер набухает и надежно изолирует промытые и трещиноватые зоны неоднородного пласта, выдерживая высокие фильтрационные сопротивления.In order to prevent swelling of the water-absorbing polymer prematurely, before the process of its delivery to the formation in the washed and fractured zones of the heterogeneous formation, namely, to the place of its most effective use, the water-absorbing polymer is delivered to the swelling zone in an inert carrier that penetrates the pores and cracks of the formation. Upon completion of delivery to the formation, the water-absorbing polymer after washing the carrier with water contacts it, as a result of water absorption, the polymer swells and reliably isolates the washed and fractured zones of the heterogeneous formation, withstanding high filtration resistances.
В результате проведенных исследований определено оптимальное соотношение водопоглощающего полимера к инертному носителю как 1:10 соответственно. Именно при этом соотношении водопоглощающего полимера к инертному носителю при контакте закачиваемой суспензии с водой количество используемого носителя не влияет на набухание водопоглощающего полимера и на качество получаемого состава.As a result of the studies, the optimal ratio of the water-absorbing polymer to an inert carrier was determined as 1:10, respectively. It is with this ratio of the water-absorbing polymer to the inert carrier when the injected suspension is in contact with water, the amount of carrier used does not affect the swelling of the water-absorbing polymer and the quality of the resulting composition.
Для снижения расхода инертного растворителя при большом содержании водопоглощающего полимера (более 3 г) соотношение его к инертному растворителю можно уменьшить до 1:5.To reduce the inert solvent consumption with a high content of water-absorbing polymer (more than 3 g), its ratio to inert solvent can be reduced to 1: 5.
Так как набухший водопоглощающий полимер не представляет собой единую связанную структуру, поэтому его можно эффективно использовать в составах с другими реагентами.Since the swollen water-absorbing polymer does not represent a single bound structure, therefore, it can be effectively used in compositions with other reagents.
Предлагаемый состав может дополнительно содержать высокодисперсный гидрофобный материал в количестве 0,1-2,0 мас.%.The proposed composition may additionally contain highly dispersed hydrophobic material in an amount of 0.1-2.0 wt.%.
После закачки предлагаемого состава, содержащего высокодисперсный гидрофобный материал, увеличение извлечения нефти достигается за счет повышения гидрофобизации породы пласта и увеличения относительной проницаемости пласта для углеводородной фазы по сравнению с водной.After injection of the proposed composition containing a highly dispersed hydrophobic material, an increase in oil recovery is achieved by increasing the hydrophobization of the formation rock and increasing the relative permeability of the formation for the hydrocarbon phase compared to the aqueous phase.
Высокодисперсный гидрофобный материал вышеуказанных модификаций, введенный в состав, имея субмикронные частицы, легко проникает в поры и микротрещины пласта, изменяет энергетику поверхности (смачиваемость). Это качественно изменяет фильтрационные характеристики коллектора как для воды, так и для нефти.A highly dispersed hydrophobic material of the above modifications, introduced into the composition, having submicron particles, easily penetrates into the pores and microcracks of the formation, changes the surface energy (wettability). This qualitatively changes the filtration characteristics of the reservoir for both water and oil.
Предлагаемый состав, содержащий высокодисперсный гидрофобный материал со степенью гидрофобности от 96,0 до 99,99%, в значительной степени гидрофобизирует поверхность породы. Гидрофобизация поверхности породы происходит в результате закрепления высокодисперсного материала в поровом объеме за счет мелкого размера частиц его и за счет сил адгезии, а также за счет изменения краевого угла смачивания до 170-178° и снижения поверхностного натяжения.The proposed composition containing highly dispersed hydrophobic material with a degree of hydrophobicity from 96.0 to 99.99%, largely hydrophobizes the surface of the rock. Hydrophobization of the rock surface occurs as a result of the finely dispersed material being fixed in the pore volume due to its small particle size and due to adhesion forces, as well as by changing the wetting angle to 170-178 ° and lowering the surface tension.
Так, например, при введении в предлагаемый состав модифицированного материала марки Полисил-ДФ, имеющего привитый поверхностный слой, благодаря которому он обладает свойствами твердого неионогенного ПАВ.So, for example, when introducing into the proposed composition a modified material of the Polysil-DF brand having a grafted surface layer, due to which it possesses the properties of a solid nonionic surfactant.
