RU2659443C2 - Состав для ограничения водопритока в добывающие скважины - Google Patents
Состав для ограничения водопритока в добывающие скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2659443C2 RU2659443C2 RU2016148453A RU2016148453A RU2659443C2 RU 2659443 C2 RU2659443 C2 RU 2659443C2 RU 2016148453 A RU2016148453 A RU 2016148453A RU 2016148453 A RU2016148453 A RU 2016148453A RU 2659443 C2 RU2659443 C2 RU 2659443C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- amount
- water
- hydroxyethyl
- anionic
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 74
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 26
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 8
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 23
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims abstract description 7
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims description 15
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 10
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 claims description 10
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 claims description 10
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 claims description 10
- -1 hydroxypropyl Chemical group 0.000 claims description 8
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 5
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims description 4
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- IKJAVHKRVPYFOD-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyethylazanium;bromide Chemical compound Br.NCCO IKJAVHKRVPYFOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 3
- QOLLYDAQOZBRAL-UHFFFAOYSA-M 2-hydroxyethyl-dimethyl-octadecylazanium;chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)CCO QOLLYDAQOZBRAL-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- 229920002845 Poly(methacrylic acid) Polymers 0.000 claims description 2
- 229920002125 Sokalan® Polymers 0.000 claims description 2
- LCKIEQZJEYYRIY-UHFFFAOYSA-N Titanium ion Chemical compound [Ti+4] LCKIEQZJEYYRIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000004996 alkyl benzenes Chemical class 0.000 claims description 2
- 125000005599 alkyl carboxylate group Chemical group 0.000 claims description 2
- 150000008051 alkyl sulfates Chemical class 0.000 claims description 2
- 229940045714 alkyl sulfonate alkylating agent Drugs 0.000 claims description 2
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 claims description 2
- REDXJYDRNCIFBQ-UHFFFAOYSA-N aluminium(3+) Chemical compound [Al+3] REDXJYDRNCIFBQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- CMPOVQUVPYXEBN-UHFFFAOYSA-N bis(2-hydroxyethyl)-methylazanium;chloride Chemical compound Cl.OCCN(C)CCO CMPOVQUVPYXEBN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VJLOFJZWUDZJBX-UHFFFAOYSA-N bis(2-hydroxyethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].OCC[NH2+]CCO VJLOFJZWUDZJBX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N chromium(3+) Chemical compound [Cr+3] BFGKITSFLPAWGI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000021281 monounsaturated fatty acids Nutrition 0.000 claims description 2
- 239000004584 polyacrylic acid Substances 0.000 claims description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 2
- OIKOKWGHIVKJBQ-UHFFFAOYSA-M tris(2-hydroxyethyl)-octadecylazanium;bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](CCO)(CCO)CCO OIKOKWGHIVKJBQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 2
- GBNDTYKAOXLLID-UHFFFAOYSA-N zirconium(4+) ion Chemical compound [Zr+4] GBNDTYKAOXLLID-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 claims 1
- PNCQLRYMHQOAOR-UHFFFAOYSA-N bis(2-hydroxyethyl)-methyl-octadecylazanium Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(CCO)CCO PNCQLRYMHQOAOR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229960001927 cetylpyridinium chloride Drugs 0.000 claims 1
- YMKDRGPMQRFJGP-UHFFFAOYSA-M cetylpyridinium chloride Chemical compound [Cl-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+]1=CC=CC=C1 YMKDRGPMQRFJGP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 14
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 11
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 14
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 10
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 9
- XCOHAFVJQZPUKF-UHFFFAOYSA-M octyltrimethylammonium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCC[N+](C)(C)C XCOHAFVJQZPUKF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 6
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 229940096992 potassium oleate Drugs 0.000 description 6
- MLICVSDCCDDWMD-KVVVOXFISA-M potassium;(z)-octadec-9-enoate Chemical compound [K+].CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC([O-])=O MLICVSDCCDDWMD-KVVVOXFISA-M 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 3
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 3
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 3
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 3
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 3
