RU2377399C2 - Oil reservoir production method - Google Patents
Oil reservoir production method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2377399C2 RU2377399C2 RU2008107288/03A RU2008107288A RU2377399C2 RU 2377399 C2 RU2377399 C2 RU 2377399C2 RU 2008107288/03 A RU2008107288/03 A RU 2008107288/03A RU 2008107288 A RU2008107288 A RU 2008107288A RU 2377399 C2 RU2377399 C2 RU 2377399C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- substance
- silicon
- polymer
- Prior art date
Links
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Water Treatment By Sorption (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 приемистости 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 control the injectivity profile of injection wells.
Известны кислотные композиции для обработки пласта нефтяных месторождений, по которым закачиваемые композиции содержат водорастворимый анионный полимер, кислоту, кремнийорганическое вещество или жидкое стекло и соли поливалентных металлов.Acid compositions are known for treating a reservoir of oil fields in which the injected compositions contain a water-soluble anionic polymer, acid, organosilicon or liquid glass, and polyvalent metal salts.
Так, например, закачиваемые композиции по а.с. №1661379, опубл. 07.07.91, бюл. №25, содержат при рН 1-3 в мас.%: 0,005-5,0 водорастворимого полимера; 0,002-0,04 хроматов одновалентного катиона; 0,002-12,0 кремнийорганического вещества; остальное вода.So, for example, uploaded compositions by A.S. No. 1661379, publ. 07/07/91, bull. No. 25, contain at pH 1-3 in wt.%: 0.005-5.0 water-soluble polymer; 0.002-0.04 chromates of the monovalent cation; 0.002-12.0 organosilicon substances; the rest is water.
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ, по которому закачивают в мас.%: 0,01-5,0 водорастворимого анионного полимера; неорганическую или органическую кислоту до рН 0,5-2,5; 1,5-8,0 жидкого стекла; 0,001-0,06 соли поливалентного металла; остальное вода (патент РФ №2112873, опубл. 10.06.1998).Closest to the proposed method is a method by which they are injected in wt.%: 0.01-5.0 water-soluble anionic polymer; inorganic or organic acid to a pH of 0.5-2.5; 1.5-8.0 water glass; 0.001-0.06 salts of a polyvalent metal; the rest is water (RF patent No. 2112873, publ. 06/10/1998).
Однако вышеуказанные композиции имеют не высокие реологические и низкие гидрофобизирующие и нефтевытесняющие свойства.However, the above compositions have not high rheological and low hydrophobic and oil-displacing properties.
Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа обработки пласта за счет увеличения реологических свойств, а также повышения гидрофобизирующих и нефтевытесняющих свойств закачиваемых композиций.The aim of the invention is to increase the efficiency of the method of processing the formation by increasing the rheological properties, as well as increasing the hydrophobic and oil-displacing properties of the injected compositions.
Поставленная задача решается тем, что способ обработки пласта нефтяных месторождений путем закачки в пласт полимерной композиции, содержащей водный раствор анионного полимера, по меньшей мере, одну растворимую в воде кислоту, по меньшей мере, одно кремнийсодержащее вещество и соль поливалентного металла, отличающийся тем, что указанная композиция дополнительно содержит, по меньшей мере, одно поверхностно-активное вещество - ПАВ и высокодисперсный гидрофобный материал - ВДГМ, а при ее получении в водный раствор указанного полимера дозируют, по меньшей мере, одно кремнийсодержащее вещество, по меньшей мере, одно ПАВ, ВДГМ и доводят рН реакционной массы до 0,5-3,0 путем добавления, по меньшей мере, одной кислоты, затем вводят соль поливалентного металла при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is solved in that the method of treating the reservoir of oil fields by injecting into the reservoir a polymer composition containing an aqueous solution of an anionic polymer, at least one water-soluble acid, at least one silicon-containing substance and a salt of a polyvalent metal, characterized in that said composition additionally contains at least one surfactant - a surfactant and a highly dispersed hydrophobic material - VDGM, and when it is received in an aqueous solution of the specified polymer, a dosage at least one silicon-containing substance, at least one surfactant, VDGM are added and the pH of the reaction mixture is adjusted to 0.5-3.0 by adding at least one acid, then a polyvalent metal salt is introduced in the following ratio of components , wt.%:
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что предварительно в скважину закачивают наполнитель - водопоглощающий полимер в количестве 0,5-5,0 мас.% в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе, при мас. соотношении водопоглощающий полимер: указанный инертный носитель не менее 1:5-1:10, после которого закачивают инертный носитель в качестве буфера в количестве 0,2 объема инертного носителя.2. The method according to claim 1, characterized in that pre-pumped into the well is a filler - water-absorbing polymer in an amount of 0.5-5.0 wt.% In an inert carrier - anhydrous hydrocarbon solvent, at wt. the ratio of water-absorbing polymer: the specified inert carrier is at least 1: 5-1: 10, after which the inert carrier is pumped as a buffer in an amount of 0.2 volume of inert carrier.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве кремнийсодержащего вещества используют, по меньшей мере, одно маслорастворимое или водорастворимое кремнийорганическое вещество или водорастворимое или коллоидное кремнийнеорганические вещество.3. The method according to claim 1, characterized in that at least one oil-soluble or water-soluble organosilicon substance or a water-soluble or colloidal inorganic substance is used as the silicon-containing substance.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что качестве кремнийорганического вещества используют полифункциональное алкоксисодержащее кремнийорганическое вещество - замещенный или полный эфир ортокремниевой кислоты, или органохлорсилан, или олигоорганоэтоксихлорсилоксан, или смесь тетраэтоксисилана с органохлорсиланом, или смесь тетраэтоксисилана с этоксиорганохлорсилоксаном, или метилсиликонат натрия, или этоксисилоксан, или смесь олигоэтоксисилоксанов, или полиэтилсилоксан, или полифенилсилоксановую, или полиорганофенилсилоксановую смолу, или металлоорганосилоксан: титаноэтоксихлорсилоксан - АКОР Б 100 или АКОР БН 100-104, АКОР БН 300.4. The method according to claim 3, characterized in that the quality of the organosilicon substance is used as a multifunctional alkoxy-containing organosilicon substance - a substituted or complete ester of orthosilicic acid, or organochlorosilane, or oligoorganoethoxychlorosiloxane, or a mixture of tetraethoxysilane, organochlorosilane, ethanol, siloxane or ethanol or ethoxysiloxane, or a mixture of oligoethoxysiloxanes, or polyethylsiloxane, or polyphenylsiloxane, or polyorganophenylsiloxane maul or metalloorganosiloksan: titanoetoksihlorsiloksan - ACOR ACOR B 100 or 100-104 BN, BN 300 ACOR.
5. Способ по п.3, отличающийся тем, что в качестве кремнийнеорганического вещества используют технический водорастворимый или коллоидный силикат.5. The method according to claim 3, characterized in that the technical water-soluble or colloidal silicate is used as an inorganic silicon substance.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачиваемое кремнийсодержащее вещество предварительно разбавляют разбавителем, причем кремнийсодержащее вещество, содержащее хлор, разбавляют, используя в качестве разбавителя минерализованную воду хлоркальциевого типа при соотношении: на 1 об.ч. кремнийсодержащего вещества 0,5-2 об.ч. разбавителя, а кремнийсодержащее вещество, не содержащее в своем составе хлора, разбавляют, используя в качестве разбавителя и катализатора 0,5-6,0 мас.% раствор соляной кислоты на минерализованной воде хлоркальциевого типа, в тех же соотношениях.6. The method according to claim 1, characterized in that the injected silicon-containing substance is preliminarily diluted with a diluent, and the silicon-containing substance containing chlorine is diluted using mineralized calcium chloride water as a diluent at a ratio of: 1 vol.h. silicon-containing substance 0.5-2 vol.h. a diluent, and a silicon-containing substance that does not contain chlorine is diluted using a 0.5-6.0 wt.% solution of hydrochloric acid in mineralized water of calcium chloride type as a diluent and catalyst in the same proportions.
