RU2367792C2 - Method of processing oil-field strata - Google Patents
Method of processing oil-field strata Download PDFInfo
- Publication number
- RU2367792C2 RU2367792C2 RU2007132767/03A RU2007132767A RU2367792C2 RU 2367792 C2 RU2367792 C2 RU 2367792C2 RU 2007132767/03 A RU2007132767/03 A RU 2007132767/03A RU 2007132767 A RU2007132767 A RU 2007132767A RU 2367792 C2 RU2367792 C2 RU 2367792C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- mixture
- oil
- compositions
- acid
- Prior art date
Links
Landscapes
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки пласта нефтяных месторождений, а также может быть использовано для изоляции водопритока в нефтяные скважины и для регулирования профиля приемистостости нагнетательных скважин.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for treating a reservoir of oil fields, and can also be used to isolate water inflow into oil wells and to regulate the injectivity profile of injection wells.
Известны способы обработки пласта путем закачки в пласт смеси водных растворов анионного полимера и соли поливалентного металла (патент США №3687200, кл. 168-275, опубл. 1972 г., и патент США №3762476, кл. 166-294, опубл. 1973 г.).Known methods for treating a formation by injecting into a formation a mixture of aqueous solutions of an anionic polymer and a salt of a polyvalent metal (US patent No. 3687200, CL 168-275, publ. 1972, and US patent No. 3762476, CL 166-294, publ. 1973 g.).
Известен способ обработки пласта, включающий закачку водного раствора анионного полимера и соли поливалентного металла в кислой среде (СССР а.с. №1645472, E21B 43/22, опубл. 30.04.91, Бюл. №16).A known method of processing a formation, including the injection of an aqueous solution of an anionic polymer and a salt of a polyvalent metal in an acidic environment (USSR AS No. 1645472, E21B 43/22, publ. 30.04.91, Bull. No. 16).
Главным недостатком вышеперечисленных изобретений является их низкая термостабильность и затруднено приготовление композиций в холодное время года из-за довольно быстрого их замерзания.The main disadvantage of the above inventions is their low thermal stability and it is difficult to prepare compositions in the cold season due to their rather rapid freezing.
Известен способ обработки пласта нефтяных месторождений, в котором в закачиваемых композициях используют в качестве полимера экзополисахарид (патент РФ 22282653, С09К 8/42, опубл. 27.08.2006, Бюл. №24).A known method of treating a reservoir of oil fields in which the injected compositions use exopolysaccharide as a polymer (RF patent 22282653, CK 8/42, publ. 08/27/2006, Bull. No. 24).
Недостатком известного способа является использование биополимера.The disadvantage of this method is the use of biopolymer.
Биополимеры являются термостойкими полимерами, но образуемые на их основе гели являются рыхлыми композициями. При закачке композиций на основе экзополисахарида создаются в пласте невысокие фильтрационные сопротивления, которые являются недостаточными для значительного снижения обводненности высокообводненных нефтяных скважин или эффективного выравнивания приемистости высокоприемистых нагнетательных скважин. Сквозь гелевый экран, который образуют сшитые композиции на основе экзополисахарида, прорывается вода, так как данные композиции не обладают высокими реологическими свойствами.Biopolymers are heat-resistant polymers, but the gels formed on their basis are loose compositions. When injecting exopolysaccharide-based compositions, low filtration resistances are created in the formation, which are insufficient to significantly reduce the water cut of high-water oil wells or to effectively equalize the injectivity of highly responsive injection wells. Water breaks through the gel screen, which form crosslinked compositions based on exopolysaccharide, since these compositions do not have high rheological properties.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ обработки пласта путем закачки в пласт в мас.%: водного раствора анионного полимера - 0,005-5,0; кислоты до pH 0,5-2,5; алифатического или ароматического спирта 0,1-60,0; соли поливалентного металла - 0,002-0,20.Closest to the proposed invention is a method of treating a formation by injection into the formation in wt.%: An aqueous solution of an anionic polymer - 0.005-5.0; acids to pH 0.5-2.5; aliphatic or aromatic alcohol 0.1-60.0; polyvalent metal salts - 0.002-0.20.
По указанному способу обработки пласта закачиваемые композиции имеют высокую термостабильность, а также возможность приготовления композиций в холодное время года.According to the specified method of processing the formation, the injected compositions have high thermal stability, as well as the ability to prepare compositions in the cold season.
Однако закачиваемые композиции имеют невысокие реологические и гидрофобизирующие свойства, а также низкие нефтевытесняющие свойства.However, the injected compositions have low rheological and hydrophobizing properties, as well as low oil displacing properties.
Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа обработки пласта за счет улучшения реологических и гидрофобизирующих свойств закачиваемых композиций, а также увеличения их нефтевытесняющих свойств.The aim of the invention is to increase the efficiency of the method of processing the formation by improving the rheological and hydrophobizing properties of the injected compositions, as well as increasing their oil-displacing properties.
Поставленная задача решается тем, что в способе обработки пласта нефтяных месторождений путем закачки в пласт композиции, включающей водный раствор анионного полимера, растворимую в воде неорганическую или органическую кислоту или смесь кислот, алифатический или ароматический спирт или содержащий его продукт, соль поливалентного металла, указанная композиция дополнительно содержит повехностно-активное вещество ПАВ или смесь ПАВ, высокодисперсный гидрофобный материал ВДГМ и ингибитор, причем перед введением соли поливалентного металла в водный раствор анионного полимера дозируют указанный спирт или содержащий его продукт, ПАВ или смесь ПАВ, ВДГМ и ингибитор и доводят pH реакционной массы до 0,5-3,0 путем добавления указанной кислоты или смеси кислот при следующем содержании компонентов, мас.%:The problem is solved in that in a method for treating a formation of oil fields by injecting into the formation a composition comprising an aqueous solution of an anionic polymer, a water-soluble inorganic or organic acid or a mixture of acids, an aliphatic or aromatic alcohol or a product containing it, a polyvalent metal salt, said composition additionally contains a surfactant surfactant or a surfactant mixture, a highly dispersed hydrophobic VDGM material and an inhibitor, moreover, before the introduction of a polyvalent meta salt in a water solution of an anionic polymer, the indicated alcohol or the product containing it, a surfactant or a mixture of a surfactant, VDGM and an inhibitor is dosed and the pH of the reaction mixture is adjusted to 0.5-3.0 by adding the indicated acid or mixture of acids at the following component content, wt.% :
В указанном выше способе обработки пласта нефтяных месторождений перед закачкой указанной выше композиции закачивают 0,5-5,0 мас.% наполнителя, в качестве которого используют водопоглощающий полимер, затворенный в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе, используемом и в качестве буфера разделения от воды при закачке композиций, при соотношении водопоглощающий полимер: указанный углеводородный растворитель 1:5-1:10.In the aforementioned method of treating a reservoir of oil fields, 0.5-5.0% by weight of a filler is injected before injection of the aforementioned composition, which is used as a water-absorbing polymer, closed in an inert carrier, an anhydrous hydrocarbon solvent, used as a separation buffer from water when injecting compositions, with a ratio of water-absorbing polymer: the specified hydrocarbon solvent 1: 5-1: 10.