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N decane Chemical compound CCCCCCCCCC DIOQZVSQGTUSAI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N (R)-(-)-Propylene glycol Chemical compound C[C@@H](O)CO DNIAPMSPPWPWGF-GSVOUGTGSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- WVDDGKGOMKODPV-UHFFFAOYSA-N Benzyl alcohol Chemical compound OCC1=CC=CC=C1 WVDDGKGOMKODPV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M Cetrimonium bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(C)C LZZYPRNAOMGNLH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 229920002153 Hydroxypropyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229910052774 Proactinium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ABBQHOQBGMUPJH-UHFFFAOYSA-M Sodium salicylate Chemical compound [Na+].OC1=CC=CC=C1C([O-])=O ABBQHOQBGMUPJH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000003637 basic solution Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- QTEIYBBKJCLSFT-UHFFFAOYSA-M bis(2-hydroxyethyl)-methyl-octadecylazanium;bromide Chemical compound [Br-].CCCCCCCCCCCCCCCCCC[N+](C)(CCO)CCO QTEIYBBKJCLSFT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 239000001863 hydroxypropyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010977 hydroxypropyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 229940049964 oleate Drugs 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 230000003534 oscillatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 150000003856 quaternary ammonium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000011541 reaction mixture Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229960004025 sodium salicylate Drugs 0.000 description 1
- 230000007928 solubilization Effects 0.000 description 1
- 238000005063 solubilization Methods 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 239000002344 surface layer Substances 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000000196 viscometry Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Cleaning Or Drying Semiconductors (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, способам ограничения водопритока в трещиноватых пластах, изоляции зон поглощения в терригенных и карбонатных коллекторах, выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и снижения обводненности добываемой продукции. Технический результат при использовании изобретения заключается в снижении обводненности нефтенасыщенных участков пласта и выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин. Состав для ограничения водопритока в добывающие скважины, обеспечивающий вязкость не менее 0,1 Па*с и модуль упругости не менее 0,1 Па, характеризующийся тем, что включает в себя следующие компоненты, мас.%: катионное поверхностно-активное вещество (ПАВ) в количестве 0,5-6,0 или его композиция с анионным ПАВ в количестве 2,0-5,0; анионный водорастворимый полимер в количестве 0,05-0,5; низкомолекулярную соль в количестве 1,0-8,0 с одновалентным катионом; сшивающий агент, в качестве которого используют соли поливалентных металлов в количестве 0,002-0,05; вода - остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 5 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
Область техники
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, способам ограничения водопритока в трещиноватых пластах, изоляции зон поглощения в терригенных и карбонатных коллекторах, выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и снижения обводненности добываемой продукции. Изобретение может быть применено для улучшения нефтевытесняющей способности фильтрационных потоков, тампонирования промытых зон, увеличения охвата неоднородных пластов заводнением.
Уровень техники
Известны различные способы повышения нефтеотдачи пластов за счет применения составов, способствующих ограничению водопритока в добывающие скважины. Например, известен состав, формула которого включает полисахарид (0,35-0,40% масс.), борный сшиватель (0,035-0,040% масс.), четвертичное аммониевое соединение (0,043-0,050% масс.), комплексное ПАВ «Нафтенол ВВД» (0,01-0,05% масс.), остальное - пресная или минерализованная вода (см. патент РФ №2246609 от 15.04.2003 г. по кл. Е21В 43/12, опубликован 20.02.2005 г.).
Недостатком указанного состава является сравнительно высокое значение водоотдачи (15,9-31,0 мл за 30 минут), что приводит к уменьшению объема геля, в результате происходит лишь частичная кольматация пор обводненного пласта. Другим недостатком является достаточно высокая скорость образования геля - через 1-2 мин после смешения реагентов. Указанное обстоятельство в промысловых условиях неизбежно затрудняет его доставку в зону водоизоляции и, как следствие, также способствует снижению качества проводимых работ.
Кроме того, в диапазоне предложенных в рецептуре изолирующего состава концентраций полисахарида и борного сшивателя не происходит образования прочной трехмерной структуры геля, нарушается ее однородность, что не позволяет получить системы с удовлетворительными реологическими свойствами. Данный состав также имеет пониженную адгезию к породе пласта.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является состав, применяемый при реализации способа обработки пласта, который включает водный раствор анионного полимера, растворимую в воде неорганическую или органическую кислоту, или смесь кислот, алифатический или ароматический спирт, или содержащий его продукт, соль поливалентного металла. Известная композиция дополнительно содержит поверхностно-активное вещество (ПАВ) или смесь ПАВ, высокодисперсный гидрофобный материал (ВДГМ) и ингибитор коррозии, причем перед введением соли поливалентного металла в водный раствор анионного полимера дозируют спирт или содержащий его продукт, ПАВ или смесь ПАВ, ВДГМ и ингибитор и доводят значение рН реакционной смеси до 0,5-3,0 путем добавления кислоты или смеси кислот при следующем содержании компонентов, мас. %: водорастворимый анионный полимер 0,004-5,0; спирт или содержащий его продукт 0,50-50,0; ПАВ или смесь ПАВ 0,50-10,0; ВДГМ 0,1-3,0; соль поливалентного металла 0,003-0,30; ингибитор 0,1-3,0; остальное - вода (см. патент РФ №2367792 от 30.08.2007 г. по кл. Е21В 43/32, опубликован 20.09.2009 г.).