Закачиваемые композиции дополнительно содержат ингибитор коррозии, или ингибитор бактериальной коррозии, или ингибитор солеотложений в количестве 0,1-3,0 мас.%.The injected compositions further comprise a corrosion inhibitor, or a bacterial corrosion inhibitor, or a scale inhibitor in an amount of 0.1-3.0 wt.%.
В качестве водорастворимого анионного полимера используют гидролизованные полиакриламиды (ПАА), как низкомолекулярные, так и высокомолекулярные ПАА с ММ=0,5-18·106 и степенью гидролиза 5-20%, например ПАА, как отечественного производства, например низкомолекулярные ПАА марок АК-631 и АК-642 с ММ 1,0-1,8×106 и степенью гидролиза 5-10%, выпускающиеся по ТУ 6-02-00209912-41-94 и ТУ 6-02-00209912-65-99 фирмой ООО «Гель-Сервис» г.Саратов, так и ПАА импортного производства, например производства Англии, низкомолекулярный анионный полимер марки Alkoflood 254 S, аналог ПАА с ММ 0,5-0,8×106 и степенью гидролиза 5-6%, или высокомолекулярные полимеры марок CS-131, CS-134, PDA-1004, PDA-1041, DKS-ORP-F-40NT производства Японии, ПАА с ММ 8-18×106 и степенью гидролиза 5-20%, 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, выпускающийся 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 with MM = 0.5-18 · 10 6 and a degree of hydrolysis of 5-20%, for example PAA, as domestic production, for example low molecular weight PAA AK -631 and AK-642 with an MM of 1.0-1.8 × 10 6 and a degree of hydrolysis of 5-10%, manufactured according to TU 6-02-00209912-41-94 and TU 6-02-00209912-65-99 by the company Gel-Service LLC, Saratov, and imported PAA, for example, made in England, low-molecular-weight anionic polymer Alkoflood 254 S, analogue of PAA with MM 0.5-0.8 × 10 6 and degree of hydrolysis of 5-6%, or high molecular weight polymers of the grades CS-131, CS-134, PDA-1004, PDA-1041, DKS-ORP-F-40NT manufactured in Japan, PAA with MM 8-18 × 10 6 and degree of hydrolysis 5 -20%, biopolymers based on glucose, mannose, a salt of gluconic acid and acetyl radicals that are not sensitive to high temperature - a GPS heteropolysaccharide, or a polymer mixture of polysaccharide derivatives of the brand Polymer reagent PS, or a product of the interaction of alkaline cellulose with monochloracetic acid - carboxymethyl cellulose ( ) with the degree of polymerization SP = 350-1200 and the degree of substitution Carboxylic acid groups СЗ = 80-90, for example, CMC grades KMTs-500, KMTs-600, KMTs-700, KMTs-800, ethoxylated cellulose of the OEC grade or hydroethyl cellulose of the HEC and its modifications, or methyl cellulose of the MTs brand, or modified sodium lignosulfonosulfonates methyl carboxylates KMTs-M politsel and KMTs-TS politsel, or highly viscous polyanionic cellulose brand Patsel brand PAC, produced according to TU 2231-013-32957739-00, polymethacrylic acid (PMAC) or multifunctional polyacrylic reagent brand Lacris-20, manufactured according to TU 6-01- 2-793-86, or a methacrylic copolymer acid or methacrylamide of the Metas brand, a polymer of the Polycel SK-N brand, manufactured in accordance with TU 2231-001-32957739-98, polyvinyl acetate polymers, for example polyvinyl acetate (PVA) and polyvinyl alcohol (PVA), copolymers of vinyl acetate and vinyl alcohol.
В качестве кремнийсодержащего вещества используют, по меньшей мере, одно маслорастворимое или водорастворимое кремнийорганическое вещество, или водорастворимое или коллоидное кремнийнеорганическое вещество.At least one oil-soluble or water-soluble organosilicon substance, or a water-soluble or colloidal inorganic silicon substance, is used as a silicon-containing substance.
В качестве маслорастворимого кремнийорганического вещества используют полифункциональное алкоксисодержащее кремнийорганическое вещество - замещенный или полный эфир ортокремниевой кислоты, или органохлорсилан, или олигоорганоэтоксихлорсилоксан, или смесь тетраэтоксисилана с органохлорсиланом, или смесь тетраэтоксисилана с этоксиорганохлорсилоксаном, или метилсиликонат натрия, или этоксисилоксан, или смесь олигоэтоксисилоксанов, или полиэтилсилоксан, или полифенилсилоксановую, или полиорганофенилсилоксановую смолу, например олигоорганоэтоксихлорсилоксан под названием «продукт 119-204» (ТУ 6 02-1294-84), этилсиликат - 40 (ЭТС-40, ГОСТ 26371-84) - гомогенную смесь олигоэтоксисилоксанов; или сложную смесь тетраэтоксилана и олигоэтоксисилоксана - этилсиликат - 32 (ЭТС-32, ТУ 6-02-895-86); или кремнийорганическую эмульсию КЭ 20-03 (ТУ 6-0505763441-96-93) - 70%-ную водную эмульсию полиэтилсилоксановой жидкости ПЭС-5, или металлоорганосилоксан: титаноэтоксихлорсилоксан - АКОР Б 100 или АКОР БН 100-104, АКОР БН 300, выпускаемые НПФ «Нитпо», или кремнийорганические смолы 139-297 - растворы полифенилсилоксановой смолы в ортоксилоле (ТУ 6-02-1-026-90) или полиметилфенилсилоксановой смолы 134-276 в углеводородном растворителе (ТУ 6 02-1360-87), в качестве водорастворимого кремнийорганического вещества или смеси их используют, например, гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н ТУ 6-000491277-101-97) - водный раствор метилсиликоната натрия или композицию этоксисилоксанов (ТУ 6-00 - 05763441-45-92) под названием «продукт 119-296 Т».As the oil-soluble organosilicon substance, a polyfunctional alkoxy-containing organosilicon substance is used - a substituted or complete ester of orthosilicic acid, or organochlorosilane, or oligorganorganoethoxychlorosiloxane, or a mixture of tetraethoxysilane with organochlorosilane, ethoxyisiloxanes or ethoxy-organosiloxanesiloxanes or ethoxy-organosiloxanesiloxanes or polyphenylsiloxane or polyorganophenylsiloxane resin, for example ligoorganoetoksihlorsiloksan entitled "Product 119-204" (TU 6 02-1294-84), ethyl silicate - 40 (ETS-40, GOST 26371-84) - oligoetoksisiloksanov homogeneous mixture; or a complex mixture of tetraethoxylan and oligoethoxysiloxane - ethyl silicate - 32 (ETS-32, TU 6-02-895-86); or KE 20-03 organosilicon emulsion (TU 6-0505763441-96-93) - 70% aqueous emulsion of PES-5 polyethylsiloxane liquid, or metalorganosiloxane: titanoethoxychlorosiloxane - AKOR B 100 or AKOR BN 100-104, AKOR BN 300, manufactured NPF Nitpo, or organosilicon resins 139-297 - solutions of polyphenylsiloxane resin in orthoxylene (TU 6-02-1-026-90) or polymethylphenylsiloxane resin 134-276 in a hydrocarbon solvent (TU 6 02-1360-87), as water-soluble organosilicon substances or mixtures thereof are used, for example, hydrophobic silicon organ ical liquid NGL 6-000491277-101-97 TU-11H) - aqueous solution of sodium methylsiliconate or etoksisiloksanov composition (6-00 TU - 05763441-45-92) entitled "Product 119-296 T".