Проведенные закачки показали, что известные композиции на основе экзополисахарида не создают мощного гелиевого экрана на пути водного потока и вода прорывается сквозь гель. Указанные известные композиции не выдерживают возросших фильтрационных сопротивлений после закачки воды.The injections showed that the known compositions based on exopolysaccharide do not create a powerful helium screen in the path of the water flow and water breaks through the gel. These known compositions cannot withstand increased filtration resistances after water injection.
Поэтому для создания мощных высокопрочных вязкоупругих композиций необходимо использовать композиции на основе водорастворимых анионных полимеров.Therefore, to create powerful high-strength viscoelastic compositions, it is necessary to use compositions based on water-soluble anionic polymers.
В качестве водорастворимого анионного полимера используют гидролизованные полиакриламиды (ПАА), как низкомолекулярные, так и высокомолекулярные ПАА (П-1) с ММ=0,5-18·106 и степенью гидролиза 5-20% как отечественного производства, например ПАА, выпускающийся по ТУ 6-01-1049-91 и низкомолекулярный ПАА марок АК-631 и АК-642 с ММ 1,0-1,8×106 и степенью гидролиза 5-10%, выпускающийся по ТУ 6-0202-00209-912-65-99 ФГУП Саратовским НИИ полимеров г.Саратов, так и импортного производства, например анионный полимер марки EZ-mud DP, аналог ПАА, или полимер марки Дидрил производства Японии, биополимеры на основе глюкозы, маннозы, соли глюконовой кислоты и ацетильных радикалов, не чувствительных к высокой температуре - гетерополисахарид марки ГПС или полимерная смесь производных полисахаридов марки Полимерный реагент ПС, или продукт взаимодействия щелочной целлюлозы с монохлоруксусной кислотой - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) со степенью полимеризации СП=350-1200 и степенью замещения по карбоксильным группам СЗ=80-90, например КМЦ марок КМЦ-500, КМЦ-600, КМЦ-700, КМЦ-800, оксиэтилированную целлюлозу марки ОЭЦ или гидроэтилцеллюлозу ГЭЦ и ее модификации, или метилцеллюлозу марки МЦ, или модифицированную лигносульфонатами натрийкарбоксиметилцеллюлозу марок Полицел КМЦ-М и Полицел КМЦ-ТС, или высоковязкую полианионную целлюлозу марки Полицел ПАЦ, выпускающуюся по ТУ 2231-013-32957739-00, полиметакриловую кислоту (ПМАК) или многофункциональный полиакриловый реагент марки Лакрис-20, выпускающуюся по ТУ 6-01-2-793-86, или сополимер метакриловой кислоты, или метакриламид марки Метас, полимер марки Полицел СК-Н, выпускающийся по ТУ 2231-001-32957739-98, поливинилацетатные полимеры, например поливинилацетат (ПВА) и поливиниловый спирт (ПВС), сополимеры винилацетата и винилового спирта.As a water-soluble anionic polymer, hydrolyzed polyacrylamides (PAA) are used, both low molecular weight and high molecular weight PAA (P-1) with MM = 0.5-18 · 10 6 and a degree of hydrolysis of 5-20% as domestic production, for example, PAA produced according to TU 6-01-1049-91 and low molecular weight PAA of grades AK-631 and AK-642 with MM 1.0-1.8 × 10 6 and a degree of hydrolysis of 5-10%, manufactured according to TU 6-0202-00209-912 -65-99 FSUE Saratov Scientific Research Institute of Polymers of the city of Saratov, and imported, for example, an anionic polymer of the EZ-mud DP brand, an analogue of PAA, or a polymer of the Didril brand made in Japan , biopolymers based on glucose, mannose, a salt of gluconic acid and acetyl radicals that are not sensitive to high temperature - a HPS brand heteropolysaccharide or a polymer mixture of polysaccharide derivatives of the brand Polymer Reagent PS, or the product of the interaction of alkaline cellulose with monochloracetic acid - carboxymethyl cellulose (CMC) SP = 350-1200 and the degree of substitution for carboxyl groups SZ = 80-90, for example, CMC grades KMTs-500, KMTs-600, KMTs-700, KMTs-800, ethoxylated cellulose of the OETS brand or hydroethyl cellulose of the HEC and its modifications, or MTs brand methyl cellulose, or sodium polycarboxymethyl cellulose modified by lignosulfonates of the Politsel KMTs-M and Politsel KMTs-TS brands, or highly viscous polyanionic cellulose from the Polatsel PAC brand, manufactured in accordance with TU 2231-013-32957739-00, or polymethacrylate polyacrylic reagent Lacris-20 brand, produced according to TU 6-01-2-793-86, or a methacrylic acid copolymer, or Metas methacrylamide, Polycel SK-N polymer, manufactured according to TU 2231-001-32957739-98, polyvinyl acetate polymers e.g. polyvine acetate (PVA) and polyvinyl alcohol (PVA), copolymers of vinyl acetate and vinyl alcohol.
В качестве алифатического спирта используют как одновалентные спирты: метиловый (МС), этиловый (ЭС), пропиловый (ПС), бутиловый (БС), изопропиловый (ИПС), а также двойные спирты (диолы) - гликоли: этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), пропиленгликоль (ПЭГ) и полигликоли (ПГ), так и многоатомные спирты, например глицерин (ГЛ), а также продукты, их содержащие, например кубовые остатки от производства метилового или бутиловых спиртов (ОКБС), отходы производства, содержащие полигликоли (ОПТ) или полиглицерины.As the aliphatic alcohol, monovalent alcohols are used: methyl (MS), ethyl (ES), propyl (PS), butyl (BS), isopropyl (IPA), and also double alcohols (diols) - glycols: ethylene glycol (EG), diethylene glycol (DEG), propylene glycol (PEG) and polyglycols (GH), as well as polyhydric alcohols, such as glycerin (GL), as well as products containing them, such as bottoms from the production of methyl or butyl alcohols (OKBS), production wastes containing polyglycols (OPT) or polyglycerols.
В качестве ароматического спирта используют фенол (Ф) и продукты, его содержащие, например фенольную смолу (ФС) - отход производства фенола и ацетона.Phenol (F) and products containing it are used as aromatic alcohol, for example phenolic resin (PS) - a waste product of phenol and acetone.
В качестве соли поливалентного металла используют как соли трехвалентного хрома, алюминия (ацетаты хрома (АХ) или алюминия, сульфаты алюминия (СА), хлориды, хромокалиевые квасцы (ХКК), отходы хромовых квасцов (ОХК), алюмокалиевые квасцы (АКК) и др.), так и соли с более высокой валентностью: хроматы (ХР), бихроматы (БХ), перманганаты одновалентных катионов, триоксиды хрома и другие соли, например хроматы и бихроматы калия и натрия, перманганат калия (ПК) и др.Polyvalent metal salts are used as salts of trivalent chromium, aluminum (chromium acetates (AH) or aluminum, aluminum sulphates (SA), chlorides, chromium potassium alum (CCA), chrome alum waste (AAC), potassium alum (ACC), etc.). ), as well as salts with a higher valency: chromates (XP), dichromates (BH), permanganates of monovalent cations, chromium trioxides and other salts, for example, chromates and dichromates of potassium and sodium, potassium permanganate (PC), etc.