Основным недостатком указанного состава является то, что в диапазоне значений рН 0,5-3,0 большая часть катионов поливалентных металлов проявляет минимальную склонность к комплексному связыванию с активными карбоксилат-анионами полимерных цепей в результате их протежирования. Это, в свою очередь, препятствует образованию достаточного количества сшивок между макромолекулами и формированию прочных гелей. Кроме того, недостатком применения данного состава является необходимость проведения закачки в два этапа - сначала 0,5-5,0 мас. % наполнителя, в качестве которого используют водопоглощающий полимер, затворенный в углеводородном растворителе, а затем - основной композиции, являющейся сложной многокомпонентной и многофазной системой. Такое решение требует выполнения большого объема подготовительных работ, что связано с заметным удорожанием проводимого геолого-технического мероприятия.
Раскрытие изобретения
Задачей заявляемого технического решения является создание вязкоупругого состава, обеспечивающего возможность повышения коэффициентов охвата и извлечения нефти. Применение заявляемого состава позволит отключить обводненные участки пласта и подключить нефтенасыщенные зоны, ранее не задействованные в процессе разработки.
Технический результат при использовании изобретения заключается в снижении обводненности нефтенасыщенных участков пласта и выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин.
Предлагаемый состав обладает улучшенными технологическими свойствами по сравнению с его аналогами, благодаря сбалансированному сочетанию целевых уровней реологических характеристик формирующихся вязкоупругих гелей, регулируемого времени гелеобразования, устойчивости к деформационным нагрузкам, хорошим нефтевытесняющим свойствам и восприимчивости к углеводородам.
Поставленная задача решается тем, что заявляемый состав, согласно техническому решению, включает водные растворы следующих компонентов (масс. %): катионное ПАВ в количестве 0,5-6,0 или его композицию (смесь) с анионным ПАВ в количестве 1,0-5,0; анионный или неионогенный водорастворимый полимер в количестве 0,05-0,5; низкомолекулярную соль в количестве 1,0-8,0 с одновалентным катионом; сшивающий агент, в качестве которого используют соли поливалентных металлов в количестве 0,002-0,05; вода - остальное.
При этом в качестве катионных ПАВ могут быть использованы эруцил-бис(2-гидроксиэтил) метиламмония хлорид (ЭГАХ), эруцилтриметиламмония хлорид, олеилметил-бис(гидроксиэтил)аммония хлорид, октадецилметил-бис(гидроксиэтил)аммония бромид; октадецил-три(гидроксиэтил)аммония бромид, октадецилдиметил(гидроксиэтил)аммония хлорид, цетилдиметил(гидроксиэтил)аммония бромид, дикозилдиметил(гидроксиэтил)аммония бромид, дикозилметил-бис(гидроксиэтил)аммония хлорид, дикозил-три(гидроксиэтил)аммония бромид, цетилпиридиния хлорид, цетилтриметиламмония бромид, октилтриметиламмония бромид.
В качестве анионных ПАВ могут быть использованы соли мононенасыщенных жирных кислот, алкилкарбоксилаты, алкилсульфаты, алкилсульфонаты, алкилбензолсульфонаты, алкилглицерилсульфонаты.
В качестве анионного водорастворимого полимера могут быть использованы ксантан, ритизан, БП-92, гуар, гидроксипропилгуар, соли полиметакриловой кислоты, соли полиакриловой кислоты. В качестве неионогенного полимера могут быть использованы гидроксипропилцеллюлоза, карбоксиметилоксиэтилцеллюлоза.
В качестве соли поливалентного металла могут быть использованы соединения хрома(III), железа(III), алюминия(III), титана(IV), циркония(IV).
В качестве низкомолекулярной соли могут быть использованы хлориды натрия, калия, аммония, салицилат натрия.