В качестве кремнийнеорганического вещества используют технический водорастворимый или коллоидный силикат, включающий силикат натрия в виде жидкого стекла или полисиликата с силикатным модулем 3,2-6,5, или метасиликат, или коллоидный силикат, или быстрорастворимый гидратированный силикат, например метасиликат (ТУ 6-18-161-82), жидкое высокомодульное стекло марки «Нафтосил», выпускающееся по ТУ 2145-002-12979928-2001 или коллоидный силикат натрия марок «Сиалит» (ТУ 2145-010-43811938-97) и «Сиалит-30-5» (ТУ 2145-002-43811938-97), «Кремнезоль К3-ТМ», или быстрорастворимый гидратированный силикат натрия марки «Сиалит-60-3» (ТУ 2145-004-43811938-99), или морозостойкое стекло марки «Номак» (ТУ 2145-015-13002378-95).The inorganic silicon substance used is a technical water-soluble or colloidal silicate, including sodium silicate in the form of water glass or a polysilicate with a silicate module of 3.2-6.5, or metasilicate, or colloidal silicate, or instant hydrated silicate, for example metasilicate (TU 6-18 -161-82), Naftosil high-modulus liquid glass manufactured in accordance with TU 2145-002-12979928-2001 or colloidal sodium silicate of Sialit brands (TU 2145-010-43811938-97) and Sialit-30-5 (TU 2145-002-43811938-97), Kremnesol K3-TM, or instant hydrate Rowan sodium silicate brand "sialyl-60-3" (TU 2145-004-43811938-99) or hardy glass mark "NOMAKO" (TU 2145-015-13002378-95).
В качестве соли поливалентного металла используют соли трехвалентного хрома или алюминия: ацетаты, сульфаты, хлориды, хромокалиевые квасцы (хкк), отходы хромовых квасцов (охк), алюмокалиевые квасцы (акк), или соли с более высокой валентностью хрома или марганца: хроматы, бихроматы, перманганаты одновалентных катионов, например хроматы и бихроматы калия и натрия, перманганат калия.As a salt of a polyvalent metal, salts of trivalent chromium or aluminum are used: acetates, sulfates, chlorides, chromium potassium alum (HCC), waste of chromium alum (OHC), potassium alum (acc), or salts with a higher valence of chromium or manganese: chromates, dichromates monovalent cationic permanganates, for example potassium and sodium chromates and dichromates, potassium permanganate.
В качестве кислоты используют, по меньшей мере, одну растворимую неорганическую или органическую кислоту, например, для обработки терригенных коллекторов обычно используют соляную кислоту или смесь соляной с плавиковой кислотой, или смесь соляной с кремнефтористо-водородной кислотой, или смесь сульфаминовой кислоты с фторидом аммония, или смеси сульфаминовой кислоты с бифторидом аммония, для карбонатных - соляную или смесь соляной с уксусной, или смесь соляной и концентрата НМК; для полимиктовых глиносодержащих - фосфорную или ортофосфорную кислоту.At least one soluble inorganic or organic acid is used as the acid, for example, hydrochloric acid or a mixture of hydrochloric with hydrofluoric acid, or a mixture of hydrochloric with hydrofluoric acid, or a mixture of sulfamic acid with ammonium fluoride are usually used for treating terrigenous reservoirs, or a mixture of sulfamic acid with ammonium bifluoride, for carbonate - hydrochloric or a mixture of hydrochloric and acetic, or a mixture of hydrochloric and concentrate NMC; for polymictic clay-containing phosphoric or phosphoric acid.
В качестве водорастворимого ПАВ используют анионное ПАВ, например АПАВ марки Сульфонол, выпускающийся по ТУ 2481-004-48482528-99 на ЗАО «Бурсинтез-М», либо сульфонат разных марок, а также водорастворимое неионогенное 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-ЗБ и СНО-4Д, либо НПАВ марки ОП-10, либо смесь анионного и неионогенного водорастворимых ПАВ, например Нефтенол ВВД, выпускающийся на АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» по ТУ 2483-015-17197708-97.As a water-soluble surfactant, anionic surfactants are used, for example, sulfonol-type surfactants manufactured in accordance with TU 2481-004-48482528-99 at Bursintez-M CJSC, or various types of sulfonates, as well as water-soluble nonionic 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-ЗБ and СНО-4Д, or nonionic surfactants of the grade OP-10, or a mixture of anionic and non-ionic water-soluble surfactants, for example, VVD Neftenol, manufactured at Khimeko-Gang CJSC in accordance with TU 2483-015-17197708-97.
Кроме того, в качестве поверхностно-активного вещества для обработки призабойных зон нагнетательных скважин используют смеси водомаслорастворимых ПАВ в виде готовых композиций, например моющие препараты МЛ-80 БС (ТУ 2458-040-52412574-03), или МЛ-81Б, содержащие смесь водорастворимого анионного ПАВ (23-28%) и неионогенного маслорастворимого ПАВ (12%мас.) (ТУ 2481-007-50622652-99-2002), производимые на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М», и моющий препарат марки «МЛ-супер», выпускаемый фирмой «Дельта-пром» в г.Самаре по ТУ 2383-002-51881692-2000.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 ML-80 BS (TU 2458-040-52412574-03), or ML-81B containing a mixture of water-soluble anionic surfactants (23-28%) and nonionic oil-soluble surfactants (12% wt.) (TU 2481-007-50622652-99-2002), manufactured by ZAO Bursintez-M NPF, and ML-super detergent manufactured by Delta-Prom in Samara in accordance with TU 2383-002-51881692-2000.
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 N - 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 (waste from oleum and sulfuric acid refining of mineral oils) and ethoxylated alkylphenol 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 2482-006-48482528-89 на ЗАО НПФ «Бурсинтез-М» в виде прозрачной жидкости с массовым содержанием активного вещества не менее 50%, хорошо растворим в воде, спиртах и ацетоне, в нефти 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 in accordance with TU 2482-006-48482528-89 at ZAO Bursintez-M NPF in the form of a transparent liquid with a mass content of the active substance not less than 50%, soluble in water, alcohols and acetone, insoluble in oil.
В качестве высокодисперсного гидрофобного материала используют химически модифицированный по поверхности высокодисперсный гидрофобный материал, например тетрафторэтилен (тфэ), оксиды титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта (пс), а также высокодисперсный гидрофобный материал оксида кремния: белую сажу, тальк, аэросил, перлит, а также кремнезем марки Полисил.As a finely dispersed hydrophobic material, a finely dispersed hydrophobic material chemically modified on the surface is used, for example, tetrafluoroethylene (TFE), oxides of titanium, iron, chromium, zinc, aluminum, polyvinyl alcohol (ps), as well as a highly dispersed hydrophobic material of silicon oxide: white soot, talc, Aerosil, 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 from 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 используют водопоглощающий полимер серий АК-639 и АК-639 Г марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820 (ТУ 6-02-00209912-59-2003) и водопоглощающий полимер марки «Аквамомент», выпускаемые в г.Саратове фирмой ООО «Гель-Сервис».As the water-absorbing polymer, water-absorbing polymer of the AK-639 and AK-639 G series of the grades V-105, V-210, V-415, V-615, V-820 (TU 6-02-00209912-59-2003) and water-absorbing polymer are used polymer brand "Aquament" produced in Saratov by the company LLC Gel-Service.