В качестве кислоты используют кислоту или смеси кислот, например, для обработки терригенных коллекторов обычно используют соляную кислоту или смесь соляной с плавиковой кислотой, или смесь соляной с кремнефтористоводородной кислотой, или смесь сульфаминовой кислоты с фторидом аммония, или смеси сульфаминовой кислоты с бифторидом аммония, или с бифторидом - фторидом аммония; для карбонатных - соляную или смесь соляной с уксусной, или смесь соляной и концентрата НМК; для полимиктовых глиносодержащих - фосфорную или ортофосфорную кислоту.The acid is acid or mixtures of acids, for example, hydrochloric acid or a mixture of hydrochloric and hydrofluoric acid, or a mixture of hydrochloric and hydrofluoric acid, or a mixture of sulfamic acid with ammonium fluoride, or a mixture of sulfamic acid with ammonium bifluoride, or with bifluoride - ammonium fluoride; for carbonate - hydrochloric or a mixture of hydrochloric and acetic, or a mixture of hydrochloric and concentrate NMK; for polymictic clay-containing phosphoric or phosphoric acid.
В качестве водорастворимых ПАВ используют анионные ПАВ, например АПАВ марки Сульфанол, выпускающийся по ТУ 2481-004-48482528-99 на ЗАО «Бурсинтез-М», либо сульфонаты разных марок, а также водорастворимые неионогенные ПАВ, например нонилфенол, оксиэтилированный 12 молями окиси этилена (АФ9-12) неонол-12, выпускающийся по ТУ-2483-077-05766801-98 на ОАО Татнефть», либо его товарную форму СНО-3,4, либо НПАВ марки ОП-10, либо смесь анионного и неионогенного водорастворимых ПАВ, например Нефтенол ВВД, выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ».As water-soluble surfactants, anionic surfactants are used, for example, sulfonol-type surfactants manufactured in accordance with TU 2481-004-48482528-99 at ZAO Bursintez-M, or sulfonates of different grades, as well as water-soluble non-ionic surfactants, such as nonylphenol, ethoxylated with 12 moles of ethylene oxide (AF 9 -12) neonol-12, manufactured in accordance with TU-2483-077-05766801-98 at OAO Tatneft, or its commercial form СНО-3,4, or nonionic surfactants of the grade OP-10, or a mixture of anionic and nonionic water-soluble surfactants , for example, VVD Neftenol, produced at AOZT Khimeko-Gang.
Кроме того, в качестве поверхностно-активного вещества для обработки призабойных зон нагнетательных скважин используют 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.%), производимыми по ТУ 2481-007-50622652-99-2002 на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М», и моющий препарат марки «МЛ-супер», выпускаемый фирмой «Дельта-пром» в г.Самаре.In addition, as a surfactant for treating bottom-hole zones of injection wells, mixtures of water-oil-soluble surfactants are used in the form of ready-made compositions, for example, detergents MP-80 or ML-81B (winter version of MP-80) containing a mixture of water-soluble anionic surfactants (23 -28%) and non-ionic oil-soluble surfactants (12 wt.%) Produced in accordance with TU 2481-007-50622652-99-2002 at ZAO NPF Bursintez-M, and a detergent brand ML-super manufactured by Delta -prom "in Samara.
Для обработки призабойных зон добывающих скважин используют смесь масловодорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например нефтенол Н - композицию нефте- и нефтеводорастворимых сульфоэтоксилатов, неионогенных ПАВ и высокомолекулярных нефтяных сульфонатов или нефтенол-001-М - продукты совместной переработки кислых нефтяных гудронов (отходов производства от олеумной и сернокислотной очистки минеральных масел) и оксиэтилированного алкилфенола марки ОП-4 (НПО «СинтезПАВ»).For the treatment of bottom-hole zones of production wells, a mixture of oil-soluble surfactants is used in the form of ready-made compositions, for example, neftenol H - a composition of oil and oil-soluble sulfoethoxylates, nonionic surfactants and high molecular weight oil sulfonates or neftenol-001-M - products of joint processing of acid oil tar from waste oil (waste and sulfuric acid purification of mineral oils) and ethoxylated alkyl phenol grade OP-4 (NPO SintezPAV).
В качестве катионного ПАВ используют гидрофобизатор ИВВ-1, представляющий собой четвертичное соединение, получаемое конденсацией третичного амина и бензилхлорида, выпускающийся по ТУ 6-01-1-407-89 в виде прозрачной жидкости с массовым содержанием активного вещества не менее 50%, хорошо растворим в воде, спиртах и ацетоне, в нефте нерастворим.As a cationic surfactant, the IVV-1 water repellent is used, which is a quaternary compound obtained by condensation of a tertiary amine and benzyl chloride, produced according to TU 6-01-1-407-89 in the form of a transparent liquid with a mass content of the active substance of at least 50%, it is soluble in water, alcohols and acetone, insoluble in oil.
В качестве высокодисперсного гидрофобного материала используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы тетрафторэтилена (тфэ), оксидов титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта (пвс), а также высокодисперсные гидрофобные материалы оксидов кремния: белую сажу, тальк, аэросил, перлит, а также кремнеземы марки Полисил.As a finely dispersed hydrophobic material, finely dispersed hydrophobic materials of tetrafluoroethylene (TFE), oxides of titanium, iron, chromium, zinc, aluminum, polyvinyl alcohol (PVA), as well as highly dispersed hydrophobic materials of silicon oxides, such as soot, talc, aerosil, are chemically modified on the surface. perlite, as well as silica brand Polysil.
Вышеуказанные высокодисперсные гидрофобные 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 hydrophobic materials are chemically inert materials with an average individual particle size of 0.1 to 100 μm and a bulk density of 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 водопоглощающего полимера используются водопоглощающие полимеры серии АК-639 марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820, а также водопоглощающий полимер марки «Аквамомент».As the water-absorbing polymer, water-absorbing polymers of the AK-639 series of grades B-105, B-210, B-415, B-615, B-820, and also the water-absorbing polymer of the Aquament brand 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. ХПОЗ.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 Scientific Research Institute of Polymers” according to TU 6-02-00209912-59-96, certificate for the use in technological processes of oil production and transportation No. TEK RU. KhPO.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, метиловый, этиловый, пропиловый и др., 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, methyl, ethyl, propyl, etc., including glycols (ethylene glycol, diethylene glycol, polyglycols), glycerol or waste containing them.