Эффективным методом получения прочных гелей на основе полисахаридов является сшивание его макромолекул ионами поливалентных металлов. При концентрациях полимера выше концентрации перекрывания полимерных цепей (С*) происходит образование сплошной трехмерной сетки ассоциированных макромолекул, сопровождающееся существенным ростом реологических характеристик таких систем. В присутствии многозарядных катионов происходит уплотнение сетки, уменьшение линейных размеров отдельных ячеек и утолщение их ребер, что приводит к закономерному упрочнению структуры геля иногда на порядки величин. Регулирование технологических параметров таких систем обеспечивается выбором концентраций полимера и сшивателя (сшивающего агента). Однако в присутствии ПАВ, которые в водных растворах образуют подобные полимерным цепям «червеобразные» мицеллы, идет формирование смешанных сеток. Такие гибридные структуры сочетают в себе преимущества как мицеллярных, так и сшитых полимерных систем.
Присутствие ПАВ в предлагаемых составах приводит не только к заметному упрочнению образующихся гелей, но и снижает межфазное натяжение на границе раздела вода/нефть, облегчая их закачку в пласт и улучшая нефтевытесняющие свойства. Кроме того, при контакте с углеводородами любой природы происходит необратимое падение вязкости таких систем в результате солюбилизации углеводородов и перехода формы мицелл из «червеобразной» в сферическую. Следовательно, указанные составы приобретают свойство селективности.
Таким образом, задача ограничения водопритока в скважины решается при использовании заявляемого гелеобразующего состава, обеспечивающего вязкость не менее 0,1 Па⋅с и модуль упругости (модуль накоплений на плато G') не менее 0,1 Па, на основе катионного ПАВ или его композиции с анионным ПАВ, анионного или неионогенного водорастворимого полимера, низкомолекулярной соли и соли поливалентного металла в качестве сшивающего агента.
Краткое описание чертежей
Заявляемое изобретение поясняется следующими чертежами, показывающими возможность достижения технического результата при использовании заявляемого изобретения на конкретных примерах.
Так,
на фиг. 1 приведен график частотной зависимости модуля накоплений G' и модуля потерь G'' для систем: ксантан различной концентрации/ЭГАХ/Cr3+ в 0,64н водном растворе KCl;
на фиг. 2 приведен график сравнительной частотной зависимости модуля накоплений G' и модуля потерь G'' систем: ЭГАХ; сшитый ксантан и ЭГАХ/ксантан/сшиватель;
на фиг. 3 приведен график частотной зависимости модуля накоплений G' и модуля потерь G'' для состава: 0,09% ксантан/1% ЭГАХ/Cr3+ до и после добавления углеводорода;
на фиг. 4 приведен график частотной зависимости модуля накоплений G' и модуля потерь G'' для состава: 0,09% ксантан/1%/ЭГАХ/Cr3+ до и после разрушения структуры геля.
на фиг. 5 приведен график частотной зависимости модуля накоплений G' и модуля потерь G'' для состава: 0,79% октилтриметиламмоний бромид/2,5% олеат калия и 0,15% ритизан/0,79% октилтриметиламмоний бромид/2,5% олеат калия/Cr3+;
на фиг. 6 приведен график частотной зависимости модуля накоплений G' и модуля потерь G'' для состава: 0,79% октилтриметиламмоний бромид/2,5% олеат калия/0,15% ритизан/Cr3+ до и после добавления углеводорода.
Осуществление изобретения
Заявляемый состав получают следующим образом. Готовят базовые водные растворы каждого из компонентов: например, катионного ПАВ, а также полимера, низкомолекулярной соли и соли поливалентного металла до полного растворения реагентов. Затем базовые растворы в требуемых количествах перемешивают до получения составов нужной концентрации в течение 5-10 мин.
После этого в заводненный пласт через буферную задвижку нагнетательной скважины закачивают расчетное количество приготовленной композиции или количество, при котором наблюдается снижение приемистости скважины до заданного уровня.
После закачки гелеобразующего состава осуществляют технологическую выдержку в течение от 1 до 3 суток. Ее продолжительность зависит от степени неоднородности пласта. Чем выше неоднородность, тем больше продолжительность технологической выдержки, она также зависит от типа сшивающего агента и способа воздействия на пласт. При осуществлении данного способа может применяться минерализованная (сточная) вода с минерализацией до 100 г/л.
С использованием метода осцилляционной вискозиметрии получена следующая частотная зависимость (фиг. 1). Концентрация ионов хрома(III) соответствует мольному отношению ксантан : Cr3+ = 5:1. Уже при малых концентрациях ксантана (0,05%) модуль упругости имеет значение, равное 29 Па, он возрастает до 49 Па при увеличении концентрации полимера до 0,09%. Значительное превышение значения G' над G'' указывает на гелеобразное состояние системы.