Водопоглощающий полимер серии АК-639 и АК-639 Г марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820 представляет 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.The water-absorbing polymer of the AK-639 and AK-639 G series of grades B-105, B-210, B-415, B-615, B-820 is a powder or granules having a mass fraction of non-volatile substances of at least 90 wt.%, Equilibrium water absorption in distilled water is not less than 100-800 g / g, in fresh water with mineralization 0.3 g / l not less than 100-400 g / g, in produced water - 20-50 g / g. Temperature up to 80 ° С does not affect the properties of polymers.
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.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.
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 и разбавителя используют минерализованную пластовую или сточную воду хлоркальциевого типа с минерализацией до 30 г/л.As a solvent and diluent, mineralized formation or wastewater of calcium chloride type with a salinity of up to 30 g / l is used.
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 ингибитор коррозии марок, например, Аминкор, или Викор 1А, или Викор 2, или нефтехим, или СНПХ-6030, или СНПХ-6035, или СНПХ-6201, или СНПХ-6438, или СНПХ-6418, или реагент марки МаслоПод; или ингибитор бактериальной коррозии, например формалин, или уротропин, или ЛПЭ-11В, или ИВВ-1, или ГИПХ-1, или Бактерам -607, или СНПХ-1050, или Десульфон, или СНПХ-1100, или СНПХ-1260 (сульфан), или Сонкор 9601, или Сонкор 9801, или Сульфоцид-10, или Сонцид-8104, или ингибитор солеотложения, например оксиэтилированные алкилфенолы фосфорной кислоты, или натриевые соли нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ), или СНПХ-5313, или СНПХ-5311, или аминофосфаты в количестве 0,1-3,0 мас.%.Depending on the technological necessity, the proposed method uses a corrosion inhibitor of grades, for example, Amincor, or Vicor 1A, or Vicor 2, or petrochem, or SNPCH-6030, or SNPCH-6035, or SNPCH-6201, or SNPCH-6438, or SNPCH -6418, or a reagent of the brand OilPod; or an inhibitor of bacterial corrosion, for example, formalin, or urotropine, or LET-11B, or IVV-1, or HIPC-1, or Bacteram-607, or SNPCH-1050, or Desulfone, or SNPCH-1100, or SNPCH-1260 (sulfane ), or Soncor 9601, or Soncor 9801, or Sulfocide-10, or Soncid-8104, or a scale inhibitor, for example, ethoxylated alkyl phenols of phosphoric acid, or sodium salts of nitrilotrimethylphosphonic acid (NTP), or SNPCH-5313, or SNPCH-5311, or aminophosphates in an amount of 0.1-3.0 wt.%.
Закачиваемые композиции по предлагаемому способу в отличие от прототипа дополнительно содержат по меньшей мере одно поверхностно-активное вещество ПАВ и высокодисперсный гидрофобный материал ВДГМ, а в качестве кремнийсодержащего вещества закачиваемые композиции содержат широкий спектр кремнийсодержащих веществ, по меньшей мере, одно кремнийорганическое или кремнийнеорганическое.The injected compositions according to the proposed method, in contrast to the prototype, additionally contain at least one surfactant surfactant and highly dispersed hydrophobic material VDGM, and as a silicon-containing substance, the injected compositions contain a wide range of silicon-containing substances, at least one organosilicon or inorganic silicon.
Введение ПАВ в закачиваемые композиции по предлагаемому способу снижает межфазное натяжение на границе нефть - кислотный состав и облегчает закачку кислотных композиций в пласт.The introduction of surfactants in the injected composition according to the proposed method 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 повышается поверхностная активность композиций и увеличиваются их нефтевытесняющие свойства.In addition, with the introduction of surfactants in the injected composition, 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, а 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, and therefore, a higher oil displacing ability.
Вышеперечисленные сульфокислоты, оксониевые соединения и звенья полимера, например, акриловой кислоты или другие функциональные звенья в кислотных полимерных композициях взаимодействуют между собой за счет водородной связи и образуют высокомолекулярные комплексы, которые обладают повышенными реологическими и нефтевытесняющими свойствами.The above sulfonic acids, oxonium compounds and polymer units, for example, acrylic acid or other functional units in acidic polymer compositions interact with each other due to the hydrogen bond and form high molecular weight complexes that have enhanced rheological and oil-displacing properties.
Для увеличения гидрофобизации в предлагаемые композиции вводят высокодисперсный гидрофобный материал (ВДГМ) из перечисленных выше модификаций в количестве 0,1-3,0 мас.%,To increase hydrophobization in the proposed composition is introduced highly dispersed hydrophobic material (WGM) from the above modifications in an amount of 0.1-3.0 wt.%,
Высокодисперсный гидрофобный материал, имея субмикронные частицы, легко проникает в поры и микротрещины коллектора, изменяет энергетику поверхности (смачиваемость). 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.Highly dispersed hydrophobic material, having submicron particles, easily penetrates into the pores and microcracks of the collector, changes the surface energy (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%, largely hydrophobizes the surface of the rock due to the small particle size and due to adhesion forces, as well as due to a change in the contact angle wetting 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.
В предлагаемом способе увеличение структурной вязкости закачиваемых композиций происходит за счет связывания катионом поливалентного металла карбоксильных или других функциональных групп полимера, в результате чего образуется сшитый до вязкоупругого состояния модифицированный полимер. Кроме того, в роли структурообразователя выступает кремнийсодержащее вещество в зависимости от условий среды.In the proposed method, an increase in the structural viscosity of the injected compositions occurs due to the binding of the polyvalent metal cation to carboxyl or other functional groups of the polymer, resulting in the formation of a modified polymer crosslinked to a viscoelastic state. In addition, a silicon-containing substance acts as a builder depending on the environmental conditions.
В кислой среде при использовании кремнийорганического вещества образование кремнийорганического геля на основе их происходит в результате гидролиза эфирной связи Si - OR водой и последующей поликонденсации образовавшихся продуктов.In an acidic medium using organosilicon substances, the formation of organosilicon gel based on them occurs as a result of hydrolysis of the ether bond Si - OR with water and subsequent polycondensation of the resulting products.
При использовании по предлагаемому способу кремнийнеорганического вещества, например силиката натрия, происходит взаимодействие его с водными растворами электролитов, в результате чего образуется монокремниевая кислота, которая неустойчива и подвергается полимеризации, и образуются различные по составу и строению поликремниевые кислоты.When using the proposed method, an inorganic silicon substance, for example sodium silicate, it interacts with aqueous solutions of electrolytes, resulting in the formation of monosilicic acid, which is unstable and polymerized, and polysilicic acids of various composition and structure are formed.