В качестве растворителя используют сточную или подтоварную (техническую) воду с минерализацией до 30 г/л.As a solvent, use wastewater or commercial (technical) water with a salinity of up to 30 g / l.
По предлагаемому способу в закачиваемые композиции для защиты коллекторов и трубопроводов дополнительно вводят в состав ингибиторы.According to the proposed method, inhibitors are additionally added to the injected compositions to protect collectors and pipelines.
В зависимости от технологической необходимости по предлагаемому способу используют ингибиторы коррозии марок, например Аминкор, Викор 1А и Викор 2, Синкор 9701, нефтехим, СНПХ-6030, СНПХ-6035, СНПХ-6201, СНПХ-6438, СНПХ-6418, реагент марки МаслоПод; ингибиторы бактериальной коррозии, например формалин, уротропин, ЛПЭ-11 В, ИВВ-1, ГИПХ-1, Бактерам-607, СНПХ-1050, Десульфон СНПХ-1100, СНПХ-1260 (сульфан), Сонкор 9801, Сульфоцид-10, Сонцид-8104, ингибиторы солеотложения, например оксиэтилированные алкилфенолы фосфорной кислоты, натриевые нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ), СНПХ-5313, СНПХ-5311, аминофосфаты в количестве 0,1-3,0 мас.%.Depending on the technological need for the proposed method, corrosion inhibitors of grades are used, for example, Amincor, Vicor 1A and Vicor 2, Sincor 9701, petrochem, SNPCH-6030, SNPKh-6035, SNPKh-6201, SNPKh-6438, SNPKh-6418, a reagent of the brand OilPod ; bacterial corrosion inhibitors, for example, formalin, urotropin, LPE-11 V, IVV-1, HIPC-1, Bacteram-607, SNPCH-1050, Desulfon SNPCH-1100, SNPCH-1260 (sulfane), Soncor 9801, Sulfocide-10, Soncid -8104, scale inhibitors, for example, ethoxylated alkyl phenols of phosphoric acid, sodium nitrilotrimethylphosphonic acid (NTP), SNPCH-5313, SNPCH-5311, aminophosphates in an amount of 0.1-3.0 wt.%.
В отличие от прототипа закачиваемые композиции по предлагаемому способу дополнительно содержат ПАВ или смесь ПАВ, высокодисперсный гидрофобный материал ВДГМ и ингибитор.In contrast to the prototype, the injected compositions according to the proposed method additionally contain a surfactant or a surfactant mixture, a highly dispersed hydrophobic material VDGM and an inhibitor.
Введение ПАВ снижает межфазное натяжение на границе нефть - кислотный состав и облегчает закачку кислотных композиций в пласт.The introduction of a surfactant reduces the interfacial tension at the oil-acid composition boundary and facilitates the injection of acid compositions into the formation.
Кроме того, при введении ПАВ в закачиваемые композиции повышаются поверхностная активность композиций и увеличиваются их нефтевытесняющие свойства.In addition, when surfactants are introduced into the injected compositions, the surface activity of the compositions increases and their oil-displacing properties increase.
При растворении АПАВ в растворах кислот образуются сульфокислоты, при растворении НПАВ - оксониевые соединения. При растворении смесей ПАВ, например АПАВ и НПАВ, образуются смешанные комплексы сульфокислот и оксониевых соединений.When dissolving ACAS in acid solutions, sulfonic acids are formed, when dissolving nonionic surfactants - oxonium compounds. When dissolving mixtures of surfactants, such as ACAS and nonionic surfactants, mixed complexes of sulfonic acids and oxonium compounds are formed.
Известно, что кислые растворы ПАВ по сравнению с нейтральными растворами имеют более низкое межфазное натяжение на границе с вытесняемой нефтью, следовательно, более высокую нефтевытесняющую способность.It is known that acidic surfactant solutions in comparison with neutral solutions have a lower interfacial tension at the interface with the displaced oil, therefore, a higher oil displacing ability.
Функциональные группы вышеперечисленных сульфокислот, оксониевых соединений ПАВ, спирта или содержащих спирт продуктов и функциональные группы полимера в полимерных композициях взаимодействуют между собой за счет водородной связи и образуют высокомолекулярные комплексы, которые обладают повышенными нефтевытесняющими и реологическими неньютоновскими свойствами.The functional groups of the above sulfonic acids, oxonium compounds of surfactants, alcohol or products containing alcohol and the functional groups of the polymer in polymer compositions interact with each other due to hydrogen bonding and form high molecular weight complexes that have enhanced oil-displacing and rheological non-Newtonian properties.
Так как известные композиции на основе полисахарида являются рыхлыми, то для увеличения мощности гелевого экрана использование наполнителя (водопоглощающего полимера) обязательно.Since the known polysaccharide-based compositions are loose, the use of a filler (water-absorbing polymer) is necessary to increase the power of the gel screen.
В отличие от прототипа заявленные композиции являются самодостаточными без наполнителя и могут использоваться для обработки пласта как для значительного снижения обводненности добывающих скважин, так и для снижения проницаемости промытых водой высокопроницаемых и трещиноватых пропластков, выдерживающих высокие фильтрационные сопротивления, образуя надежный гелевый экран.Unlike the prototype, the claimed compositions are self-contained without filler and can be used to treat the formation both to significantly reduce the water cut of production wells and to reduce the permeability of water-washed, highly permeable and fractured layers that can withstand high filtration resistances, forming a reliable gel screen.
Вышеуказанные мощные ассоциаты, представляющие собой высокомолекулярные модифицированные полимерные комплексы, дают мощный синергетический эффект вязкости в результате взаимодействия функциональных групп полимера, спирта и ПАВ.The above powerful associates, which are high molecular weight modified polymer complexes, give a powerful synergistic effect of viscosity as a result of the interaction of the functional groups of the polymer, alcohol and surfactant.
По предлагаемому способу закачку водопоглощающего полимера перед закачкой полимерной композиции производят в особо необходимых случаях: при высокой приемистости свыше 800 м3/сут или при сильных прорывах водотока, или при наличии мощных водных перетоков.According to the proposed method, the injection of a water-absorbing polymer before the injection of the polymer composition is carried out in especially necessary cases: with high injectivity over 800 m 3 / day or with strong breakthroughs of the watercourse, or in the presence of powerful water flows.
В предложенном способе водонабухающий полимер закачивают только в трех синтезах 3, 5 и 9 (таблица 1).In the proposed method, a water-swellable polymer is pumped only in three syntheses 3, 5 and 9 (table 1).
Перед закачкой кислой поверхностно-активной композиции закачивают наполнитель - водопоглощающий полимер в количестве 0,1-5,0 мас.% в инертном носителе. Водопоглощающие полимеры имеют свойство поглощать воду при контакте с ней и в результате этого набухать.Before injection of the acidic surfactant composition, a filler is injected - a water-absorbing polymer in an amount of 0.1-5.0 wt.% In an inert carrier. Water-absorbing polymers tend to absorb water upon contact with it and as a result swell.