В результате закрепления в поровом объеме за счет мелкого размера частиц его и за счет сил адгезии Полисил-ДФ значительно снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода-порода-нефть, увеличивая фазовую проницаемость флюида.As a result of fixing in the pore volume due to its small particle size and due to the adhesion forces, Polysil-DF significantly reduces the surface tension at the water-rock-oil interface, increasing the phase permeability of the fluid.
По предлагаемому способу приготовления состава производится подготовка состава на поверхности таким образом: в одной емкости при перемешивании затворяют 0,1-5,0 мас.% водопоглощающего полимера в жидком инертном носителе в соотношении 1:10-1:5. При необходимости в суспензию добавляют 0,1-2,0 мас.% высокодисперсного гидрофобного материала из вышеуказанных материалов. В другой емкости готовят 5,0-15,0 мас.% экзополисахарида в виде культуральной жидкости на сточной или подтоварной (технической) воде. Затем после тщательного перемешивания добавляют 0,01-0,15 мас.% соли поливалентного металла и при необходимости 0,1-3,0 мас.% поверхностно-активного вещества и перемешивают до однородной массы. Водопоглощающий полимер в инертном носителе закачивают в скважину, водный раствор экзополисахарида с сшивателем закачивают в межтрубное пространство.According to the proposed method for the preparation of the composition, the composition is prepared on the surface in this way: 0.1-5.0 wt.% Water-absorbing polymer in a liquid inert carrier in the ratio 1: 10-1: 5 is closed in one container with stirring. If necessary, 0.1-2.0 wt.% Highly dispersed hydrophobic material from the above materials is added to the suspension. In another container, 5.0-15.0 wt.% Exopolysaccharide is prepared in the form of a culture fluid in waste or commercial (technical) water. Then, after thorough mixing, add 0.01-0.15 wt.% Salt of a polyvalent metal and, if necessary, 0.1-3.0 wt.% Surfactant and mix until smooth. A water-absorbing polymer in an inert carrier is pumped into the well, an aqueous solution of exopolysaccharide with a crosslinker is pumped into the annulus.
Для определения снижения проницаемости коллекторов после закачки предлагаемых составов и их нефтевытесняющей способности были проведены фильтрационные исследования.To determine the decrease in permeability of reservoirs after injection of the proposed compositions and their oil-displacing ability, filtration studies were carried out.
Пример 1. Предлагаемый состав готовят так: в одном стакане затворяют при перемешивании 1,0 мас.% водопоглощающего полимера марки АК-639 (В-615) в бензине в соотношении 1:10, в другом стакане готовят 10,0%-ный раствор экзополисахарида в виде культуральной жидкости на подтоварной воде, затем в стакан с раствором экзополисахарида добавляют 0,05 мас.% ацетата хрома при тщательном перемешивании до однородной массы.Example 1. The proposed composition is prepared as follows: in one glass, shutter with stirring 1.0 wt.% Water-absorbing polymer brand AK-639 (B-615) in gasoline in a ratio of 1:10, in another glass prepare a 10.0% solution exopolysaccharide in the form of a culture fluid in produced water, then 0.05 wt.% chromium acetate is added to a glass with an exopolysaccharide solution with thorough stirring until a homogeneous mass.
Для фильтрации предлагаемого состава заранее готовят снабженные рубашками для термостатирования колонки из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм, которые заполняют смесью, содержащей песчаники, которые неравномерно расчленены прослоями плотных разностей алевритов и глин с месторождения Бобриковского горизонта Визейского яруса Самарской области. Модели под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 80°С, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по пресной воде, которая составила 0,482-0,909 мкм2 (K1). Затем предлагаемый состав фильтруют на фильтрационной установке с целью определения снижения проницаемости. Через колонку прокачивают один объем пор предлагаемого состава: сначала водопоглощающий полимер, затворенный в бензине, затем водный раствор биополимера с сшивателем и три объема пор керна воды. После этого определяют проницаемость по воде (К2). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки состава: K1/K2-100%.For filtering the proposed composition, 220 mm long stainless steel columns with an inner diameter of 32 mm are equipped with temperature-controlled shirts for filling, which are filled with a mixture containing sandstones that are unevenly divided by interlayers of dense differences of silts and clays from the Bobrikovsky horizon deposit of the Visean layer of the Samara region. The models are saturated with water under vacuum, thermostated at 80 ° C, and the initial fresh water core permeability, which is 0.482-0.909 μm 2 (K 1 ), is determined by the weight method. Then the proposed composition is filtered on a filtration plant in order to determine the decrease in permeability. A single pore volume of the proposed composition is pumped through the column: first, a water-absorbing polymer sealed in gasoline, then an aqueous solution of a biopolymer with a crosslinker, and three pore volumes of a water core. After that, determine the permeability to water (K 2 ). The decrease in permeability in% is determined by the change in core permeability in water before and after pumping the composition: K 1 / K 2 -100%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.1.The results of filtration studies are presented in table 1.