Наряду со сшивкой карбоксильных или других функциональных групп полимера поливалентными катионами, например катионами хрома или алюминия, при повышении рН в пласте до слабокислой и нейтральной среды (при рН 5-7) создаются благоприятные условия для дополнительной сшивки функциональных групп полимера катионом кремния. В результате такого взаимодействия образуется модифицированный полимер трехмерной структуры, структурная вязкость которого увеличивается за счет ярко выраженного синергетического эффекта вязкостей в результате дополнительной сшивки катионом кремния карбоксильных или других функциональных групп полимера.Along with the crosslinking of the carboxyl or other functional groups of the polymer with polyvalent cations, for example, chromium or aluminum cations, with increasing the pH in the formation to a weakly acidic and neutral medium (at pH 5-7), favorable conditions are created for additional crosslinking of the functional groups of the polymer with a silicon cation. As a result of this interaction, a modified polymer of a three-dimensional structure is formed, the structural viscosity of which increases due to the pronounced synergistic effect of viscosities as a result of additional crosslinking of the carboxyl or other functional groups of the polymer with a silicon cation.
Перед закачкой композицию, содержащую маслорастворимое кремнийорганическое вещество, подвергают гидролизу на поверхности для получения водорастворимой массы.Before injection, the composition containing the oil-soluble organosilicon substance is subjected to hydrolysis on the surface to obtain a water-soluble mass.
Маслорастворимое хлорсодержащее кремнийорганическое вещество при приготовлении гидролизата разбавляют минерализованной пластовой или сточной водой хлоркальциевого типа, имеющейся на промысле в объемных соотношениях: на 1 об. часть кремнийорганического вещества берут 0,5-2 об. части разбавителя. С увеличением количества разбавителя скорость реакции гидролиза кремнийорганических веществ уменьшается.When preparing the hydrolyzate, the oil-soluble chlorine-containing organosilicon substance is diluted with mineralized formation or wastewater of the calcium chloride type, available in the field in volume ratios: by 1 vol. part of the organosilicon substance take 0.5-2 vol. parts of diluent. With an increase in the amount of diluent, the rate of hydrolysis of organosilicon substances decreases.
В маслорастворимое кремнийорганическое вещество, не содержащее хлора в своем составе, и в кремнийнеорганическое вещество, требующее введения катализатора, в качестве катализатора добавляют соляную кислоту в виде 0,5-6,0%-ного раствора соляной кислоты на минерализованной пластовой воде в тех же соотношениях.In an oil-soluble organosilicon substance that does not contain chlorine in its composition, and in an organosilicon substance requiring the introduction of a catalyst, hydrochloric acid is added as a catalyst in the form of a 0.5-6.0% solution of hydrochloric acid on mineralized formation water in the same proportions .
При закачивании известных композиций 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 их применения в связи низкой гидрофобностью состава.When pumping known compositions in washed and fractured zones of an inhomogeneous formation, filtering resistances are created that are not high enough to reduce water cut and effectively equalize injectivity of injection wells, as well as to increase oil recovery due to their narrow field of application due to the low hydrophobicity of the composition.
По предлагаемому способу закачиваемые композиции являются мощными термостабильными композициями, выдерживающими высокие фильтрационные сопротивления, которые могут использоваться для обработки пласта как для значительного снижения обводненности добывающих скважин, так и для снижения проницаемости промытых водой высокопроницаемых и трещиноватых пропластков. При взаимодействии функциональных групп водорастворимого полимера, кремнийсодержащего вещества и ПАВ образуются мощные ассоциаты, которые заполняют пространство между макромолекулами полимера вместо свободных молекул воды в водных растворах полимера и создают мощный гелиевый экран.According to the proposed method, the injected compositions are powerful thermostable compositions that withstand high filtration resistances, which 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. The interaction of the functional groups of a water-soluble polymer, a silicon-containing substance and a surfactant forms powerful associates that fill the space between the polymer macromolecules instead of free water molecules in aqueous polymer solutions and create a powerful helium screen.
Однако в частном случае, при острой производственной необходимости (приемистости более 1000 м3/сут, при сильных прорывах пластовых вод или при наличии мощных водных перетоков или трещин и др.) предлагаемую поверхностно-активную полимерную композицию закачивают с наполнителем. Предварительно перед поверхностно-активной полимерной композицией закачивают наполнитель - водопоглощающий полимер в количестве 0,5-5,0 мас.% в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе, при мас. соотношении водопоглощающий полимер: указанный инертный носитель не менее 1:5-1:10, после которого закачивают инертный носитель в качестве буфера в количестве 0,2 объема инертного носителя.However, in a particular case, in case of acute production necessity (injection capacity of more than 1000 m 3 / day, with strong breakthroughs of formation water or in the presence of powerful water flows or cracks, etc.), the proposed surface-active polymer composition is pumped with a filler. Preliminarily, a filler — a water-absorbing polymer in an amount of 0.5-5.0 wt.% In an inert carrier — an anhydrous hydrocarbon solvent, is added to a surface-active polymer composition. the ratio of water-absorbing polymer: the specified inert carrier is at least 1: 5-1: 10, after which the inert carrier is pumped as a buffer in an amount of 0.2 volume of inert carrier.
Водопоглощающий полимер имеют свойство поглощать воду при контакте с ней и в результате этого набухать.The water-absorbing polymer has the property of absorbing water upon contact with it and, as a result, swells.
Чтобы исключить набухание водопоглощающего полимера преждевременно, прежде окончания процесса доставки его в место максимально эффективного его использования водопоглощающий полимер доставляется в инертном носителе - в безводном углеводородном носителе, в зону набухания, 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.To exclude the swelling of the water-absorbing polymer prematurely, before the process of its delivery to the place of its most effective use, the water-absorbing polymer is delivered in an inert carrier - in an anhydrous hydrocarbon carrier, into the swelling zone, which penetrates into the pores and fractures 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 в мас.% как 1:10 соответственно. Именно при этом массовом 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 in wt.% Was determined as 1:10, respectively. It is with this mass ratio of the water-absorbing polymer to an inert carrier upon contact of the injected suspension 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 мас.%) соотношение его к инертному растворителю можно уменьшить до 1:5.To reduce the consumption of an inert solvent with a high content of water-absorbing polymer (more than 3 wt.%), Its ratio to inert solvent can be reduced to 1: 5.
Так как набухший водопоглощающий полимер не представляет собой единую связанную структуру, его можно эффективно использовать в композициях с другими реагентами.Since the swollen water-absorbing polymer does not represent a single bound structure, it can be effectively used in compositions with other reagents.
По предлагаемому способу при закачке композиций в пласт с наполнителем - водопоглощающим полимером, дополнительно создаются повышенные сопротивления в пористой среде, и в первую очередь перекрываются мощные водные перетоки и трещины, по которым поступает вода, в результате чего существенно снижается обводненность скважин.According to the proposed method, when compositions are pumped into the formation with a filler — a water-absorbing polymer, increased resistance is additionally created in the porous medium, and, first of all, powerful water flows and cracks, through which water enters, are blocked, resulting in a significant reduction in water cut in wells.
Высокая коррозийная активность кислот нейтрализуется введенными в закачиваемые композиции ингибиторами коррозии и бактериальной коррозии. Они обычно являются продуктом взаимодействия жирных кислот и органического амина, которые формируют на внутренней поверхности трубопроводов гидрофобную пленку.The high corrosive activity of acids is neutralized by corrosion and bacterial corrosion inhibitors introduced into the injected compositions. 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.
