RU2401939C2 - Procedure for development of non-uniform reservoir - Google Patents
Procedure for development of non-uniform reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2401939C2 RU2401939C2 RU2008143162/03A RU2008143162A RU2401939C2 RU 2401939 C2 RU2401939 C2 RU 2401939C2 RU 2008143162/03 A RU2008143162/03 A RU 2008143162/03A RU 2008143162 A RU2008143162 A RU 2008143162A RU 2401939 C2 RU2401939 C2 RU 2401939C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- dispersion
- formation
- rim
- Prior art date
Links
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
- Water Treatment By Sorption (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки пласта нефтяных месторождений, а также может быть использовано для изоляции водопритока в нефтяные скважины, для увеличения нефтеотдачи и снижения обводненности продукции скважин и для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing a reservoir of oil fields, and can also be used to isolate water inflow into oil wells, to increase oil recovery and reduce water cut in well production and to control the injectivity profile of injection wells.
Известен способ обработки пласта, включающий закачку кремнийсодержащего вещества и высокодисперсного гидрофобного материала ВДГМ (патент № 2249670, опубл. 10.04.2005 г. Бюл. №10).A known method of processing a formation, including the injection of a silicon-containing substance and highly dispersed hydrophobic material VDGM (patent No. 2249670, publ. 10.04.2005, Bull. No. 10).
Известен способ обработки пласта, включающий закачку водного раствора анионного полимера и соли поливалентного металла в кислой среде (СССР А.С. №1645472, Е21В 43/22, опубл. 30.04.91, Бюл. №16).A known method of treating 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, EV 43/22, publ. 30.04.91, Bull. No. 16).
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, по которому в пласт закачивают водный раствор полимера и соли поливалентного металла с применением дисперсии гель-частиц (патент № 2299319, опубл. 20.05.2007 г. Бюл. №14).Closest to the proposed method is a method of developing a heterogeneous oil reservoir, by which an aqueous solution of a polymer and a polyvalent metal salt is pumped into the reservoir using a dispersion of gel particles (patent No. 2299319, publ. 05.20.2007 Bull. No. 14).
Ввиду гидрофильной природы закачиваемые композиции по известному способу разработки слабо изменяют смачиваемость породы пласта и имеют низкие нефтевытесняющие свойства. Способ имеет узкую область применения.Due to the hydrophilic nature, the injected compositions according to a known development method slightly change the wettability of the formation rock and have low oil displacing properties. The method has a narrow scope.
Целью предлагаемого изобретения является создание более эффективного и имеющего широкую область применения способа разработки неоднородного нефтяного пласта, включающего закачку в пласт поверхностно-активной композиции с применением дисперсии высокодисперсного гидрофобного материала, ПАВ и других компонентов в среде кремнийсодержащего вещества, представляющего широкий спектр кремнийсодержащих веществ: кремнийорганических или кремнийнеорганических для создания повышенных фильтрационных сопротивлений в пористой среде, и увеличения нефтевытесняющей способности закачиваемых композиций за счет изменения смачиваемости породы, а именно, увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта с целью подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.The aim of the invention is the creation of a more effective and with a wide scope of application of a method for developing a heterogeneous oil reservoir, including the injection into the reservoir of a surface-active composition using a dispersion of highly dispersed hydrophobic material, surfactants and other components in the environment of a silicon-containing substance, representing a wide range of silicon-containing substances: organosilicon or inorganic silicon to create increased filtration resistance in a porous medium, and increase the oil-displacing ability of the injected compositions due to changes in the wettability of the rock, namely, an increase in the hydrophobization of the rock surface of the formation in order to connect stagnant and slightly drained zones of the formation to the development.
Поставленная задача решается тем, чтоThe problem is solved in that
1. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в пласт первой оторочки - дисперсии компонентов, второй оторочки - водного раствора полимера и соли поливалентного катиона, отличающийся тем, что в качестве дисперсии компонентов используют дисперсию высокодисперсного гидрофобного материала ВДГМ в количестве 0,1-3,0 мас.% в среде, по меньшей мере, одного кремнийсодержащего вещества, а указанный водный раствор полимера подкислен до рН 1-3 и дополнительно содержит, по меньшей мере, одно поверхностно-активное вещество - ПАВ, при следующем соотношении компонентов, мас.%:1. The method of developing a heterogeneous oil reservoir, including the injection into the reservoir of the first rim - dispersion of components, the second rim - an aqueous polymer solution and a salt of a polyvalent cation, characterized in that the dispersion of highly dispersed hydrophobic material VDGM in the amount of 0.1-3 , 0 wt.% In the medium of at least one silicon-containing substance, and the specified aqueous polymer solution is acidified to pH 1-3 and additionally contains at least one surfactant - surfactant, in the following ratio of components, wt.%:
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при закачке в пласт с недостатком воды указанную дисперсию ВДГМ предварительно разбавляют разбавителем, в качестве которого для маслорастворимого кремнийорганического вещества, содержащего хлор, используют минерализованную пластовую воду хлоркальциевого типа, а для маслорастворимого кремнийорганического вещества, не содержащего в своем составе хлора, используют 0,5-4,0 мас.% раствор соляной кислоты на минерализованной пластовой воде хлоркальциевого типа, при соотношении: на 1 об. ч. указанной дисперсии 0,5 - 2 об. части разбавителя.2. The method according to claim 1, characterized in that when injecting into the formation with a lack of water, said dispersion of VDGM is preliminarily diluted with a diluent, for which, for an oil-soluble organosilicon substance containing chlorine, mineralized formation water of a calcium-chloride type is used, and for an oil-soluble organosilicon substance, not containing chlorine, use a 0.5-4.0 wt.% solution of hydrochloric acid in mineralized formation water of calcium chloride type, with a ratio of: 1 vol. including the specified dispersion of 0.5 to 2 vol. parts of diluent.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанная дисперсия дополнительно содержит 0,1-5,0 мас.% водопоглощающего полимера и/или 0,1-3,0 мас.%, по меньшей мере, одного ПАВ.3. The method according to claim 1, characterized in that the dispersion further comprises 0.1-5.0 wt.% Water-absorbing polymer and / or 0.1-3.0 wt.%, At least one surfactant.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют закачку третьей оторочки, содержащей, по меньшей мере, одно кремнийсодержащее вещество.4. The method according to claim 1, characterized in that it further injects a third rim containing at least one silicon-containing substance.
В качестве кремнийсодержащего вещества используют маслорастворимые или водорастворимые кремнийорганические вещества, или водорастворимые или коллоидные кремнийнеорганические вещества.As a silicon-containing substance, oil-soluble or water-soluble organosilicon substances, or water-soluble or colloidal inorganic silicon substances are used.