Для исключения преждевременного набухания водопоглощающий полимер в пласт доставляется в инертном носителе - в безводном углеводородном носителе. После отмывки водой носителя водопоглощающий полимер контактирует с ней, в результате поглощения воды полимер набухает в воде и надежно изолирует промытые и трещиноватые зоны неоднородного пласта, выдерживая высокие фильтрационные сопротивления.To exclude premature swelling, the water-absorbing polymer is delivered to the formation in an inert carrier - in an anhydrous hydrocarbon carrier. After washing the carrier with water, the water-absorbing polymer comes into contact with it; as a result of water absorption, the polymer swells in water 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. Для снижения расхода инертного растворителя при большом содержании водопоглощающего полимера (более 3% мас) соотношение его к инертному растворителю можно уменьшить до 1:5.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 the carrier used does not affect the swelling of the water-absorbing polymer and the quality of the resulting composition. To reduce the consumption of an inert solvent with a high content of water-absorbing polymer (more than 3% wt), its ratio to an 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 композициях 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.
В отличие от аналога по предлагаемому способу можно готовить незамерзающие композиции до (-30) - (-40)°С, так как закачиваемые композиции содержат для этого достаточное количество спирта, который является антифризом. Так, например, полигликоль (ПГ) понижает температуру замерзания: 30% ПГ ДО (-18) - (-20)°С; 40% ПГ до (-28) - (-30)°С; 50% ПГ до (-42) - (-45)°С. Применение антифриза позволяет круглогодично работать в условиях минусовых температур, например в условиях Крайнего Севера.Unlike the analogue of the proposed method, it is possible to prepare non-freezing compositions up to (-30) - (-40) ° C, since the injected compositions contain a sufficient amount of alcohol for this, which is antifreeze. So, for example, polyglycol (GH) lowers the freezing temperature: 30% GH TO (-18) - (-20) ° С; 40% GH to (-28) - (-30) ° С; 50% GH to (-42) - (-45) ° С. The use of antifreeze allows you to work year-round in conditions of subzero temperatures, for example in the Far North.
Высокая коррозийная активность кислот нейтрализуется введенными в закачиваемые композиции ингибиторами коррозии и бактериальной коррозии, которые являются хорошими эмульгаторами. Они обычно являются продуктом взаимодействия жирных кислот и органического амина, которые формируют на внутренней поверхности трубопроводов гидрофобную пленку.High corrosiveness of acids is neutralized by corrosion and bacterial corrosion inhibitors introduced into the injected compositions, which are good emulsifiers. They are usually the product of the interaction of fatty acids and an organic amine, which form a hydrophobic film on the inner surface of the pipelines.
Для увеличения гидрофобизации в предлагаемые композиции ввели высокодисперсный гидрофобный материал (ВДГМ) перечисленных выше модификаций в количестве 0,1-3,0 мас.%.To increase hydrophobization, the highly dispersed hydrophobic material (WDM) of the above modifications in the amount of 0.1-3.0 wt.% Was introduced into the proposed compositions.
Мельчайшие субмикронные частицы высокодисперсного гидрофобного материала легко проникают в поры и микротрещины коллектора, изменяют смачиваемость поверхности. Это качественно изменяет фильтрационные характеристики коллектора как для воды, так и для нефти. Так как ВДГМ, имея степень гидрофобности до 99%, в значительной степени гидрофобизирует поверхность породы за счет мелкого размера частиц и за счет сил адгезии, а также за счет изменения краевого угла смачивания до 170-178° и снижения поверхностного натяжения.The smallest submicron particles of highly dispersed hydrophobic material easily penetrate into the pores and microcracks of the collector, and change the surface wettability. This qualitatively changes the filtration characteristics of the reservoir for both water and oil. Since VDGM, having a degree of hydrophobicity of up to 99%, hydrophobizes the rock surface to a large extent due to the small particle size and due to adhesion forces, as well as by changing the wetting angle to 170-178 ° and reducing surface tension.
После закачки композиций по предлагаемому способу, например, в глиносодержащий коллектор происходит фобизация глинистых частиц, в результате чего уменьшается толщина гидратных оболочек, окружающих глиняные частицы, что приводит к увеличению эффективных размеров поровых каналов и уменьшению набухания глинистых частиц.After the compositions are pumped by the proposed method, for example, clay particles are phobized into the clay-containing reservoir, resulting in a decrease in the thickness of the hydration shells surrounding the clay particles, which leads to an increase in the effective size of the pore channels and a decrease in the swelling of clay particles.
Закачиваемые композиции по предлагаемому способу имеют низкую вязкость и высокую стабильность в условиях высокой температуры, так как содержат в своем составе спирты алифатические или ароматические или продукты, их содержащие. В условиях высокой пластовой температуры (100°С и выше) повышается роль многоатомных спиртов, так как они имеют высокую температуру кипения, которая составляет у низших диолов 188-224°С, у глицерина (триола) - 290°С, что способствует повышению стабильности композиций.The injected compositions according to the proposed method have low viscosity and high stability at high temperatures, as they contain aliphatic or aromatic alcohols or products containing them. Under conditions of high reservoir temperature (100 ° C and higher), the role of polyhydric alcohols increases, since they have a high boiling point, which is 188-224 ° C for lower diols, and 290 ° C for glycerol (triol), which helps to increase stability compositions.
По предлагаемому способу производится подготовка композиций на поверхности следующим образом. В емкости готовят при тщательном перемешивании 0,004-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на сточной или подтоварной (технической) воде. Затем при перемешивании добавляют 0,5-5,0 мас.% алифатического или ароматического спирта или содержащего его продукта, 0,50-10,0 мас.% ПАВ или смеси ПАВ, 0,1-3,0 ВДГМ (если закачиваемые композиции не содержат наполнителя) и кислоты до pH 0,5-3,0, затем при перемешивании дозируют 1,0-10,0%-ный раствор соли поливалентного катиона до концентрации сшивателя в растворе 0,003-0,30 мас.%, добавляют 0,1-3,0 мас.% ингибитора и перемешивают до однородной массы.The proposed method is the preparation of compositions on the surface as follows. In a container, 0.004-5.0 wt.% Water-soluble anionic polymer in wastewater or commercial (technical) water is prepared with thorough mixing. Then, with stirring, add 0.5-5.0 wt.% Aliphatic or aromatic alcohol or the product containing it, 0.50-10.0 wt.% Surfactants or mixtures of surfactants, 0.1-3.0 VDGM (if the injected composition do not contain a filler) and acid to a pH of 0.5-3.0, then a 1.0-10.0% solution of the polyvalent cation salt is metered with stirring to a concentration of a crosslinker in a solution of 0.003-0.30 wt.%, add 0 1-3.0 wt.% Inhibitor and mix until smooth.