По предлагаемому способу производится подготовка композиций на поверхности таким образом: в емкости готовят при тщательном перемешивании водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на сточной или подтоварной (технической) воде. При использовании, по меньшей мере, одного маслорастворимого кремнийорганического вещества в отдельной емкости готовят гидролизат путем его разбавления в воде. При использовании кремнийорганических веществ, не содержащих хлора в своем составе и кремнийнеорганических веществ, требующих введение катализатора, в качестве катализатора добавляют соляную кислоту. Причем кремнийсодержащее вещество, не содержащее в своем составе хлора, разбавляют, используя в качестве разбавителя и катализатора 0,5-6,0 мас.% раствор соляной кислоты на минерализованной воде хлоркальциевого типа; а кремнийсодержащее вещество, содержащее в своем составе хлор, разбавляют, используя в качестве разбавителя минерализованную воду хлоркальциевого типа без добавления кислоты, а кремнийсодержащее вещество и разбавитель берут в объемных соотношениях: на 1 об. часть кремнийсодержащего вещества 0,5-2 об. части разбавителя.According to the proposed method, the compositions are prepared on the surface in this way: in a container, with careful stirring, an aqueous solution of 0.01-5.0 wt.% Water-soluble anionic polymer in waste or commercial (technical) water is prepared. When using at least one oil-soluble organosilicon substance in a separate container, a hydrolyzate is prepared by diluting it in water. When using organosilicon substances that do not contain chlorine in their composition and inorganic silicones that require the introduction of a catalyst, hydrochloric acid is added as a catalyst. Moreover, a silicon-containing substance that does not contain chlorine is diluted using a 0.5-6.0 wt.% Hydrochloric acid solution in mineralized water of calcium chloride type as a diluent and catalyst; and the silicon-containing substance containing chlorine is diluted using mineralized water of calcium chloride type as diluent without adding acid, and the silicon-containing substance and diluent are taken in volume ratios: by 1 vol. part of the silicon-containing substance 0.5-2 vol. parts of diluent.
Если используют кремнийорганическое вещество или кремнийнеорганическое в виде готовых композиций, то их дозируют в раствор полимера без предварительного разбавления.If you use an organosilicon substance or inorganic silicon in the form of ready-made compositions, they are metered into the polymer solution without preliminary dilution.
Затем в водный раствор полимера при перемешивании добавляют разбавленную разбавителем или готовую композицию кремнийсодержащих веществ в количестве 1,0-8,0 мас.%; 0,50-10,0 мас.% ПАВ; 0,1-3,0 мас.% ВДГМ и кислоту до рН 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.% и перемешивают до однородной массы.Then, in an aqueous polymer solution, with dilution with a diluent or a finished composition of silicon-containing substances in an amount of 1.0-8.0 wt.%; 0.50-10.0 wt.% Surfactant; 0.1-3.0 wt.% VDGM and acid to a pH of 0.5-3.0, then a 1.0-10.0% solution of the polyvalent cation salt is dosed with stirring to a concentration of a crosslinker in the solution of 0.003-0 30 wt.% And mix until smooth.
При острой производственной необходимости закачиваемые композиции содержат наполнитель. Для этого в другой емкости при перемешивании затворяют 0,1-5,0 мас.% водопоглощающего полимера в жидком инертном носителе в мас. соотношении не менее 1:5-1:10.In case of acute production need, the injected compositions contain a filler. To do this, in another container with stirring shut 0.1-5.0 wt.% Water-absorbing polymer in a liquid inert carrier in wt. ratio of at least 1: 5-1: 10.
Перед закачкой водной поверхностно-активной полимерной композиции со сшивателем предварительно в скважину закачивают водопоглощающий полимер в указанном инертном носителе, после которого закачивают инертный носитель в качестве буфера разделения от воды в количестве 0,2 объема инертного носителя.Before the injection of an aqueous surfactant polymer composition with a crosslinker, a water-absorbing polymer in the indicated inert carrier is preliminarily pumped into the well, after which an inert carrier is pumped as a separation buffer from water in an amount of 0.2 volume of inert carrier.
Для защиты коллекторов и трубопроводов от коррозии, бактериальной коррозии и солеотложений в закачиваемые композиции вводят ингибитор в количестве 0,1-3,0 мас.%.In order to protect collectors and pipelines from corrosion, bacterial corrosion and scaling, an inhibitor is introduced into the injected compositions in an amount of 0.1-3.0 wt.%.
Структурную вязкость композиций по заявленному способу и способу-прототипу определяют на реовискозиметре Хеплера по времени погружения шарика (t,c) под действием приложенной нагрузки (Р, г/см2) и вычисляется эффективная вязкость композиции (М, Па·с) по формуле М=к·P·t, где к -постоянная вискозиметра. После выдержки приготовленных композиций в течение 24 ч определяют вязкости образовавшихся гелей на реовискозиметре Хеплера при рН 7, доводя рН 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, c) under the action of 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 ч и пуске скважины в эксплуатацию для нефтяных скважин и закачки 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 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 can also be used to control the injectivity 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.
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. По предлагаемому способу закачиваемые композиции содержат водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на сточной или подтоварной (технической) воде; 1,0-8,0 мас.% по меньшей мере одного кремнийсодержащего вещества; 0,50-10,0 мас.% по меньшей мере одного ПАВ;Example 1. According to the proposed method, the injected composition contains an aqueous solution of 0.01-5.0 wt.% Water-soluble anionic polymer in wastewater or commercial (technical) water; 1.0-8.0 wt.% At least one silicon-containing substance; 0.50-10.0 wt.% At least one surfactant;
0,1-3,0 мас.% ВДГМ; по меньшей мере одну кислоту до рН 0,5-3,0 и 0,003-0,30 мас.% соли поливалентного катиона.0.1-3.0 wt.% VDGM; at least one acid to pH 0.5-3.0 and 0.003-0.30 wt.% salt of the polyvalent cation.
В синтезах 3, 5 и 9 таблицы 1 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 мас.% в соотношении не менее 1:5-1:10, например, в синтезе 3-0,5 мас.% АК-639 (В-615) в метиловом спирте в соотношении 1:10, в синтезе 5-2,0 мас.% Аквамомент в этиленгликоли в соотношении 1:10, в синтезе 9-5 мас.% АК-639 (В-820) в бензине в соотношении 1:5, после закачки которых закачивают 0,2 объема указанного инертного носителя в качестве буфера разделения от воды.In syntheses 3, 5 and 9 of table 1, 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, anhydrous hydrocarbon solvent in wt.%, In the ratio not less than 1: 5-1: 10, for example, in the synthesis of 3-0.5 wt.% AK-639 (B-615) in methyl alcohol in a ratio of 1:10, in the synthesis of 5-2.0 wt.% Aquament in ethylene glycols in a ratio of 1:10, in the synthesis of 9-5 wt.% AK-639 (B-820) in gasoline in a ratio of 1: 5, after which 0.2 volumes of the indicated inert carrier are pumped into honors buffer separation from water.
Синтезы 2, 5, 9, 11, 15, 18 и 20, представленные в табл.1, дополнительно содержат ингибитор в количестве 0,1-3,0 мас.%.Syntheses 2, 5, 9, 11, 15, 18 and 20, presented in table 1, additionally contain an inhibitor in an amount of 0.1-3.0 wt.%.
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 3,01-5,40 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 ч для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды.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, thermostatically controlled at 85 ° C, and the initial fresh water core permeability is determined by weight method, which is 3.01-5.40 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 was 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 2. По прототипу закачивают композиции, содержащие водные растворы 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на сточной или подтоварной (технической) воде; 1,0-8,0 мас.% по меньшей мере одного кремнийсодержащего вещества; по меньшей мере одну кислоту до рН 0,5-3,0 и 0,003-0,30 мас.% соли поливалентного катиона.Example 2. According to the prototype, compositions containing aqueous solutions of 0.01-5.0 wt.% Water-soluble anionic polymer in sewage or commercial (technical) water are pumped; 1.0-8.0 wt.% At least one silicon-containing substance; at least one acid to pH 0.5-3.0 and 0.003-0.30 wt.% salt of the polyvalent cation.