В качестве маслорастворимого кремнийорганического вещества, используют органохлорсиланы, смесь тетраэтоксилана и органохлорсиланов, смесь тетраэтоксилана и этоксиорганохлорсилоксанов, например, олигоорганоэтоксихлорсилоксаны 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 олигоэтоксисилоксанов - этилсиликат - 32 (ЭТС-32, ТУ 6-02-895-86); или кремнийорганическую эмульсию КЭ 20-03 (ТУ 6-0505763441-96-93) - 70%-ную водную эмульсию полиэтилсилоксановой жидкости ПЭС-5, или полимерный тампонажный материал марки АКОР Б 100, модифицированный четыреххлористым титаном (ТУ 39-1331-88), или новые марки материалов группы АКОР: АКОР БН 100-104, АКОР БН 300, выпускаемые НПФ «Нитпо», или кремнийорганические смолы 139-297 - растворы полифенилсилоксановой смолы в ортоксилоле (ТУ 6-02-1-026-90) или полиметилфенилсилоксановой смолы 134-276 в углеводородном растворителе (ТУ 6 02-1360-87), в качестве водорастворимого кремнийорганического вещества 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 an oil-soluble organosilicon substance, organochlorosilanes, a mixture of tetraethoxylane and organochlorosilanes, a mixture of tetraethoxylane and ethoxyorganochlorosiloxanes, for example, oligoorganoethoxychlorosiloxanes under the name "product 119-204" (TU 6 02-1294-84), ethyl silicate 40, GOST 40 E (40) are used. -84) - a homogeneous mixture of oligoethoxysiloxanes; or a complex mixture of tetraethoxylan and oligoethoxysiloxanes - 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 fluid, or AKOR B 100 polymer grouting material modified with titanium tetrachloride (TU 39-1331-88) , or new brands of materials from the AKOR group: AKOR BN 100-104, AKOR BN 300, manufactured by NPP Nitpo, or organosilicon resins 139-297 - solutions of polyphenylsiloxane resin in orthoxylene (TU 6-02-1-026-90) or polymethylphenylsiloxane resins 134-276 in a hydrocarbon solvent (TU 6 02-1360-87), as a water-soluble organosilicon about the substance use, for example, hydrophobizing organosilicon liquid GKZh-11N TU 6-000491277-101-97) - an aqueous solution of sodium methylsiliconate or a composition of ethoxysiloxanes (TU 6-00 - 05763441-45-92) under the name "product 119-296 T" .
В качестве кремнийнеорганического вещества используют технические водорастворимые или коллоидные силикаты, включающие силикаты натрия в виде жидкого стекла или полисиликаты с силикатным модулем 3,0-6,5, или метасиликаты, или коллоидные силикаты, или быстрорастворимые гидратированные силикаты, например, метасиликат (ТУ 6-18-161-82), жидкое высокомодульное стекло марки «Нафтосил», выпускающееся по ТУ 2145-002-12979928-2001 или коллоидные силикаты 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) или смеси их.As inorganic silicones, technical water-soluble or colloidal silicates are used, including sodium silicates in the form of water glass or polysilicates with a silicate module of 3.0-6.5, or metasilicates, or colloidal silicates, or instant hydrated silicates, for example, metasilicate (TU 6- 18-161-82), Naftosil high-modulus liquid glass, produced according to TU 2145-002-12979928-2001 or colloidal sodium silicates of the Sialit brands (TU 2145-010-43811938-97) and Sialit-30-5 "(TU 2145-002-43811938-97)," Silica sol K3-TM ", or instant hydrated sodium silicate of the Sialit-60-3 brand (TU 2145-004-43811938-99), or frost-resistant glass of the Nomak brand (TU 2145-015-13002378-95) or their mixtures.
В качестве высокодисперсного гидрофобного материала используют химически модифицированные по поверхности высокодисперсные гидрофобные материалы тетрафторэтилена (тфэ), оксидов титана, железа, хрома, цинка, алюминия, поливинилового спирта (пс), 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 (ps), and finely dispersed hydrophobic materials of silicon oxides: white carbon, 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 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 polymers of the AK-639 and AK-639 G series are used, grades V-105, V-210, V-415, V-615, V-820 (TU 6-02-00209912-59-2003) and water-absorbing polymer brand "Aquament" produced in Saratov by the company LLC Gel-Service.
Водопоглощающие полимеры серии АК-639 и АК-639 Г 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.Water-absorbing polymers of the AK-639 and AK-639 G series, grades V-105, V-210, V-415, V-615, V-820 are 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 does not render up to 80 ° С effects on 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.
Кроме того, можно использовать водопоглощающий полимер марки FS - 305 по техническому паспорту ООО «СНФ С.А» г.Москва), представляющий собой белый порошок с адсорбцией дистиллированной воды 400 г/г.In addition, you can use FS-305 brand water-absorbing polymer according to the technical data sheet of SNF S.A LLC, Moscow), which is a white powder with adsorption of distilled water 400 g / g.
В качестве ПАВ или смеси их используют водорастворимые, водомаслорастворимые, масловодорастворимые ПАВ или смесь их.Water-soluble, water-oil-soluble, oil-water-soluble surfactants or a mixture thereof are used as surfactants or mixtures thereof.
В качестве водорастворимых ПАВ используют анионные ПАВ, например, АПАВ марки Сульфонол, 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-3Б 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 ethylene oxide (AF 9 -12) neonol-12, manufactured in accordance with TU-2483-077-05766801-98 at OAO Tatneft, or its commercial form SNO-3B and SNO-4D, or nonionic surfactant grade OP-10, or anionic mixture and non-ionic water-soluble surfactants, for example, VVD Neftenol, manufactured by AOZT "HIMEKO-GANG" according to TU 2483-015-17197708-97.
Кроме того, в качестве поверхностно-активного вещества для обработки призабойных зон нагнетательных скважин используют смеси водо-маслорастворимых 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 a water-soluble anionic surfactant (23-28%) and non-ionic oil-soluble surfactant (12 wt.%) (TU 2481-007-50622652-99-2002), manufactured by ZAO Bursintez-M, and a detergent brand "ML -super ”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 нефте-водорастворимых 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»).To treat bottom-hole zones of producing 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-water-soluble sulfoethoxylates, nonionic surfactants and high molecular weight oil sulfonates, or Neftenol-001.M - products of joint processing of acid oil tar production waste from oleum and sulfuric acid refining 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 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 растворителя и разбавителя используют минерализованную сточную, подтоварную (техническую) или пластовую воду хлоркальциевого типа.As a solvent and diluent, mineralized wastewater, commercial (technical) or formation water of calcium-chloride type is used.
В качестве водорастворимого анионного полимера используют гидролизованные полиакриламиды (ПАА), как низкомолекулярные, а 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 5-18×106 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 grades AK-631 and AK-642 with MM 1.0-1.8 × 10 6 and a degree of hydrolysis of 5-10%, produced according to TU 6-02-00209912-41-94 and TU 6-02-00209912-65 -99 by Gel-Service LLC, Saratov, and imported PAA, for example, England-made low-molecular-weight anionic polymer Alkoflood 254 S, analogue of PAA with MM 0.5-0.8 × 10 6 and a degree of hydrolysis of 5-6% or high molecular weight polymers of grades CS-131, CS-134, PDA-1004, PDA-1041, DKS-ORP-F-40NT manufactured in Japan by PAA with MM 5-18 × 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 -GPS 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) 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 lignosulfonosulfonamide sodium Polytsel KMTs-M and Polytsel KMTs-TS grades, or high viscosity polyanionic cellulose of the Politsel PAC grade, produced according to TU 2231-013-32957739-00, polymethacrylic acid (PMAC) or multifunctional polyacrylic reagent Lacris-20 brand, manufactured according to TU 6-01 -2-793-86, or methacryl copolymer howl acid or methacrylamide Metas stamps, stamps polymer Politsel SC-H, produces TU 2231-001-32957739-98, polyvinyl polymers such as polyvinyl acetate (PVA) and polyvinyl alcohol (PVA), copolymers of vinyl acetate and vinyl alcohol.