При острой необходимости вперед закачкой водной поверхностно-активной полимерной композиции в скважину закачивают водопоглощающий полимер, затворенный в указанном инертном носителе. Для этого в емкости при перемешивании затворяют 0,5-5,0 мас.% водопоглощающего полимера в жидком носителе в соотношении 1:10-1:5, после закачки которого закачивают в качестве буфера разделения от воды указанный инертный растворитель.In case of urgent need, a water-absorbing polymer closed in the specified inert carrier is pumped into the well by injection of an aqueous surface-active polymer composition. To do this, 0.5-5.0 wt.% Water-absorbing polymer in a liquid carrier is closed in a container in a ratio of 1: 10-1: 5 with stirring, after which the specified inert solvent is pumped as a buffer for separation from water.
Перед закачкой водной поверхностно-активной полимерной композиции со сшивателем в скважину закачивают водопоглощающий полимер в указанном инертном носителе, после закачки которого закачивают в качестве буфера разделения от воды указанный инертный растворитель.Before the injection of the aqueous surface-active polymer composition with a crosslinker, a water-absorbing polymer in the indicated inert carrier is pumped into the well, after which the specified inert solvent is pumped as a separation buffer from water.
Структурную вязкость композиций по заявленному способу и способу-прототипу определяют на реовискозиметре Хеплера по времени погружения шарика (t, с) под действием приложенной нагрузки (P, г/см2) и вычисляется эффективная вязкость композиции (М, Па·с) по формуле М=к·Р·t, где к - постоянная вискозиметра. После выдержки приготовленных композиций в течение 24 час определяют вязкости образовавшихся гелей на реовискозиметре Хеплера при pH 7, доводя pH дозировкой водного раствора едкого натрия.The structural viscosity of the compositions according to the claimed method and the prototype method is determined on a Hepler re-viscometer by the time of immersion of the ball (t, s) under the applied load (P, g / cm 2 ) and the effective viscosity of the composition (M, Pa · s) is calculated by the formula M = k · P · t, where k is the constant of the viscometer. After holding the prepared compositions for 24 hours, the viscosities of the gels formed are determined on a Hepler rheoviscimeter at pH 7, adjusting the pH with a dosage of an aqueous sodium hydroxide solution.
Структурная вязкость композиций по предлагаемому способу и способу-прототипу представлена в табл.1.The structural viscosity of the compositions of the proposed method and the prototype method are presented in table 1.
Технология применения закачиваемых композиций по предлагаемому способу заключается в закачке их в пласт из расчета 0,5-50 м3 на метр толщины пласта и продавке их из ствола скважины в пласт закачиваемой водой для нагнетательных скважин или безводной нефтью для нефтяных скважин, выдержке в пласте в течение 12-36 час и пуске скважины в эксплуатацию для нефтяных скважин и закачке воды для нагнетательных скважин.The technology for using the injected compositions according to the proposed method consists in pumping them into the formation at a rate of 0.5-50 m 3 per meter of thickness and injecting them from the wellbore into the reservoir with injected water for injection wells or anhydrous oil for oil wells, and holding in the reservoir for during 12-36 hours and putting the well into operation for oil wells and pumping water for injection wells.
Предлагаемый способ используют для обработки пласта нефтяных месторождений, а также он может быть использован для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и для изоляции водопритока в нефтяные скважины.The proposed method is used to treat a reservoir of oil fields, and it can also be used to control the injection profile of injection wells and to isolate water inflow into oil wells.
Для нагнетательных скважин композиции закачивают в пласт до снижения приемистости скважины на 30-50%.For injection wells, compositions are pumped into the formation to reduce the injectivity of the well by 30-50%.
Для нефтяных скважин композиции закачивают в пласт для проведения изоляционных работ по ограничению водопритока в нефтяные скважины, что приводит к увеличению добычи нефти на каждую скважино-операцию с одновременным уменьшением добычи воды.For oil wells, compositions are pumped into the formation to conduct insulation work to limit water inflow into oil wells, which leads to an increase in oil production for each well operation with a simultaneous decrease in water production.
Применение органического антифриза позволит готовить незамерзающие композиции по предлагаемому составу в условиях минусовых температур.The use of organic antifreeze will prepare non-freezing compositions according to the proposed composition in conditions of subzero temperatures.
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 1Example 1
По предлагаемому способу закачиваемые композиции содержат 0,004-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на сточной или подтоварной (технической) воде; 0,5-50,0 мас.% алифатического или ароматического спирта или отходов, их содержащих; 0,50-10,0 мас.% ПАВ или смеси ПАВ; 0,1-3,0 ВДГМ; кислоты до pH 0,5-3,0 и 0,003-0,30 мас.% соли поливалентного катиона, 0,1-3,0 мас.% ингибитора.According to the proposed method, the injected composition contains 0.004-5.0 wt.% Water-soluble anionic polymer in waste or commercial (technical) water; 0.5-50.0 wt.% Aliphatic or aromatic alcohol or waste containing them; 0.50-10.0 wt.% Surfactants or mixtures of surfactants; 0.1-3.0 VDGM; acid to pH 0.5-3.0 and 0.003-0.30 wt.% salt of the polyvalent cation, 0.1-3.0 wt.% inhibitor.
В качестве кислоты дозируют до pH 0,5-3 в синтезах: 1-3, 5 - соляную кислоту до pH 1, в 7 и 9 - смесь соляной с плавиковой кислотой до pH 3, в 11, 13, 14 - смесь соляной с уксусной кислотой до pH 0,5, в 15-18 - смесь сульфаминовой кислоты с фторидом аммония до pH 2, в 19, 20, 22 - фосфорную кислоту до pH 2,5, в 24-26 - ортофосфорную кислоту до pH 1.As an acid, it is dosed to pH 0.5-3 in the syntheses: 1-3, 5 - hydrochloric acid to pH 1, in 7 and 9 - a mixture of hydrochloric acid with hydrofluoric acid to pH 3, in 11, 13, 14 - a mixture of hydrochloric acid acetic acid to pH 0.5, in 15-18 - a mixture of sulfamic acid with ammonium fluoride to pH 2, in 19, 20, 22 - phosphoric acid to pH 2.5, in 24-26 - orthophosphoric acid to pH 1.
Закачиваемые композиции с наполнителем (водопоглощающим полимером) представлены в табл.1 синтезами 3, 5, 9.The injected compositions with a filler (water-absorbing polymer) are presented in Table 1 by syntheses 3, 5, 9.
Перед закачкой водной поверхностно-активной полимерной композиции со сшивателем через колонку закачивают водопоглощающий полимер в количестве 0,5-5,0 мас.% в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе в соотношении 1:5-1:10, например в синтезе 3 - 0,5 мас.% АК-639 (В-615) в этиловом спирте в соотношении 1:5, в синтезе 5 - 2,0 мас.%. Аквамомент в полигликоли в соотношении 1:10, в синтезе 9 - 5 мас.% АК-639 (В-820) в керосине в соотношении 1:10, после закачки которых закачивают 0,2 объема указанного инертного растворителя в качестве буфера разделения от воды.Before injecting an aqueous surface-active polymer composition with a crosslinker, a water-absorbing polymer in an amount of 0.5-5.0 wt.% In an inert carrier, an anhydrous hydrocarbon solvent, is pumped through the column in a ratio of 1: 5-1: 10, for example, in a synthesis of 3 - 0 , 5 wt.% AK-639 (B-615) in ethyl alcohol in a ratio of 1: 5, in the synthesis of 5 - 2.0 wt.%. Aqua-moment in polyglycols in a ratio of 1:10, in the synthesis of 9 - 5 wt.% AK-639 (B-820) in kerosene in a ratio of 1:10, after which 0.2 volumes of the indicated inert solvent are pumped as a separation buffer from water .