На фиг. 2 представлены сравнительные данные для систем: ЭГАХ; сшитый ксантан и ЭГАХ/ксантан/сшиватель (сшивающий агент). Для составов на основе ЭГАХ и сшитого ксантана наблюдаются примерно одинаковые значения модуля накоплений ~3-5 Па. Система ЭГАХ/ксантан/сшиватель значительно превосходит их по своим реологическим свойствам. Модуль накоплений для нее составляет 29 Па, т.е. почти на порядок больше, чем значения модуля двух других систем, взятых по отдельности, что свидетельствует о проявлении синергетического эффекта.
На фиг. 5 представлены сравнительные данные для систем: 0,15% ритизан; 0,79% октилтриметиламмоний бромид/2,5% олеат калия и 0,15% ритизан/0,79% октилтриметиламмоний бромид/2,5% олеат калия/Cr3+. Представленные данные свидетельствуют о заметном увеличении модуля накоплений до 25 Па в присутствии сшивающего агента по сравнению как с составом 0,79% октилтриметиламмоний бромид/2,5% олеат калия, так и с 0,15% ритизаном.
Для исследования влияния углеводородов на предлагаемые составы добавляли н-декан в виде поверхностного слоя толщиной 2 мм. Реологические исследования проводили после выдерживания геля в течение 5 дней. Параллельно вводился углеводород с небольшим перемешиванием (лопастная мешалка, скорость вращения - 20 об./мин) в течение 10 мин и последующим выдерживанием в течение 5 дней. Данные осцилляционной вискозиметрии представлены на фиг. 3 и фиг. 6.
По результатам испытаний было установлено, что контакт составов с углеводородом сопровождается радикальным падением модуля упругости до значений ~1-1,5 Па и приближается по величине к модулю потерь, что свидетельствует о практически полном разрушении структуры геля.
Для оценки деформационной устойчивости предлагаемого состава ЭГАХ/ксантан/сшиватель и его способности к обратимому восстановлению структуры оказывалось энергичное механическое воздействие - перемешивание в течение 10 минут с помощью лопастной мешалки при скорости 100 об./мин. Измерения проводили спустя 4 мин или 20 ч. Полученные данные представлены на фигуре 4. Наблюдается почти полное и быстрое восстановление модуля накоплений и модуля потерь предлагаемого состава до начальных значений. Для исходного состава G'=49 Па, после механического воздействия через 4 минуты G'=33-36 Па (на 26-30% ниже исходного показателя), спустя 20 часов после механического воздействия G'=41,5-44 Па (на 10-15% ниже исходного показателя).
Пример 1
Композиция, имеющая следующий состав (в масс. %):
Для подтверждения эффективности предлагаемого состава определяли остаточный фактор сопротивления, который вычисляли по формуле
Rост.=K0/K
где Rост. - остаточный фактор сопротивления;
K0 и K - установившиеся коэффициенты проницаемости пористой среды по воде до и после закачки исследуемого состава.
Тестирование проводили на водонасыщенной линейной насыпной модели пласта, в качестве которой использовали трубу из нержавеющей стали длиной 1000 мм и внутренним диаметром 30 мм, плотно набитой кварцевым песком фракции 0,04-0,26 мм. После фильтрации 5-ти поровых объемов водного раствора хлорида калия (4,75% масс.) при фиксированном перепаде давления определили начальный коэффициент проницаемости, который был равен 2,5 мкм2. После закачки в модель пласта оторочки предлагаемого состава, размер которой составлял 20, 35 и 50% порового объема, продолжали фильтрацию 5 поровых объемов раствора KCl и определяли конечный коэффициент проницаемости, значения которого составили 0,39; 0,21 и 0,12 мкм2 соответственно. Таким образом, в результате проведения серии опытов, отличающихся размерами оторочки, вычислены значения остаточного фактора сопротивления после закачки предлагаемого состава - 6,41; 11,90 и 20,83, что свидетельствует о положительном влиянии композиции на фильтрационные характеристики пористой среды, то есть, о его способности блокировать проницаемость пористых сред и существенно увеличивать охват пласта вытеснением. Возрастание остаточного фактора сопротивления после обработки предлагаемым составом в 5-10 и более раз можно считать эффективным для значимого ограничения приемистости нагнетательных скважин.
Пример 2
Композиция, имеющая следующий состав (в масс. %):
Значения остаточного фактора сопротивления, определение которых проводилось в серии опытов по методике, описанной в примере 1, после закачки предлагаемой композиции составили 5,70; 9,88 и 18,12 соответственно при указанных объемах оторочки. Полученные данные свидетельствуют о формировании в пористой среде устойчивой гелеобразной системы даже при относительно низких концентрациях полимера, но выше концентрации перекрывания (С*), которая для ксантана имеет значение ~0,05% масс.