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 (CCC), waste of chromium alum (OHC), alum-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 соли поливалентного металла используют, например, ацетат хрома, который выпускают в виде водного раствора по ТУ 6-02-00209912-70-00 в г.Саратове фирмой ООО «Гель-Сервис», натрия бихромат технический выпускают по ГОСТ 2651-78 фирмой ООО «КВАРТ» в г.Тюмени, квасцы хромокалиевые выпускают по ГОСТ 4162-79 фирмой АН «НТО «ИТИН» в г.Москве, сульфат алюминия выпускают по ГОСТ 12966-85 в институте «ТатНИПИнефть АО «Татнефть» в г.Бугульме.As a salt of a polyvalent metal, for example, chromium acetate is used, which is produced in the form of an aqueous solution in accordance with TU 6-02-00209912-70-00 in Saratov by Gel-Service LLC, technical sodium dichromate is produced in accordance with GOST 2651-78 by KVART LLC in Tyumen, chromium-potassium alum is produced according to GOST 4162-79 by NTO ITIN in Moscow, aluminum sulfate is produced according to GOST 12966-85 at the TatNIPIneft Tatneft Institute in Bugulma .
В качестве кислоты используют неорганические или органические кислоты или смесь кислот, 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.Inorganic or organic acids or a mixture of acids are used as the acid, for example, hydrochloric acid or a mixture of hydrochloric acid with hydrofluoric acid, or a mixture of hydrochloric acid with hydrofluoric acid, or a mixture of sulfamic acid with ammonium fluoride, or a mixture of sulfamic acid are usually used to treat terrigenous reservoirs; with ammonium bifluoride, for carbonate - hydrochloric or a mixture of hydrochloric with acetic, or a mixture of hydrochloric and concentrate NMK; for polymictic clay-containing phosphoric or phosphoric acid.
В скважину закачивают последовательно две оторочки композиций.Two rims of compositions are sequentially pumped into the well.
Первая закачиваемая оторочка содержит дисперсию высокодисперсного гидрофобного материала в среде, по меньшей мере, одного кремнийсодержащего вещества.The first injected rim contains a dispersion of highly dispersed hydrophobic material in the medium of at least one silicon-containing substance.
Закачиваемая композиция имеет способность существенно изменять смачиваемость породы, а именно, увеличивать гидрофобизацию породы пласта и улучшать адгезию закачиваемой композиции к породе.The injected composition has the ability to significantly change the wettability of the rock, namely, to increase the hydrophobization of the formation rock and improve the adhesion of the injected composition to the rock.
В присутствии высокодисперсного гидрофобного материала изменяются свойства закачиваемых композиций, поэтому после закачки их изменяются фильтрационные характеристики коллекторов как для воды, так и для нефти.In the presence of a highly dispersed hydrophobic material, the properties of the injected compositions change; therefore, after their injection, the filtration characteristics of the reservoirs for both water and oil change.
Благодаря субмикронным размерам частиц используемого материала, на 2-3 порядка меньшим среднего размера пор коллектора, высокодисперсный гидрофобный материал любой модификации легко проникает в призабойную зону пласта, меняя энергетику поверхности (смачиваемость) пласта.Due to the submicron particle size of the material used, 2-3 orders of magnitude smaller than the average pore size of the reservoir, highly dispersed hydrophobic material of any modification easily penetrates the bottomhole formation zone, changing the surface energy (wettability) of the formation.
За счет уменьшения проницаемости высокопроницаемых пропластков для притока пластовых вод и увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта после закачки композиции происходит перераспределение фильтрационных потоков, в результате чего увеличивается приток нефти из микропор низкопроницаемых интервалов.Due to a decrease in the permeability of high-permeability layers for the influx of formation water and an increase in the hydrophobization of the rock surface after injection of the composition, redistribution of filtration flows occurs, resulting in an increase in the influx of oil from micropores of low-permeability intervals.
При закачке в высокопроницаемые трещиноватые пласты первая закачиваемая оторочка в качестве наполнителя может содержать водопоглощающий полимер.When injected into highly permeable fractured formations, the first injected rim may contain a water-absorbing polymer as a filler.
В пласте при наличии воды водопоглощающий полимер набухает, создавая дополнительные повышенные фильтрационные сопротивления в пористой среде.In the reservoir, in the presence of water, the water-absorbing polymer swells, creating additional increased filtration resistance in a porous medium.
В зависимости от геофизических условий первая закачиваемая оторочка может содержать, по меньшей мере, одно поверхностно-активное вещество ПАВ.Depending on geophysical conditions, the first injection rim may contain at least one surfactant.
Введение ПАВ в закачиваемые композиции снижает межфазное натяжение на границе нефть - поверхностно-активная композиция и облегчает закачку поверхностно-активных композиций в пласт.The introduction of surfactants in the injected composition reduces the interfacial tension at the oil-surfactant interface and facilitates the injection of surfactant compositions into the formation.
В таблицах 1.1 и 1.2 указано содержание компонентов первой закачиваемой оторочки по заявляемому способу и по прототипу.Tables 1.1 and 1.2 indicate the content of the components of the first injected rim according to the claimed method and the prototype.
По заявляемому способу закачивают дисперсию 0,1-3,0 мас.% высокодисперсного гидрофобного вещества в среде, по меньшей мере, одного кремнийсодержащего вещества (см. табл.1.1).According to the inventive method, a dispersion of 0.1-3.0 wt.% Highly dispersed hydrophobic substances in the medium of at least one silicon-containing substance is pumped (see table 1.1).
Первая оторочка может содержать 0,1-5,0 мас.% водопоглощающего полимера и/или 0,1-3,0 мас.%, по меньшей мере, одного ПАВ.The first rim may contain 0.1-5.0 wt.% Water-absorbing polymer and / or 0.1-3.0 wt.%, At least one surfactant.
По прототипу (см. табл.1.2) закачивают в качестве первой оторочки дисперсию гель-частиц в водном растворе полимера.According to the prototype (see Table 1.2), a dispersion of gel particles in an aqueous polymer solution is pumped as the first rim.
По заявляемому способу в отличие от прототипа закачка маловязкой дисперсии гидрофобного материала в среде кремнийсодержащего вещества приводит к глубокому проникновению дисперсии в пласт и увеличению гидрофобизации поверхности породы пласта, в результате чего происходит вытеснение остаточной нефти из интервалов неоднородного по проницаемости пласта. После закачки дисперсии в пласте происходит изоляция притока пластовых вод в результате образования кремнийсодержащего геля. Так как дисперсия может содержать ПАВ, после закачки поверхностно-активной композиции, содержащей дисперсию гидрофобного материала, увеличиваются нефтевытесняющие свойства, происходит перераспределение фильтрационных потоков и вытеснение нефти из низкопроницаемых насыщенных нефтью интервалов. Поэтому предлагаемый способ можно использовать не только для изоляции пластовых вод в скважину, но и для регулирования разработки нефтяных месторождений.According to the claimed method, in contrast to the prototype, the injection of a low-viscosity dispersion of a hydrophobic material in a silicon-containing medium leads to a deep penetration of the dispersion into the formation and an increase in hydrophobization of the formation rock surface, as a result of which the residual oil is displaced from the intervals of the heterogeneous permeability of the formation. After the dispersion is injected into the formation, the influx of formation water is isolated as a result of the formation of a silicon-containing gel. Since the dispersion may contain a surfactant, after injection of a surface-active composition containing a dispersion of a hydrophobic material, oil-displacing properties increase, redistribution of filtration flows and oil are displaced from low-permeability oil-saturated intervals. Therefore, the proposed method can be used not only to isolate formation water into the well, but also to regulate the development of oil fields.