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 85°С, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по пресной воде, которая составила 3,20-5,50 мкм2 (K1). Затем предлагаемые композиции фильтруют на фильтрационной установке с целью определения снижения проницаемости. С этой целью через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых композиций. После этого колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 час для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды.To filter the proposed composition, 220 mm long stainless steel columns with an inner diameter of 32 mm, equipped with shirts for thermostating, are filled in advance, 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 field of the Visean tier of the Samara region. The models are saturated with water under vacuum, thermostatted at 85 ° C, and the initial fresh water core permeability is determined by weight method, which is 3.20-5.50 μm 2 (K 1 ). Then, the proposed composition is filtered on a filtration plant in order to determine the decrease in permeability. For this purpose, one pore volume of the proposed compositions is pumped through the column. After that, the column is kept in a thermostat at 85 ° C for 6 hours to form a gel. Then, three pore volumes of water are pumped through the core.
После этого определяют проницаемость по воде (К2). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиций: K1/К2 100%.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 compositions: K 1 / K 2 100%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.2.The results of filtration studies are presented in table.2.
Пример 2Example 2
По прототипу закачивают композиции, содержащие 0,004-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на сточной или подтоварной (технической) воде; 0,5-50,0 мас.% алифатического или ароматического спирта или отходов, их содержащих; кислоты до pH 0,5-3,0 и 0,003-0,20 мас.% соли поливалентного катиона.According to the prototype, compositions containing 0.004-5.0 wt% of a water-soluble anionic polymer in sewage or commercial (technical) water are pumped; 0.5-50.0 wt.% Aliphatic or aromatic alcohol or waste containing them; acid to pH 0.5-3.0 and 0.003-0.20 wt.% salt of the polyvalent cation.
В качестве кислоты дозируют в синтезах: в 4, 6 - соляную кислоту до pH 1, в 8, 10 - смесь соляной с плавиковой кислотой до pH 2, в 12 - смесь соляной с уксусной кислотой до pH 2,5, в 21 - фосфорную кислоту до pH 3, в 23 - ортофосфорную кислоту до pH 0,5.As the acid, it is dosed in the syntheses: in 4, 6 - hydrochloric acid to pH 1, in 8, 10 - a mixture of hydrochloric acid with hydrofluoric acid to pH 2, in 12 - a mixture of hydrochloric acid and acetic acid to pH 2.5, in 21 - phosphoric acid acid to pH 3, in 23 - phosphoric acid to pH 0.5.
По прототипу фильтруют приготовленные композиции через водонасыщенную колонку на фильтрационной установке с целью определения понижения проницаемости коллектора (см. Пример 1).According to the prototype, the prepared compositions are filtered through a water-saturated column in a filtration unit in order to determine a decrease in the permeability of the collector (see Example 1).
После этого колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 час для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды. После этого определяют проницаемость по воде (К3). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиции: K1/К2 100%.After that, the column is kept in a thermostat at 85 ° C for 6 hours to form a gel. Then, three pore volumes of water are pumped through the core. After that, determine the permeability to water (K 3 ). 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.2.The results of filtration studies are presented in table.2.
Пример 3Example 3
По предлагаемому способу приготовленные композиции и приготовленные по прототипу фильтруют через насыщенный нефтью керн с остаточной водонасыщенностью 23-36% на фильтрационной установке с целью определения повышения проницаемости коллектора по нефти.According to the proposed method, the prepared compositions and prepared according to the prototype are filtered through a core saturated with oil with a residual water saturation of 23-36% in a filtration unit in order to determine the increase in the permeability of the reservoir for oil.
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 3,05-4,65 мкм2 (К1) (моделирование обработки нефтенасыщенной зоны пласта). Через колонку прокачивают один объем пор композиций.Stainless steel cores prepared for filtering with a length of 220 mm and an inner diameter of 32 mm are filled with the above mixture. The models are saturated with water under vacuum, the initial water permeability of the cores is determined by weight, then the core is saturated with oil and the residual water saturation and oil permeability are determined, which amounted to 23-36.0% and 3.05-4.65 μm 2 (K 1 ) (simulation of oil-saturated zone treatment). A single pore volume of the compositions is pumped through the column.
Затем колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (t<2), прокачивая три объема пор керна нефти. Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: К2/К1 100%.Then the column is kept in a thermostat at 85 ° C for 6 hours to form a gel. After that, the oil permeability is determined (t <2) by pumping three pore volumes of the oil core. The increase in permeability in% is determined by the change in core permeability for oil after and before pumping the composition: K 2 / K 1 100%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.3.The results of filtration studies are presented in table.3.
Пример 4Example 4
Нефтевытесняющую способность предлагаемых составов и составов по прототипу определяют в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта, представляющей собой вышеописанную колонку из нержавеющей стали. Колонку заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, термостатируют при 85°С, весовым способом определяют проницаемость керна по воде.The oil-displacing ability of the proposed compositions and compositions of the prototype is determined in terms of additional washing out of residual oil on a linear model of a homogeneous reservoir, which is the above-described stainless steel column. The column is filled with the above mixture. The model is saturated with water under vacuum, thermostatted at 85 ° C, and the core permeability to water is determined by the weight method.
После этого в колонку под давлением нагнетают нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, затем определяют начальную нефтенасыщенность керна, которая составила 64,0-77,0%. В фильтрационных работах используют природную нефть плотностью 842 кг/м3 и динамической вязкостью 8,5 мПас при 20°С. Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через керн фильтруют один поровый объем испытуемых вышеуказанных композиций и три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.After that, oil is pumped into the column under pressure until clean (without water) oil appears at the outlet, then the initial oil saturation of the core is determined, which is 64.0-77.0%. In filtration works, natural oil with a density of 842 kg / m 3 and a dynamic viscosity of 8.5 mPas at 20 ° C is used. 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 tested above compositions and three pore volumes of water are filtered through a core, the growth and the total oil displacement coefficient are determined.
Результаты фильтрации композиций по предлагаемому способу и прототипу по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл.4The results of filtering compositions according to the proposed method and prototype for determining the oil-displacing ability of the compositions are presented in table 4
Техническим результатом является повышение эффективности способа обработки пласта за счет улучшения реологических и гидрофобизирующих свойств закачиваемых композиций, а также увеличения их нефтевытесняющих свойств.The technical result is to increase the efficiency of the method of processing the formation by improving the rheological and hydrophobizing properties of the injected compositions, as well as increasing their oil-displacing properties.