Пример 2. Состав-прототип готовят так: в стакане готовят 10,0%-ный раствор экзополисахарида в виде культуральной жидкости на подтоварной воде, затем в стакан с раствором экзополисахарида добавляют 0,05 мас.% ацетата хрома, затем 5,0 мас.% полыгорскита при тщательном перемешивании до однородной массы.Example 2. The prototype composition is prepared as follows: in a glass a 10.0% solution of exopolysaccharide is prepared in the form of a culture liquid in produced water, then 0.05% by weight of chromium acetate is added to the glass with a solution of exopolysaccharide, then 5.0% by weight. % polygorskite with thorough mixing to a homogeneous mass.
Состав-прототип фильтруют на фильтрационной установке с целью определения снижения проницаемости (см. Пример 1). Исходную проницаемость керна определяют по пресной воде (K1). После фильтрации состава-прототипа определяют проницаемость по воде (K2). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки состава: K1/K2·100%.The prototype composition is filtered on a filtration plant in order to determine the decrease in permeability (see Example 1). The initial core permeability is determined by fresh water (K 1 ). After filtering the prototype composition, water permeability is determined (K 2 ). The decrease in permeability in% is determined by the change in core permeability in water before and after pumping the composition: K 1 / K 2 · 100%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.1.The results of filtration studies are presented in table 1.
Пример 3. Приготавливают композицию предлагаемого состава так: одном стакане затворяют при перемешивании 5,0 мас.% водопоглощающего полимера марки «Аквамомент» в полигликоле в соотношении 1:5 и добавляют 2,0 мас.% кремнезема марки Полисил-ДФ, в другом стакане готовят 15,0%-ный раствор экзополисахарида в виде культуральной жидкости на подтоварной воде минерализацией 16 г/л, затем в стакан с раствором экзополисахарида добавляют 1 мас.% сульфанола, затем 0,15 мас.% отходов хромовых квасцов (охк) при тщательном перемешивании до однородной массы.Example 3. A composition of the proposed composition is prepared as follows: 5.0 wt.% Water-absorbing polymer of the brand “Aquament” in polyglycol in a ratio of 1: 5 is closed in one glass with stirring and 2.0 wt.% Silica of the Polysil-DF brand is added, in another glass prepare a 15.0% solution of exopolysaccharide in the form of a culture liquid on produced water with a salinity of 16 g / l, then add 1 wt.% sulfanol to a glass with an exopolysaccharide solution, then 0.15 wt.% chrome alum waste (OHC) with careful stirring until smooth.
Нефтевытесняющую способность предлагаемых составов определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой вышеописанный керн из нержавеющей стали. Керн заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 80°С, весовым способом определяют проницаемость керна по воде.The oil-displacing ability of the proposed compositions is determined under the conditions of additional washing out of residual oil on a linear model of a homogeneous reservoir, which is the above-described stainless steel core. The core is filled with the above mixture. The model is saturated with water under vacuum, thermostatted at 80 ° C, and the core permeability to water is determined by the weight method.