При закачке первой оторочки по предлагаемому способу в водонасыщенную зону нефтенасыщенного пласта в качестве кремнийсодержащего вещества используют, по меньшей мере, одно маслорастворимое кремнийорганическое вещество из вышеуказанных маслорастворимых кремнийорганических веществ, которое смешивают с гидрофобным материалом - ВДГМ и закачивают в скважину.When injecting the first rim of the proposed method into a water-saturated zone of an oil-saturated formation, at least one oil-soluble organosilicon substance from the above oil-soluble organosilicon substances is used as a silicon-containing substance, which is mixed with a hydrophobic material - VDGM and pumped into the well.
После закачки указанной дисперсии в водонасыщенную зону пласта происходит гидролиз кремнийорганического вещества по эфирной связи Si - OR пластовой минерализованной водой с последующей гидролитической поликонденсацией, в результате чего образуется нерастворимый гидрофобный кремнийорганический полимер, который надежно закупоривает поры пласта. За счет использования в закачиваемой композиции гидрофобного материала меняется смачиваемость породы пласта, а именно, увеличивается гидрофобизация породы, поэтому закачиваемая гидрофобная композиция хорошо удерживается в пласте за счет увеличения адгезии закачиваемой композиции к породе пласта.After the specified dispersion is pumped into the water-saturated zone of the formation, the organosilicon is hydrolyzed via the Si - OR ether bond with the formation mineralized water followed by hydrolytic polycondensation, resulting in the formation of an insoluble hydrophobic organosilicon polymer that reliably clogs the pores of the formation. Due to the use of a hydrophobic material in the injected composition, the wettability of the formation rock changes, namely, the hydrophobization of the formation increases, therefore, the injected hydrophobic composition is well retained in the formation by increasing the adhesion of the injected composition to the formation rock.
Перед закачкой в нефтенасыщенную зону продуктивного пласта закачиваемую указанную дисперсию ВДГМ в среде маслорастворимого кремнийорганического вещества из-за недостатка воды в пласте подвергают гидролизу на поверхности.Before injection into the oil-saturated zone of the reservoir, the indicated dispersion of VDGM in the oil-soluble organosilicon substance injected is subjected to hydrolysis on the surface due to the lack of water in the reservoir.
Маслорастворимые хлорсодержащие кремнийорганические вещества при приготовлении гидролизата разбавляют минерализованной пластовой или сточной водой, имеющейся на промысле в объемном соотношении: на 1 об. часть указанной дисперсии берется 0,5-2 об. части разбавителя.When preparing the hydrolyzate, oil-soluble chlorine-containing organosilicon substances are diluted with mineralized formation or waste water available in the field in a volume ratio of 1 vol. part of the specified dispersion is taken to 0.5-2 vol. parts of diluent.
В маслорастворимые кремнийорганические вещества, не содержащие хлора, в качестве катализатора добавляют соляную кислоту в виде 0,5-4,0%-ного раствора соляной кислоты на минерализованной пластовой воде в тех же соотношениях.In the oil-soluble organosilicon substances that do not contain chlorine, hydrochloric acid is added as a catalyst in the form of a 0.5-4.0% solution of hydrochloric acid on mineralized formation water in the same proportions.
При закачке в промытые и трещиноватые зоны пласта первая оторочка может содержать водонабухающий полимер в количестве 0,1-5,0 мас.%.When injected into the washed and fractured zones of the formation, the first rim may contain a water-swelling polymer in an amount of 0.1-5.0 wt.%.
Чтобы исключить набухание водопоглощающего полимера преждевременно, прежде окончания процесса доставки его в пласт в промытые и трещиноватые зоны неоднородного пласта, а именно, в место максимально эффективного его использования, водопоглощающий полимер доставляется в среде кремнийсодержащего вещества. По окончании доставки в пласт водопоглощающий полимер при контакте с водой набухает и надежно изолирует промытые и трещиноватые зоны неоднородного пласта, выдерживая высокие фильтрационные сопротивления.In order to prevent swelling of the water-absorbing polymer prematurely, before the process of its delivery to the formation in the washed and fractured zones of the heterogeneous formation, namely, to the place of its most effective use, the water-absorbing polymer is delivered in a silicon-containing substance. Upon completion of delivery to the formation, the water-absorbing polymer, upon contact with water, swells and reliably isolates the washed and fractured zones of the heterogeneous formation, withstanding high filtration resistances.
В первую очередь перекрываются крупные поры и трещины, по которым поступает вода, в результате чего существенно снижается обводненность скважин.First of all, large pores and cracks are blocked, through which water enters, as a result of which the water cut of the wells is significantly reduced.
После закачки первой оторочки в скважину закачивают вторую оторочку.After the first rim is pumped into the well, the second rim is pumped into the well.
В таблице 2 указано содержание компонентов второй оторочки композиции по заявляемому способу и по прототипу.Table 2 shows the content of the components of the second rim of the composition according to the claimed method and the prototype.
Вторая закачиваемая оторочка содержит композицию 0,01-5,0 мас.% водного раствора водорастворимого полимера, подкисленного до рН 1-3; 0,1-3,0 мас.%, по меньшей мере, одного ПАВ и 0,01-0,3 мас.% соли поливалентного металла.The second injected rim contains a composition of 0.01-5.0 wt.% An aqueous solution of a water-soluble polymer, acidified to pH 1-3; 0.1-3.0 wt.%, At least one surfactant and 0.01-0.3 wt.% Salt of a polyvalent metal.
В отличие от прототипа, содержащего полимерную композицию со сшивателем, по заявляемому способу вторая закачиваемая оторочка представляет собой подкисленную поверхностно-активную полимерную композицию со сшивателем.In contrast to the prototype containing the polymer composition with a crosslinker, according to the present method, the second injected rim is an acidified surface-active polymer composition with a crosslinker.
Введение ПАВ в закачиваемые композиции по заявляемому способу снижает межфазное натяжение на границе нефть - кислотный состав и облегчает закачку кислотных композиций в пласт.The introduction of surfactants in the injected composition by the present method reduces the interfacial tension at the oil-acid composition boundary and facilitates the injection of acid compositions into the formation.
При введении ПАВ в закачиваемые композиции, повышается поверхностная активность композиций, и увеличиваются их нефтевытесняющие свойства.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, for example, surfactants 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 акриловой кислоты или другие функциональные группы в кислотных полимерных композициях взаимодействуют между собой за счет водородной связи и образуют высокомолекулярные комплексы, которые обладают повышенными нефтевытесняющими и реологическими неньютоновскими свойствами.The above sulfonic acids, oxonium compounds and units of acrylic acid or other functional groups in acidic polymer compositions interact with each other due to the hydrogen bond and form high molecular weight complexes that have enhanced oil-displacing and rheological non-Newtonian properties.