По прототипу фильтруют приготовленные композиции через водонасыщенную колонку на фильтрационной установке с целью определения понижения проницаемости коллектора (см. Пример 1). С этой целью через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых композиций.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). For this purpose, one pore volume of the proposed compositions is pumped through the column.
После этого колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 ч для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды. После этого определяют проницаемость по воде (К2). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиции: K1/К2·100%.After that, the column was 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 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.2.The results of filtration studies are presented in table.2.
Пример 3. По предлагаемому способу закачивают композиции, содержащие водные растворы 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на сточной или подтоварной (технической) воде; 1,0-8,0 мас.% по меньшей мере одного кремнийсодержащего вещества; 0,50-10,0 мас.% по меньшей мере одного ПАВ; 0,1-3,0 мас.% ВДГМ; по меньшей мере одну кислоту до рН 0,5-3,0 и 0,003-0,30 мас.% соли поливалентного катиона.Example 3. According to the proposed method, injected compositions containing aqueous solutions of 0.01-5.0 wt.% Water-soluble anionic polymer in wastewater or commercial (technical) water; 1.0-8.0 wt.% At least one silicon-containing substance; 0.50-10.0 wt.% At least one surfactant; 0.1-3.0 wt.% VDGM; at least one acid to pH 0.5-3.0 and 0.003-0.30 wt.% salt of the polyvalent cation.
Закачиваемые композиции с наполнителем (водопоглощающим полимером) представлены в табл.3 синтезами 3, 5 и 9.The injected compositions with a filler (water-absorbing polymer) are presented in Table 3 by syntheses 3, 5 and 9.
В указанных синтезах 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 мас.% в соотношении не менее 1:5-1:10, например, в синтезе 3-0,5 мас.% АК-639 (В-615) в метиловом спирте в соотношении 1:10, в синтезе 5-2,0 мас.% Аквамомент в этиленгликоли в соотношении 1:10, в синтезе 9-5 мас.% АК-639 (В-820) в бензине в мас.% в соотношении 1:5, после закачки которых закачивают 0,2 объема пор указанного инертного носителя в качестве буфера разделения от воды.In these syntheses, 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 in wt.%, In a ratio of at least 1: 5-1 is pumped through the column : 10, for example, in the synthesis of 3-0.5 wt.% AK-639 (B-615) in methyl alcohol in a ratio of 1:10, in the synthesis of 5-2.0 wt.% Aqua-moment in ethylene glycol in a ratio of 1:10 , in the synthesis of 9-5 wt.% AK-639 (B-820) in gasoline in wt.% in a ratio of 1: 5, after the injection of which 0.2 pore volumes of the specified inert medium are pumped A as a separation buffer from water.
По предлагаемому способу приготовленные композиции 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 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 2,50 - 4,21 мкм2 (K1) (моделирование обработки нефтенасыщенной зоны пласта). Через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых 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 2.50 - 4.21 μm 2 (K 1 ) (simulation of oil-saturated zone treatment). A single pore volume of the proposed 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 (К2), прокачивая три объема пор керна нефти. Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: K2/K1·100%.Then the column is kept in a thermostat at 85 ° C for 6 hours to form a gel. After that, the oil permeability (K 2 ) is determined 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 4. По предлагаемому способу закачивают композиции, содержащие водные растворы 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на сточной или подтоварной (технической) воде; 1,0-8,0 мас.% по меньшей мере одного кремнийсодержащего вещества; 0,50-10,0 мас.% по меньшей мере одного ПАВ; 0,1-3,0 мас.% ВДГМ; по меньшей мере одну кислоту до рН 0,5-3,0 и 0,003-0,30 мас.% соли поливалентного катиона.Example 4. According to the proposed method, injected compositions containing aqueous solutions of 0.01-5.0 wt.% Water-soluble anionic polymer in wastewater or commercial (technical) water; 1.0-8.0 wt.% At least one silicon-containing substance; 0.50-10.0 wt.% At least one surfactant; 0.1-3.0 wt.% VDGM; at least one acid to a pH of 0.5-3.0 and 0.003-0.30 wt.% salt of the polyvalent cation.
В синтезах 3, 5, 9 (см. табл.1) через колонку перед закачкой водных поверхностно-активных полимерных композиций со сшивателем закачивают водопоглощающий полимер в количестве 0,5-5,0 мас.% в инертном носителе - безводном углеводородном растворителе в мас.% в соотношении не менее 1:5-1:10, например, в синтезе 3-0,5 мас.% АК-639 (В-615) в метиловом спирте в соотношении 1:10, в синтезе 5-2,0 мас.% Аквамомент в этиленгликоли в соотношении 1:10, в синтезе 9-5 мас.% АК-639 (В-820) в бензине в соотношении 1:5, после закачки, которых закачивают 0,2 объема пор указанного инертного носителя в качестве буфера разделения от воды.In syntheses 3, 5, 9 (see Table 1), a water-absorbing polymer in an amount of 0.5-5.0 wt.% In an inert carrier, anhydrous hydrocarbon solvent in wt., Is pumped through the column before the injection of aqueous surface-active polymer compositions with a crosslinker % in a ratio of not less than 1: 5-1: 10, for example, in the synthesis of 3-0.5 wt.% AK-639 (B-615) in methyl alcohol in a ratio of 1:10, in the synthesis of 5-2.0 wt.% Aqua-moment in ethylene glycol in a ratio of 1:10, in the synthesis of 9-5 wt.% AK-639 (B-820) in gasoline in a ratio of 1: 5, after injection, which injected 0.2 pore volumes of the specified inert carrier as a buffer separation of water.
По прототипу закачивают композиции, содержащие водные растворы 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на сточной или подтоварной (технической) воде; 1,0-8,0 мас.% по меньшей мере одного кремнийсодержащего вещества; по меньшей мере одну кислоту до рН 0,5-3,0; и 0,003-0,30 мас.% соли поливалентного катиона.According to the prototype, compositions containing aqueous solutions of 0.01-5.0 wt.% Water-soluble anionic polymer in waste or commercial (technical) water are pumped; 1.0-8.0 wt.% At least one silicon-containing substance; at least one acid to a pH of 0.5-3.0; and 0.003-0.30 wt.% salt of the polyvalent cation.
Нефтевытесняющую способность предлагаемых составов 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 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 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 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 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 the filtration works, 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 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 увеличения реологических свойств, а также повышения гидрофобизирующих и нефтевытесняющих свойств закачиваемых композиций.The technical result is to increase the efficiency of the method of processing the formation by increasing the rheological properties, as well as increasing the hydrophobic and oil-displacing properties of the injected compositions.
За счет введения ПАВ улучшаются фильтрационные характеристики скважины, в результате чего увеличивается фазовая проницаемость скважины по нефти.Due to the introduction of surfactants, 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, resulting in an increase in oil production.
За счет закачки в пласт предлагаемых композиций создаются 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.Due to the injection of the proposed compositions into the formation, increased resistances are created in the porous medium, and first of all, large pores and cracks, through which water enters, are blocked, as a result of which the water cut in the wells is significantly reduced.