После этого в керн под давлением нагнетают нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, затем определяют начальную нефтенасыщенность керна. 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. Затем через керн фильтруют один поровый объем испытуемого состава: сначала водопоглощающий полимер, затворенный в полигликоле с добавкой Полисила-ДФ, затем водный раствор биополимера с сульфанолом и сшивателем и три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.After that, oil is injected into the core under pressure until clean (without water) oil appears at the outlet, then the initial oil saturation of the core is determined. In filtration work, natural oil is used with a density of 842 kg / m 3 and a dynamic viscosity of 8.5 MPa · s at 20 ° C. The initial displacement is carried out with water (three pore volumes) and the coefficient of oil displacement by water is determined. Then, one pore volume of the test composition is filtered through a core: first, a water-absorbing polymer closed in a polyglycol with the addition of Polysil-DF, then an aqueous solution of a biopolymer with sulfanol and a crosslinker and three pore volumes of water, determine the increase and the total oil displacement coefficient.
Результаты фильтрации предлагаемых составов по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл.2.The filtering results of the proposed compounds to determine the oil-displacing ability of the compositions are presented in table.2.
Пример 4. Приготавливают композицию состава-прототипа: в стакане готовят 15,0%-ный раствор экзополисахарида в виде культуральной жидкости на подтоварной воде минерализацией 16 г/л, затем в стакан с раствором экзополисахарида добавляют 0,15 мас.% отходов хромовых квасцов (охк), затем 7,5 мас.% полыгорскита при тщательном перемешивании до однородной массы.Example 4. A composition of the prototype composition is prepared: a 15.0% solution of exopolysaccharide in the form of a culture liquid in produced water with a salinity of 16 g / l is prepared in a glass, then 0.15% by weight of chromium alum waste is added to the glass with an exopolysaccharide solution ( ohc), then 7.5 wt.% polygorskite with thorough mixing until smooth.
Нефтевытесняющую способность составов-прототипов определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой вышеописанный керн из нержавеющей стали (см. Пример 3).The oil-displacing ability of the prototype compositions is determined under the conditions of residual oil washing out on a linear model of a homogeneous reservoir, which is the above-described stainless steel core (see Example 3).
Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через керн фильтруют один поровый объем состава-прототипа и три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.The initial displacement is carried out with water (three pore volumes) and the coefficient of oil displacement by water is determined. Then, one pore volume of the prototype composition and three pore volumes of water are filtered through a core, the increase and the total oil displacement coefficient are determined.
Результаты фильтрации составов-прототипов составов представлены в табл.2.The filtering results of the prototype compositions are presented in table.2.
Результаты фильтрационных исследований показали, что предлагаемые составы в большей степени снижают проницаемость коллекторов при фильтрации.The results of filtration studies showed that the proposed compositions to a greater extent reduce the permeability of reservoirs during filtration.
Так, введение в состав водопоглощающего полимера позволило снизить проницаемость коллекторов в 1,5-2,5 раза по сравнению с составом-прототипом.So, the introduction of the composition of the water-absorbing polymer allowed to reduce the permeability of the collectors in 1.5-2.5 times in comparison with the composition of the prototype.
Введение в предлагаемый состав высокодисперсного материала в количестве 0,1-2,0 мас.% повышает общий коэффициент вытеснения нефти до 0,84-0,95, причем прирост коэффициента нефтевытеснения возрастает в 2 и более раз.Introduction to the proposed composition of finely dispersed material in an amount of 0.1-2.0 wt.% Increases the overall oil displacement coefficient to 0.84-0.95, and the increase in oil displacement coefficient increases by 2 or more times.
Применение предлагаемого состава позволит увеличить эффективность проведения изоляционных работ в высокопроницаемых интервалах промытого трещиноватого неоднородного пласта, а именно снизить обводненность в высокопроницаемых интервалах, а также повысить нефтеотдачу пласта за счет изменения смачиваемости, а именно увеличения гидрофобизации состава и улучшения адгезии его к породе, что обеспечит снижение проницаемости высокообводненных пропластков и увеличит гидрофобизацию поверхности породы, а за счет высоких нефтевытесняющих свойств состава увеличится относительная проницаемость пласта для углеводородной фазы по сравнению с водной.The use of the proposed composition will increase the efficiency of insulating work in the highly permeable intervals of the washed fractured heterogeneous formation, namely, to reduce the water cut in the highly permeable intervals, as well as to increase the oil recovery by changing the wettability, namely, increasing the hydrophobization of the composition and improving its adhesion to the rock, which will reduce permeability of highly flooded layers and will increase the hydrophobization of the rock surface, and due to high oil displacing Properties of the composition will increase the relative permeability of the formation for the hydrocarbon phase compared to the water.