В пласте при повышении рН выше 3 увеличение вязкости композиции происходит за счет связывания высокомолекулярных комплексов катионом поливалентного металла с образованием сшитых до вязкоупругого состояния модифицированных полимеров трехмерной структуры.In the formation, with an increase in pH above 3, an increase in the viscosity of the composition occurs due to the binding of high molecular weight complexes to a polyvalent metal cation with the formation of modified polymers of a three-dimensional structure crosslinked to a viscoelastic state.
При закачивании известных композиций, включая композиции по прототипу, в промытых и трещиноватых зонах неоднородного пласта создаются фильтрационные сопротивления, которые являются недостаточно высокими для значительного снижения обводненности добывающих скважин и эффективного выравнивания приемистости нагнетательных скважин, а также в связи с низкой гидрофобностью композиций мало предпосылок для значительного повышения нефтеотдачи пласта из-за узкой области их применения и низких нефтевытесняющих свойств.When pumping known compositions, including compositions according to the prototype, in the washed and fractured zones of an inhomogeneous formation, filtering resistances are created that are not high enough to significantly reduce the water cut of production wells and effectively equalize the injectivity of injection wells, and due to the low hydrophobicity of the compositions, there are few prerequisites for significant enhanced oil recovery due to the narrow scope of their application and low oil displacing properties.
По предлагаемому способу закачиваемые композиции имеют высокую гидрофобность, присутствие ПАВ в кислотной форме значительно снижает межфазное натяжение на границе нефть-кислотный состав, повышает поверхностную активность композиций и их нефтевытесняющие свойства. Кроме того, закачиваемые композиции создают высокие фильтрационные сопротивления для значительного снижения обводненности, а также увеличивают нефтевытесняющую способность за счет увеличения гидрофобизации поверхности породы, подключая к разработке застойные и слабодренируемые зоны пласта.According to the proposed method, the injected compositions have high hydrophobicity, the presence of surfactants in acid form significantly reduces the interfacial tension at the oil-acid composition border, increases the surface activity of the compositions and their oil-displacing properties. In addition, the injected compositions create high filtration resistance to significantly reduce water cut, and also increase oil displacement ability by increasing the hydrophobization of the rock surface, connecting stagnant and slightly drained formation zones to the development.
Приготовление композиций первой и второй оторочек по заявляемому способу и по прототипу и закачку их в скважину производят так.The preparation of the compositions of the first and second rims according to the claimed method and according to the prototype and their injection into the well is carried out as follows.
Для приготовления первой оторочки в одной емкости перемешивают, по меньшей мере, одно кремнийсодержащее вещество и высокодисперсный гидрофобный материал. Первая оторочка может содержать водопоглощающий полимер и/или по меньшей мере, одно ПАВ.To prepare the first rim, at least one silicon-containing substance and a highly dispersed hydrophobic material are mixed in one container. The first rim may contain a water-absorbing polymer and / or at least one surfactant.
При закачке в водонасыщенную зону закачивают в скважину дисперсию гидрофобного материала в среде, по меньшей мере, одного маслорастворимого кремнийорганического вещества.When injected into the water-saturated zone, a dispersion of hydrophobic material in the medium of at least one oil-soluble organosilicon substance is pumped into the well.
При закачке в нефтенасыщенную зону при недостатке воды в пласте перед закачкой на поверхности производят гидролиз указанной дисперсии путем разбавления водой и выдержки реакционной массы до водорастворимого состояния в результате гидролиза.When injected into the oil-saturated zone with a lack of water in the reservoir, hydrolysis of this dispersion is performed before injection on the surface by dilution with water and holding the reaction mass to a water-soluble state as a result of hydrolysis.
Указанную дисперсию ВДГМ предварительно разбавляют разбавителем, в качестве которого для маслорастворимого кремнийорганического вещества, содержащего хлор, используют минерализованную пластовую воду хлоркальциевого типа, а для маслорастворимого кремнийорганического вещества, не содержащего в своем составе хлора, используют 0,5-4,0 мас.% раствор соляной кислоты на минерализованной пластовой воде хлоркальциевого типа, при соотношении: на 1 об. ч. указанной дисперсии 0,5-2 об. ч. разбавителя. Компоненты первой оторочки перемешивают и закачивают в пласт.The indicated dispersion of VDGM is preliminarily diluted with a diluent, for which, for an oil-soluble organosilicon substance containing chlorine, mineralized formation water of calcium-chloride type is used, and for an oil-soluble organosilicon substance that does not contain chlorine, a 0.5-4.0 wt.% Solution is used hydrochloric acid on mineralized formation water of calcium chloride type, with a ratio of: 1 vol. including the specified dispersion of 0.5-2 vol. including diluent. The components of the first rim are mixed and pumped into the reservoir.
В другой емкости готовят при тщательном перемешивании водный раствор 0,01-5,0 мас.% водного раствора водорастворимого анионного полимера на минерализованной сточной, подтоварной (технической) или разбавленной пластовой воде. Затем в водный раствор полимера при перемешивании добавляют 0,1-3,0 мас.%, по меньшей мере, одного ПАВ и кислоту до рН 1-3. После этого при перемешивании дозируют 1,0-10,0%-ный раствор соли поливалентного катиона до концентрации сшивателя в растворе 0,01-0,3 мас.%, перемешивают до однородной массы и закачивают в качестве второй оторочки.In another container, with careful stirring, an aqueous solution of 0.01-5.0 wt.% Aqueous solution of a water-soluble anionic polymer on mineralized wastewater, produced (technical) or diluted formation water is prepared. Then, 0.1-3.0 wt.% Of at least one surfactant and acid are added to the aqueous polymer solution with stirring to pH 1-3. After that, with stirring, a 1.0-10.0% solution of the salt of the polyvalent cation is dosed to a concentration of a crosslinker in a solution of 0.01-0.3 wt.%, Mixed to a homogeneous mass and pumped as a second rim.
Закачанную вторую полимерную оторочку можно дозакрепить закачкой в скважину третьей оторочки, содержащей, по меньшей мере, одно кремнийсодержащее вещество для сохранения технологических свойств второй оторочки, ее целостности и эффективного перераспределения закачиваемых за оторочкой термостабильных агентов.The injected second polymer rim can be reinforced by injection into the well of the third rim containing at least one silicon-containing substance to preserve the technological properties of the second rim, its integrity and efficient redistribution of thermostable agents injected behind the rim.
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 закачки воды для нагнетательных скважин.The technology of using the injected compositions according to the proposed method consists in pumping them into the formation at the rate of 0.5-50 m 3 per meter of thickness of the formation and selling them from the wellbore to the formation with injected water for injection wells or anhydrous oil for oil wells, holding in the reservoir for during 12-36 hours and putting the well into operation for oil wells and pumping water for injection wells.
Разработанную технологию закачки в виде закачиваемых оторочек используют для разработки неоднородного нефтяного пласта, а также технология может быть использована для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и для изоляции водопритока в нефтяные скважины.The developed injection technology in the form of injected rims is used to develop a heterogeneous oil reservoir, and the technology 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 и нефтевытесняющей способности композиций были проведены фильтрационные исследования.Filtration studies were carried out to determine the decrease in permeability of reservoirs and oil-displacing ability of the compositions.