За счет введения ПАВ или смеси ПАВ улучшаются фильтрационные характеристики скважины, в результате чего увеличивается фазовая проницаемость скважины по нефти.Due to the introduction of a surfactant or surfactant mixture, the filtration characteristics of the well are improved, as a result of which the phase permeability of the well in oil increases.
За счет введения высокодисперсного гидрофобного материала в закачиваемые композиции изменяется смачиваемость поверхности породы, а именно увеличивается гидрофобизация породы коллектора. При этом снижается поверхностное натяжение на границе раздела фаз вода - порода - нефть и увеличивается относительная проницаемость пласта по нефти, увеличивается нефтевытесняющая способность состава, в результате чего повышается дебит нефти.Due to the introduction of a highly dispersed hydrophobic material into the injected compositions, the wettability of the rock surface changes, namely, the hydrophobization of the reservoir rock increases. At the same time, the surface tension at the water – rock – oil interface decreases, and the relative permeability of the formation to oil increases, the oil-displacing ability of the composition increases, and as a result, the oil production rate increases.
Кроме того, при острой необходимости предлагаемую композицию можно закачать с водопоглощающим полимером. В результате создаются дополнительно повышенные сопротивления в пористой среде и, в первую очередь, перекрываются крупные поры и трещины, по которым поступает вода, в результате чего существенно снижается обводненность скважин.In addition, in urgent need, the proposed composition can be pumped with a water-absorbing polymer. As a result, additionally increased resistances are created in the porous medium and, first of all, large pores and cracks are blocked, through which water enters, as a result of which the water cut in the wells is significantly reduced.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007132767/03A RU2367792C2 (en) | 2007-08-30 | 2007-08-30 | Method of processing oil-field strata |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007132767/03A RU2367792C2 (en) | 2007-08-30 | 2007-08-30 | Method of processing oil-field strata |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007132767A RU2007132767A (en) | 2009-03-10 |
| RU2367792C2 true RU2367792C2 (en) | 2009-09-20 |
Family
ID=40528162
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007132767/03A RU2367792C2 (en) | 2007-08-30 | 2007-08-30 | Method of processing oil-field strata |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2367792C2 (en) |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2474681C1 (en) * | 2011-10-13 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2487234C1 (en) * | 2011-10-28 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of development for wet oil strata with inhomogeneous permeability |
| RU2527051C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect |
| RU2547025C1 (en) * | 2014-04-22 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of oil deposits with nonuniform permeability (versions) |
| RU2547528C2 (en) * | 2012-09-13 | 2015-04-10 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Multipurpose gel-forming composition |
| RU2612773C1 (en) * | 2015-12-16 | 2017-03-13 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" | Compound for enhanced oil recovery |
| RU2659443C2 (en) * | 2016-12-09 | 2018-07-02 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова" (МГУ) | Composition for water inflow limitation into production wells |
| RU2672069C2 (en) * | 2016-12-09 | 2018-11-09 | Елена Юрьевна Цыгельнюк | Waterproofing injection composition for the building objects underground protection (options) |
| RU2766872C1 (en) * | 2021-11-16 | 2022-03-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Синергия Технологий" | Killing fluid for oil and gas wells |
| RU2800175C1 (en) * | 2022-07-01 | 2023-07-19 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Composition for enhanced oil recovery and method of its use |
| WO2024005670A1 (en) * | 2022-07-01 | 2024-01-04 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" | Composition for enhancing oil recovery and method for using same |
-
2007
- 2007-08-30 RU RU2007132767/03A patent/RU2367792C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2474681C1 (en) * | 2011-10-13 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high-viscosity oil and bitumen deposit |
| RU2487234C1 (en) * | 2011-10-28 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of development for wet oil strata with inhomogeneous permeability |
| RU2547528C2 (en) * | 2012-09-13 | 2015-04-10 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Multipurpose gel-forming composition |
| RU2527051C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect |
| RU2547025C1 (en) * | 2014-04-22 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of oil deposits with nonuniform permeability (versions) |
| RU2612773C1 (en) * | 2015-12-16 | 2017-03-13 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" | Compound for enhanced oil recovery |
| RU2659443C2 (en) * | 2016-12-09 | 2018-07-02 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова" (МГУ) | Composition for water inflow limitation into production wells |
| RU2672069C2 (en) * | 2016-12-09 | 2018-11-09 | Елена Юрьевна Цыгельнюк | Waterproofing injection composition for the building objects underground protection (options) |
| RU2766872C1 (en) * | 2021-11-16 | 2022-03-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Синергия Технологий" | Killing fluid for oil and gas wells |
| RU2800175C1 (en) * | 2022-07-01 | 2023-07-19 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Composition for enhanced oil recovery and method of its use |
| WO2024005670A1 (en) * | 2022-07-01 | 2024-01-04 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" | Composition for enhancing oil recovery and method for using same |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007132767A (en) | 2009-03-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2367792C2 (en) | Method of processing oil-field strata | |
| RU2377399C2 (en) | Oil reservoir production method | |
| RU2715771C2 (en) | Compositions for improving oil recovery | |
| US6035936A (en) | Viscoelastic surfactant fracturing fluids and a method for fracturing subterranean formations | |
| RU2401939C2 (en) | Procedure for development of non-uniform reservoir | |
| EA026696B1 (en) | Method of removing filter cake at low temperature (embodiments) | |
| CN102741374A (en) | Micro-electromechanical semiconductor component and method for the production thereof | |
| EA025764B1 (en) | Method and fluid for treating a subterranean formation | |
| CN106867487A (en) | Temporary plugging diverting agent for reservoir transformation and preparation method thereof | |
| US11248167B2 (en) | Acid diversion in naturally fractured formations | |
| RU2294353C1 (en) | Formulation for acid treatment of critical borehole zone | |
| WO2012069784A1 (en) | Consolidation | |
| RU2467156C2 (en) | Method of bottom-hole region lining | |
| RU2504642C2 (en) | Method of inhibiting hydrocarbon formation | |
| US10435621B2 (en) | Fracturing fluid composition containing an acrylamido-tert-butylsulfonate polymer | |
| RU2394155C1 (en) | Procedure for development of non-uniform oil reservoir | |
| AU2024200244A1 (en) | Compositions and methods using subterranean treatment fluids comprising water-soluble polymers | |
| US9598631B2 (en) | Sulfonated relative permeability modifiers for reducing subterranean formation water permeability | |
| RU2429270C2 (en) | Compound for control of development of oil deposits (versions) | |
| CN108485627A (en) | A kind of preparation of water filling with oil cleaning clay expansion-resisting agent | |
| CN107629775A (en) | Oil-containing sludge profile control agent and preparation method thereof | |
| EP0444489A1 (en) | Cementing compositions containing a copolymer as a fluid loss control additive | |
| US4589489A (en) | Process for recovering oil from subterranean formations | |
| JPH01320250A (en) | Fluid loss control addiivie of composition applied to oil well cement | |
| RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool |
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: 20180831 |