В результате уменьшения притока пластовых вод в водопромытые зоны нефтенасыщенного пласта и изменения смачиваемости породы увеличивается нефтевытесняющая способность закачиваемой композиции за счет подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.As a result of a decrease in the influx of formation water into the water-washed zones of the oil-saturated formation and changes in the wettability of the rock, the oil-displacing ability of the injected composition increases due to the connection of stagnant and weakly drained formation zones to the development.
За счет изоляции притока пластовых вод и увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта после закачки композиции по предлагаемому способу происходит перераспределение фильтрационных потоков, в результате чего увеличивается приток нефти из микропор низкопроницаемых интервалов. Поэтому предлагаемый способ можно использовать не только для изоляции пластовых вод в скважинах, но и для регулирования разработки нефтяных месторождений.By isolating the influx of formation water and increasing the hydrophobization of the surface of the formation rock after injection of the composition according to the proposed method, the redistribution of filtration flows occurs, resulting in an increase in the influx of oil from micropores of low permeability intervals. Therefore, the proposed method can be used not only to isolate formation water in wells, but also to regulate the development of oil fields.
За счет использования в закачиваемой композиции высокодисперсного гидрофобного материала меняется смачиваемость породы, а именно увеличивается гидрофобизация породы, поэтому закачиваемые гидрофобные композиции хорошо удерживаются в пласте за счет увеличения адгезии закачиваемой композиции к породе пласта и надежно изолируют приток пластовых вод в скважинах.Due to the use of a highly dispersed hydrophobic material in the injected composition, the wettability of the rock changes, namely, the hydrophobization of the rock increases, so the injected hydrophobic compositions are well retained in the reservoir by increasing the adhesion of the injected composition to the reservoir rock and reliably isolate the flow of formation water in the wells.
Результаты фильтрации композиций с целью понижения проницаемости водонасыщенных коллекторовtable 2
The results of filtering compositions to reduce the permeability of water-saturated reservoirs
п/пNo.
p / p
Результаты фильтрации композиций с целью повышения проницаемости коллектора, насыщенного нефтью с остаточной водонасыщенностью 23-36%Table 3
The results of the filtration of the compositions in order to increase the permeability of the reservoir saturated with oil with a residual water saturation of 23-36%
Нефтевытесняющая способность композицииTable 4
Oil-displacing ability of the composition
п/пNo.
p / p
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008107288/03A RU2377399C2 (en) | 2008-02-26 | 2008-02-26 | Oil reservoir production method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008107288/03A RU2377399C2 (en) | 2008-02-26 | 2008-02-26 | Oil reservoir production method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008107288A RU2008107288A (en) | 2009-09-10 |
| RU2377399C2 true RU2377399C2 (en) | 2009-12-27 |
Family
ID=41165899
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008107288/03A RU2377399C2 (en) | 2008-02-26 | 2008-02-26 | Oil reservoir production method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2377399C2 (en) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2446270C1 (en) * | 2010-08-05 | 2012-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Insulation method of formation water inflow in well and lining method of bottom-hole formation zone |
| RU2456439C1 (en) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells |
| RU2459854C1 (en) * | 2011-03-31 | 2012-08-27 | Рашид Ильдусович Хуснутдинов | Method for obtaining polymer-silicate composition |
| RU2508446C1 (en) * | 2012-10-05 | 2014-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Азимут" | Method of development of heterogeneous-layer oil deposits |
| RU2536529C1 (en) * | 2013-12-17 | 2014-12-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir |
| RU2564323C1 (en) * | 2014-09-09 | 2015-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Петрохим" | Compound for isolation and restriction of water influx to wells |
| RU2627502C1 (en) * | 2016-02-12 | 2017-08-08 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Development method of non-homogeneous oil formation with use of polymer-dispersed composition |
| RU2627786C1 (en) * | 2016-05-16 | 2017-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Plastic composition for formation water inflow insulation in well and stabilizing of producing formation and method of its application |
| RU2672069C2 (en) * | 2016-12-09 | 2018-11-09 | Елена Юрьевна Цыгельнюк | Waterproofing injection composition for the building objects underground protection (options) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114214053B (en) * | 2021-11-24 | 2023-02-28 | 东南大学 | Rock core drag reducer and preparation method thereof |
-
2008
- 2008-02-26 RU RU2008107288/03A patent/RU2377399C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2446270C1 (en) * | 2010-08-05 | 2012-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Insulation method of formation water inflow in well and lining method of bottom-hole formation zone |
| RU2456439C1 (en) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells |
| RU2459854C1 (en) * | 2011-03-31 | 2012-08-27 | Рашид Ильдусович Хуснутдинов | Method for obtaining polymer-silicate composition |
| RU2508446C1 (en) * | 2012-10-05 | 2014-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Азимут" | Method of development of heterogeneous-layer oil deposits |
| RU2536529C1 (en) * | 2013-12-17 | 2014-12-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir |
| RU2564323C1 (en) * | 2014-09-09 | 2015-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Петрохим" | Compound for isolation and restriction of water influx to wells |
| RU2627502C1 (en) * | 2016-02-12 | 2017-08-08 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Development method of non-homogeneous oil formation with use of polymer-dispersed composition |
| RU2627786C1 (en) * | 2016-05-16 | 2017-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Plastic composition for formation water inflow insulation in well and stabilizing of producing formation and method of its application |
| RU2672069C2 (en) * | 2016-12-09 | 2018-11-09 | Елена Юрьевна Цыгельнюк | Waterproofing injection composition for the building objects underground protection (options) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008107288A (en) | 2009-09-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2377399C2 (en) | Oil reservoir production method | |
| RU2401939C2 (en) | Procedure for development of non-uniform reservoir | |
| RU2367792C2 (en) | Method of processing oil-field strata | |
| RU2394155C1 (en) | Procedure for development of non-uniform oil reservoir | |
| RU2554957C2 (en) | Insulation method of formation water inflow and lining method of bottom-hole formation zone | |
| RU2010135670A (en) | METHOD FOR IMPROVING TREATMENT OF UNDERGROUND LAYER THROUGH A WELL AND METHOD OF HYDRAULIC Fracturing OF A LAYER THROUGH A WELL | |
| RU2294353C1 (en) | Formulation for acid treatment of critical borehole zone | |
| RU2467156C2 (en) | Method of bottom-hole region lining | |
| EA025764B1 (en) | Method and fluid for treating a subterranean formation | |
| CN102816558A (en) | Plugging agent for deep profile control and water plugging and preparation method thereof | |
| NO20171551A1 (en) | Cement slurry compositions, methods of making, and methods of use | |
| 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 | |
| RU2446270C1 (en) | Insulation method of formation water inflow in well and lining method of bottom-hole formation zone | |
| US9598631B2 (en) | Sulfonated relative permeability modifiers for reducing subterranean formation water permeability | |
| RU2249670C2 (en) | Method for isolating bed waters influx in wells | |
| RU2504642C2 (en) | Method of inhibiting hydrocarbon formation | |
| RU2689937C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of carbonate and terrigenous reservoirs and method of its use | |
| CA2532686A1 (en) | Compositions and methods for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids | |
| CA2159406C (en) | Process for the extraction of crude oil | |
| RU2627802C1 (en) | Composition for enhanced oil recovery | |
| CN107629775A (en) | A kind of oily sludge base profile modificator and preparation method thereof | |
| RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| CN106520097A (en) | Chemical flushing agent for oil well cement and preparation method and application thereof | |
| RU2529975C1 (en) | Composition of multi-functional reagent for physical and chemical advanced recovery methods (arm) |
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: 20180227 |