Пример 1. По предлагаемому способу последовательно закачивают две оторочки композиций в водонасыщенный керн. Первая оторочка содержит дисперсию 0,1-3,0 мас.% высокодисперсного гидрофобного материала в среде, по меньшей мере, одного маслорастворимого кремнийорганического вещества (см. табл.1.1.). Например, в синтезе 4, в 99,0 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов (продукт 119-204) добавляют небольшими порциями при тщательном перемешивании 1 мас.% гидрофобного оксида хрома и закачивают в водонасыщенный керн.Example 1. According to the proposed method, two rims of the compositions are sequentially pumped into a water-saturated core. The first rim contains a dispersion of 0.1-3.0 wt.% Highly dispersed hydrophobic material in the medium of at least one oil-soluble organosilicon substance (see table 1.1.). For example, in synthesis 4, in 99.0 wt.% Oligoorganoethoxychlorosiloxanes (product 119-204) are added in small portions with thorough mixing 1 wt.% Hydrophobic chromium oxide and pumped into a water-saturated core.
Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде; 0,10-3,0 мас%, по меньшей мере, одного ПАВ, кислоту до рН 1-3 и 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 5, (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 0,5 мас.% анионного полимера марки РДА-1004, добавляют соляную кислоту до рН 1, тщательно перемешивают, затем добавляют 1,0 мас.% СНО-ЗБ, перемешивают, затем добавляют 0,05 мас.% ацетата хрома, тщательно перемешивают и закачивают в керн.The second rim contains an aqueous solution of 0.01-5.0 wt.% Water-soluble anionic polymer in diluted formation, waste or commercial (technical) water; 0.10-3.0 wt.%, At least one surfactant, acid to pH 1-3 and 0.01-0.30 wt.% Salt of the polyvalent cation. For example, in synthesis 5, (see Table 2), 0.5 wt.% Of an anionic polymer of the RDA-1004 grade is dissolved in wastewater with a salinity of 15 g / L, hydrochloric acid is added to pH 1, thoroughly mixed, then 1.0 wt.% CHO-ST, mix, then add 0.05 wt.% chromium acetate, mix thoroughly and pump into the core.
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 10,1,-13,8 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, thermostatically controlled at 85 ° C, and the initial fresh water core permeability is determined by the gravimetric method, which is 10.1, -13.8 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 (K2). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиций: K1/K2 100%.Then 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.3.The results of filtration studies are presented in table.3.
Пример, описанный выше в тексте, см. в табл.3 синтез 5.The example described above in the text, see table 3 synthesis 5.
Пример 2. По прототипу закачивают последовательно две оторочки в водонасыщенный керн. Первая оторочка содержит дисперсию гель-частиц 0,1-1,0 мас.% водопоглощающего полимера в растворе 0,30 мас.% анионного полимера (см. Табл.1.2). Например, в синтезе 2 раствор 0,30 мас.% анионного полимера марки РДА-1004 в сточной воде минерализацией 15 г/л, содержащий дисперсию 0,5 мас.% гель-частиц водопоглощающего полимера марки FS-305, закачивают в водонасыщенный керн.Example 2. According to the prototype, two rims are pumped sequentially into a water-saturated core. The first rim contains a dispersion of gel particles of 0.1-1.0 wt.% Water-absorbing polymer in a solution of 0.30 wt.% Anionic polymer (see Table 1.2). For example, in synthesis 2, a solution of 0.30 wt.% Of an anionic polymer of the RDA-1004 brand in wastewater with a salinity of 15 g / l, containing a dispersion of 0.5 wt.% Gel particles of a water-absorbing polymer of the FS-305 brand, is pumped into a water-saturated core.
Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде и 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 6, (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 0,5 мас.% анионного полимера марки РДА-1004, затем добавляют при перемешивании 0,05 мас.% ацетата хрома, тщательно перемешивают и закачивают в керн.The second rim contains an aqueous solution of 0.01-5.0 wt.% Water-soluble anionic polymer on diluted formation, waste or commercial (technical) water and 0.01-0.30 wt.% Salt of the polyvalent cation. For example, in synthesis 6, (see Table 2), 0.5 wt.% Of an anionic polymer of the RDA-1004 grade is dissolved in wastewater by mineralization of 15 g / l, then 0.05 wt.% Of chromium acetate is added with stirring, thoroughly mixed and pumped into the core.
По прототипу приготовленные композиции фильтруют через водонасыщенный керн 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 core in a filtration plant in order to determine a decrease in the permeability of the reservoir (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 (K2). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки композиции: K1/K2 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. Then 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.3.The results of filtration studies are presented in table.3.
Пример, описанный выше в тексте, см. в табл.3 синтез 6.An example described above in the text, see table 3 synthesis 6.
Пример 3. По предлагаемому способу последовательно закачивают две оторочки в нефтенасыщенный керн. Первая оторочка содержит дисперсию 0,1-3,0 мас.% высокодисперсного гидрофобного материала в среде, по меньшей мере, одного маслорастворимого кремнийорганического вещества (см. табл.1.1.). Например, в синтезе 15, в 98,0 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов (продукт 119-204) добавляют небольшими порциями при тщательном перемешивании 2 мас.% гидрофобного оксида титана. Для гидролиза маслорастворимый продукт разбавляют минерализованной водой 15 г/л в соотношении 1:1 и закачивают в нефтенасыщенный керн.Example 3. According to the proposed method, two rims are sequentially pumped into an oil-saturated core. The first rim contains a dispersion of 0.1-3.0 wt.% Highly dispersed hydrophobic material in the medium of at least one oil-soluble organosilicon substance (see table 1.1.). For example, in synthesis 15, in 98.0 wt.% Oligoorganoethoxychlorosiloxanes (product 119-204) are added in small portions with thorough stirring 2 wt.% Hydrophobic titanium oxide. For hydrolysis, the oil-soluble product is diluted with mineralized water 15 g / l in a ratio of 1: 1 and pumped into an oil-saturated core.
Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде, 0,10-3,0 мас%, по меньшей мере, одного ПАВ, кислоту до рН 1-3 и 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 9, (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 2,0 мас.% анионного полимера марки АК-642, добавляют фосфорную кислоту до рН 3, тщательно перемешивают, затем добавляют 3,0 мас.% ОП-10, перемешивают, затем добавляют 0,10 мас.% хромово-калиевых квасцов, тщательно перемешивают и закачивают в керн.The second rim contains an aqueous solution of 0.01-5.0 wt.% Water-soluble anionic polymer in diluted formation, waste or commercial (technical) water, 0.10-3.0 wt.%, At least one surfactant, acid to pH 1-3 and 0.01-0.30 wt.% Salt of the polyvalent cation. For example, in synthesis 9, (see Table 2), 2.0 wt.% AK-642 brand anionic polymer is dissolved in wastewater with a salinity of 15 g / L, phosphoric acid is added to pH 3, thoroughly mixed, then 3.0 wt.% OP-10, mix, then add 0.10 wt.% chromium-potassium alum, mix thoroughly and pump into the core.
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 23-38,0% и 1,65-3,50 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 23-38.0% and 1.65-3.50 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 (K2), 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.4.The results of filtration studies are presented in table 4.