Результаты исследований фильтрации составов с целью снижения проницаемости коллектора.Table 1.
The results of studies of the filtration of compositions in order to reduce the permeability of the reservoir.
K1/К2, %Permeability reduction
K 1 / K 2 ,%
16 г/лfake.
16 g / l
Нефтевытесняющие свойства предлагаемых составов и составов-прототипов.table 2
Oil-displacing properties of the proposed compositions and compositions of the prototypes.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004131598/03A RU2282653C2 (en) | 2004-10-29 | 2004-10-29 | Composition for insulation of formation water inflow and a method to prepare the same |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004131598/03A RU2282653C2 (en) | 2004-10-29 | 2004-10-29 | Composition for insulation of formation water inflow and a method to prepare the same |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004131598A RU2004131598A (en) | 2006-04-10 |
| RU2282653C2 true RU2282653C2 (en) | 2006-08-27 |
Family
ID=36458741
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004131598/03A RU2282653C2 (en) | 2004-10-29 | 2004-10-29 | Composition for insulation of formation water inflow and a method to prepare the same |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2282653C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2476665C2 (en) * | 2010-07-19 | 2013-02-27 | Илдус Абудасович Сагидуллин | Isolation method of water influx in well |
| RU2547528C2 (en) * | 2012-09-13 | 2015-04-10 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Multipurpose gel-forming composition |
-
2004
- 2004-10-29 RU RU2004131598/03A patent/RU2282653C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2476665C2 (en) * | 2010-07-19 | 2013-02-27 | Илдус Абудасович Сагидуллин | Isolation method of water influx in well |
| RU2547528C2 (en) * | 2012-09-13 | 2015-04-10 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Multipurpose gel-forming composition |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2004131598A (en) | 2006-04-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2367792C2 (en) | Method of processing oil-field strata | |
| US4457373A (en) | Process for oil recovery from subterranean deposits by emulsion flooding | |
| CN111961460B (en) | High-efficiency energy-saving bridge channel fully-coupled fiber proppant system and application method thereof | |
| US20130153232A1 (en) | Methods and compositions for reducing permeability of a subterranean formation | |
| CN104449631A (en) | Strong gas-wetting nanosilicon dioxide water block removal agent, preparation method thereof and method for wetting transition of rock surface | |
| RU2476665C2 (en) | Isolation method of water influx in well | |
| US10329474B2 (en) | Hydrophobic compound emulsions free of silicon and fluorine for an oil recovering method that modifies the wettability of rocks from hydrophilic to oleophilic | |
| CA2009732A1 (en) | Process for stimulating oil and gas wells in oil and gas production from subterranean formations, and stimulant for this purpose | |
| AU2012203839B2 (en) | Thermally stable, nonionic foaming agent for foam-fracturing fluids | |
| RU2282653C2 (en) | Composition for insulation of formation water inflow and a method to prepare the same | |
| RU2249670C2 (en) | Method for isolating bed waters influx in wells | |
| RU2279462C1 (en) | Oil-and-gas well kill fluid | |
| CN111303854A (en) | Sandstone reservoir permeability agent, permeability fracturing fluid and use method thereof | |
| RU2704166C1 (en) | Oil formation development method | |
| US3429373A (en) | Method and composition for stabilizing incompetent oil containing formations | |
| RU2279540C1 (en) | Method for non-uniform oil pool development control | |
| RU2279463C2 (en) | Composition for leveling intake capacity of injecting wells, reducing watering, and increasing oil recovery, and a preparation method | |
| CN109825272A (en) | Biological enzyme oil displacement agent suitable for crude oil acquisition | |
| CN105086979A (en) | Emulsified oil-displacing agent for low permeability oil reservoir, and applications thereof | |
| RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
| CN105317413B (en) | The experimental technique of the three-phase froth displacement of reservoir oil after a kind of binary combination flooding | |
| RU2332439C2 (en) | Gas-filled composition for insulation of water-supply to hole | |
| RU2722488C1 (en) | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability | |
| RU2244809C2 (en) | Oil recovery composition | |
| RU2307240C1 (en) | Method for oil field development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20161030 |