Пример, описанный выше в тексте, см. в табл.4 синтез 9.The example described above in the text, see table 4 synthesis 9.
Пример 4. По прототипу закачивают последовательно две оторочки в нефтенасыщенный керн. Первая оторочка содержит дисперсию гель-частиц 0,1-1,0 мас.% водопоглощающего полимера в растворе 0,30 мас.% анионного полимера (см. Табл.1.2.). Например, в синтезе 7 раствор 0,30 мас.% анионного полимера марки АК-631 в сточной воде минерализацией 15 г/л, содержащий дисперсию 1,0 мас.% гель-частиц водопоглощающего полимера марки АК-639, закачивают в нефтенасыщенный керн.Example 4. According to the prototype, two rims are pumped sequentially into an oil-saturated core. The first rim contains a dispersion of gel particles of 0.1-1.0 wt.% Water-absorbing polymer in a solution of 0.30 wt.% Anionic polymer (see Table 1.2.). For example, in synthesis 7, a solution of 0.30 wt.% Anionic polymer of grade AK-631 in wastewater with a salinity of 15 g / l, containing a dispersion of 1.0 wt.% Gel particles of AK-639 brand water-absorbing polymer, is pumped into an oil-saturated core.
Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде и 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 10, (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 2,0 мас.% анионного полимера марки АК-642, затем добавляют при перемешивании 0,10 мас.% хромово-калиевых квасцов, тщательно перемешивают и закачивают в керн.The second rim contains an aqueous solution of 0.01-5.0 wt.% Water-soluble anionic polymer on diluted formation, waste or commercial (technical) water and 0.01-0.30 wt.% Salt of the polyvalent cation. For example, in synthesis 10, (see Table 2), 2.0 wt.% AK-642 brand anionic polymer is dissolved in wastewater with a salinity of 15 g / l, then 0.10 wt.% Potassium chromium alum is added with stirring, mix thoroughly and pump into the core.
По прототипу приготовленные композиции фильтруют через нефтенасыщенный керн на фильтрационной установке с целью определения повышения проницаемости коллектора (см. Пример 3).According to the prototype, the prepared compositions are filtered through an oil-saturated core in a filtration plant in order to determine the increase in the permeability of the reservoir (see Example 3).
Затем колонку выдерживают в термостате при 85°С в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (K2), 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.4.The results of filtration studies are presented in table 4.
Пример, описанный выше в тексте, см. в табл.4 синтез 10.The example described above in the text, see table 4 synthesis 10.
Пример 5. По предлагаемому способу последовательно закачивают две оторочки. Первая оторочка содержит дисперсию 0,1-3,0 мас.% высокодисперсного гидрофобного материала в среде, по меньшей мере, одного маслорастворимого кремнийорганического вещества (см. табл.1.1.). Например, в синтезе 5, в 95,5 мас.% ЭТС-40 добавляют небольшими порциями при тщательном перемешивании 2 мас.% гидрофобного Полисила П-1, затем добавляют 2,0 мас.% водопоглощающего полимера марки Аквамомент и 0,5 мас.% неонола-12 перемешивают и закачивают в нефтенасыщенный керн.Example 5. According to the proposed method, two rims are pumped sequentially. The first rim contains a dispersion of 0.1-3.0 wt.% Highly dispersed hydrophobic material in the medium of at least one oil-soluble organosilicon substance (see table 1.1.). For example, in synthesis 5, in 95.5 wt.% ETS-40 is added in small portions with thorough mixing 2 wt.% Of the hydrophobic Polysil P-1, then 2.0 wt.% Water-absorbing polymer of the brand Aquamement and 0.5 wt. % neonol-12 is mixed and pumped into an oil-saturated core.
Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде, 0,10-3,0 мас%, по меньшей мере, одного ПАВ, кислоту до рН 1-3 и 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 11, (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 3,0 мас.% анионного полимера марки КМЦ-600, добавляют смесь соляной с уксусной кислотой до рН 2, тщательно перемешивают, затем добавляют 2,0 мас.% Нефтенола-ВВД, перемешивают, затем добавляют 0,20 мас.% алюмокалиевых квасцов, тщательно перемешивают и закачивают в керн.The second rim contains an aqueous solution of 0.01-5.0 wt.% Water-soluble anionic polymer in diluted formation, waste or commercial (technical) water, 0.10-3.0 wt.%, At least one surfactant, acid to pH 1-3 and 0.01-0.30 wt.% Salt of the polyvalent cation. For example, in synthesis 11, (see Table 2), 3.0 wt.% KMC-600 grade anionic polymer is dissolved in wastewater with a mineralization of 15 g / l, a mixture of hydrochloric acid and acetic acid is added to pH 2, mixed thoroughly, then added 2.0 wt.% Neftenol-VVD, mix, then add 0.20 wt.% Potassium alum, mix thoroughly and pump into the core.
По прототипу закачивают последовательно две оторочки в нефтенасыщенный керн. Первая оторочка содержит дисперсию гель-частиц 0,1 -1,0 мас.% водопоглощающего полимера в растворе 0,30 мас.% анионного полимера (см. табл. 1.2). Например, в синтезе 4 раствор 0,30 мас.% анионного полимера марки АК-642 в сточной воде минерализацией 15 г/л, содержащий дисперсию 0,5 мас.% гель-частиц водопоглощающего полимера марки АК-639, закачивают в керн.According to the prototype, two rims are pumped sequentially into an oil-saturated core. The first rim contains a dispersion of gel particles of 0.1 to 1.0 wt.% Water-absorbing polymer in a solution of 0.30 wt.% Anionic polymer (see table. 1.2). For example, in synthesis 4, a solution of 0.30 wt.% AK-642 brand anionic polymer in wastewater with a salinity of 15 g / l, containing a dispersion of 0.5 wt.% AK-639 brand water-absorbing polymer gel particles, is pumped into the core.
Вторая оторочка содержит водный раствор 0,01-5,0 мас.% водорастворимого анионного полимера на разбавленной пластовой, сточной или подтоварной (технической) воде и 0,01-0,30 мас.% соли поливалентного катиона. Например, в синтезе 12, (см. табл.2) в сточной воде минерализацией 15 г/л растворяют 3,0 мас.% анионного полимера марки КМЦ-600, затем добавляют при перемешивании 0,20 мас.% алюмокалиевых квасцов, тщательно перемешивают и закачивают в керн.The second rim contains an aqueous solution of 0.01-5.0 wt.% Water-soluble anionic polymer on diluted formation, waste or commercial (technical) water and 0.01-0.30 wt.% Salt of the polyvalent cation. For example, in synthesis 12, (see Table 2), 3.0 wt.% KMC-600 grade anionic polymer is dissolved in wastewater with a salinity of 15 g / L, then 0.20 wt.% Potassium alum is added with stirring, mixed thoroughly and pumped into the core.
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 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 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.5The results of filtering compositions according to the proposed method and prototype for determining the oil-displacing ability of the compositions are presented in table 5
Примеры, описанные выше в тексте, см. в табл.5 синтезы 11 и 12.For the examples described above in the text, see table 5 syntheses 11 and 12.
Техническим результатом является повышение эффективности способа разработки неоднородного нефтяного 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 developing a heterogeneous oil reservoir by improving the rheological and hydrophobizing properties of the injected compositions, as well as increasing their oil-displacing properties.
За счет закачки в пласт предлагаемых композиций в виде двух оторочек, включающих дисперсию высокодисперсного гидрофобного материала в среде, по меньшей мере, одного кремнийсодержащего вещества и композицию поверхностно-активного модифицированного полимера со сшивателем, 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 и изменяется смачиваемость породы пласта.By injecting the proposed compositions into the formation in the form of two rims, including the dispersion of a finely dispersed hydrophobic material in the medium of at least one silicon-containing substance and the composition of the surface-active modified polymer with a crosslinker, increased resistances in the porous medium are created, and primarily large ones overlap pores and cracks through which water enters, as a result of which the water cut in the wells is significantly reduced and the wettability of the formation rock changes.
За счет введения ПАВ или смеси ПАВ в композицию улучшаются фильтрационные характеристики скважины, в результате чего увеличивается ее фазовая проницаемость по нефти.By introducing a surfactant or surfactant mixture into the composition, the filtration characteristics of the well are improved, as a result of which its phase permeability in oil increases.
За счет введения высокодисперсного гидрофобного материала в закачиваемые композиции первой оторочки 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 of the first rim, 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.
5% растворsialite 30-5
5% solution
10% растворsialite 60-3
10% solution
20% растворpolysilicate
20% solution
Заявляемый, Табл. 1.1 синт. 1-20,
Прототип. Табл. 1.2 синт. 1-71 rim
Declared Tab. 1.1 syntax 1-20,
Prototype. Tab. 1.2 syntax 1-7
Заявляемый. Табл. 1.1, синт. 1-20,
Прототип. Табл. 1.2 синт. 1-71 rim
The inventive. Tab. 1.1, synt. 1-20,
Prototype. Tab. 1.2 syntax 1-7
Заявляемый. Табл. 1,1, синт. 1-20,
Прототип. Табл. 1.2, синт. 1-71 rim
The inventive. Tab. 1.1, synt. 1-20,
Prototype. Tab. 1.2, synt. 1-7
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008143162/03A RU2401939C2 (en) | 2008-10-30 | 2008-10-30 | Procedure for development of non-uniform reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008143162/03A RU2401939C2 (en) | 2008-10-30 | 2008-10-30 | Procedure for development of non-uniform reservoir |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008143162A RU2008143162A (en) | 2010-05-10 |
| RU2401939C2 true RU2401939C2 (en) | 2010-10-20 |
Family
ID=42673467
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008143162/03A RU2401939C2 (en) | 2008-10-30 | 2008-10-30 | Procedure for development of non-uniform reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2401939C2 (en) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2460874C1 (en) * | 2011-05-03 | 2012-09-10 | Семен Сергеевич Демичев | Development method of non-homogeneous oil formation |
| RU2485301C1 (en) * | 2011-12-26 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil production method |
| RU2490295C1 (en) * | 2012-03-26 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Петрохим" | Composition for sealing influx of water into oil wells |
| RU2528805C1 (en) * | 2013-03-05 | 2014-09-20 | Гайдар Тимергалеевич Апасов | Method of increasing oil yield in inhomogeneous, highly-flooded, porous and fractured-porous, low- and high-temperature productive stratum |
| RU2554957C2 (en) * | 2013-10-01 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Insulation method of formation water inflow and lining method of bottom-hole formation zone |
| RU2592916C1 (en) * | 2015-06-29 | 2016-07-27 | Алексей Герольдович Телин | Method of leveling of profile of water injection wells |
| RU2605935C2 (en) * | 2015-03-03 | 2016-12-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) Федеральный Университет" (ФГАОУ ВПО КФУ) | Method of producing catalyst for intensification of extraction of heavy hydrocarbon raw material and method for application thereof |
| RU2723797C1 (en) * | 2019-07-02 | 2020-06-17 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Composition for increasing oil production |
| RU2725205C1 (en) * | 2019-12-17 | 2020-06-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of oil formation with non-uniform permeability |
-
2008
- 2008-10-30 RU RU2008143162/03A patent/RU2401939C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2460874C1 (en) * | 2011-05-03 | 2012-09-10 | Семен Сергеевич Демичев | Development method of non-homogeneous oil formation |
| RU2485301C1 (en) * | 2011-12-26 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil production method |
| RU2490295C1 (en) * | 2012-03-26 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Петрохим" | Composition for sealing influx of water into oil wells |
| RU2528805C1 (en) * | 2013-03-05 | 2014-09-20 | Гайдар Тимергалеевич Апасов | Method of increasing oil yield in inhomogeneous, highly-flooded, porous and fractured-porous, low- and high-temperature productive stratum |
| RU2554957C2 (en) * | 2013-10-01 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Insulation method of formation water inflow and lining method of bottom-hole formation zone |
| RU2605935C2 (en) * | 2015-03-03 | 2016-12-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) Федеральный Университет" (ФГАОУ ВПО КФУ) | Method of producing catalyst for intensification of extraction of heavy hydrocarbon raw material and method for application thereof |
| RU2592916C1 (en) * | 2015-06-29 | 2016-07-27 | Алексей Герольдович Телин | Method of leveling of profile of water injection wells |
| RU2723797C1 (en) * | 2019-07-02 | 2020-06-17 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Composition for increasing oil production |
| RU2725205C1 (en) * | 2019-12-17 | 2020-06-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of oil formation with non-uniform permeability |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008143162A (en) | 2010-05-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2401939C2 (en) | Procedure for development of non-uniform reservoir | |
| RU2377399C2 (en) | Oil reservoir production method | |
| RU2367792C2 (en) | Method of processing oil-field strata | |
| RU2394155C1 (en) | Procedure for development of non-uniform oil reservoir | |
| FI86879C (en) | TILL GEL BRINGADE VATTENHALTIGA BLANDNINGAR | |
| RU2294353C1 (en) | Formulation for acid treatment of critical borehole zone | |
| SA91120183B1 (en) | Foam to improve displacement efficiency in petroleum-bearing subterranean formations | |
| RU2554957C2 (en) | Insulation method of formation water inflow and lining method of bottom-hole formation zone | |
| RU2467156C2 (en) | Method of bottom-hole region lining | |
| CN110945208B (en) | Method for improving oil recovery rate of stratum | |
| CN102816558A (en) | Plugging agent for deep profile control and water plugging and preparation method thereof | |
| CN103409120A (en) | Polymer nano intercalation composite plugging agent as well as preparation method and application thereof | |
| CN108485627A (en) | A kind of preparation of water filling with oil cleaning clay expansion-resisting agent | |
| RU2429270C2 (en) | Compound for control of development of oil deposits (versions) | |
| RU2249670C2 (en) | Method for isolating bed waters influx in wells | |
| CN108659804A (en) | A kind of water filling clay expansion-resisting agent with washing oil and bactericidal effect | |
| RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2627502C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation with use of polymer-dispersed composition | |
| RU2483202C1 (en) | Oil formation development method | |
| RU2529975C1 (en) | Composition of multi-functional reagent for physical and chemical advanced recovery methods (arm) | |
| RU2716316C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2679029C1 (en) | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) | |
| RU2160832C1 (en) | Method of restriction of water influx to well | |
| RU2168618C2 (en) | Method of developing oil deposit |
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: 20181031 |