Пример 3
Композиция, имеющая следующий состав (в масс. %):
Значения остаточного фактора сопротивления, определение которых проводилось в серии опытов по методике, описанной в примере 1, после закачки композиции составили 7,89; 14,63 и 25,44 соответственно при указанных объемах оторочки, что подтверждает существенное увеличение фильтрационного сопротивления водонасыщенных зон пористой среды в результате применения предлагаемого гелеобразующего состава.
Пример 4
Композиция, имеющая следующий состав (в масс. %):
Значения остаточного фактора сопротивления, определение которых проводилось в серии опытов по методике, описанной в примере 1, после закачки композиции составили 12,29 и 28,80 соответственно при объемах оторочки 20 и 35% порового объема. При объеме оторочки 50% порового объема происходила полная закупорка пор, что указывает на значительную механическую прочность формирующегося геля.
Пример 5
Композиция, имеющая следующий состав (в масс. %):
Релогические данные на фиг. 5 указывают, что, как и в системах, представленных в примерах 1 и 2, введение сшивающего агента в состав 0,15% ритизан/0,79% октилтриметиламмоний бромид/2,5% олеат калия сопровождается ростом модуля упругости и модуля потерь и формированием устойчивой структуры геля, обладающего эффективным тампонирующим действием.
Целью создания данного состава является решение задачи повышения коэффициентов охвата и нефтеизвлечения залежей. Применение предлагаемого состава позволит управлять процессом разработки нефтяных месторождений, изолируя приток вод в добывающие скважины и выравнивая профиль приемистости нагнетательных скважин, способствуя, таким образом, увеличению добычи нефти и снижению ее обводненности.
Claims (6)
1. Состав для ограничения водопритока в добывающие скважины, обеспечивающий вязкость не менее 0,1 Па*с и модуль упругости не менее 0,1 Па, характеризующийся тем, что включает в себя следующие компоненты, масс. %: катионное поверхностно-активное вещество (ПАВ) в количестве 0,5-6,0 или его композиция с анионным ПАВ в количестве 2,0-5,0; анионный водорастворимый полимер в количестве 0,05-0,5; низкомолекулярную соль в количестве 1,0-8,0 с одновалентным катионом; сшивающий агент, в качестве которого используют соли поливалентных металлов в количестве 0,002-0,05; вода - остальное.
2. Состав по п. 1, характеризующийся тем, что в качестве катионных ПАВ используют эруцил-бис(2-гидроксиэтил) метиламмония хлорид - ЭГАХ, эруцилтриметиламмония хлорид, олеилметил-бис(гидроксиэтил)аммония хлорид, октадецилметил-бис(гидроксиэтил)аммония бромид; октадецил-три(гидроксиэтил) аммония бромид, октадецилдиметил(гидроксиэтил)аммония хлорид, цетилдиметил(гидроксиэтил)аммония бромид, дикозил-(тригидроксиэтил)аммония бромид, цетилпиридиния хлорид, цетилтриметиламмония бромид, октилтриметиламмоний бромид.
3. Состав по п. 1, характеризующийся тем, что в качестве анионных ПАВ используют соли мононенасыщенных жирных кислот, алкилкарбоксилаты, алкилсульфаты, алкилсульфонаты, алкилбензолсульфонаты.
4. Состав по п. 1, характеризующийся тем, что в качестве анионного водорастворимого полимера используют ксантан, ритизан, БП-92, гуар, гидроксипропилгуар, соли полиметакриловой кислоты, соли полиакриловой кислоты.
5. Состав по п. 1, характеризующийся тем, что в качестве соли поливалентного металла используют соединения хрома (III), железа (III), алюминия (III), титана (IV), циркония (IV).
6. Состав по п. 1, характеризующийся тем, что в качестве низкомолекулярной соли используют хлориды натрия, калия, аммония.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016148453A RU2659443C2 (ru) | 2016-12-09 | 2016-12-09 | Состав для ограничения водопритока в добывающие скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016148453A RU2659443C2 (ru) | 2016-12-09 | 2016-12-09 | Состав для ограничения водопритока в добывающие скважины |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016148453A RU2016148453A (ru) | 2018-06-13 |
| RU2016148453A3 RU2016148453A3 (ru) | 2018-06-13 |
| RU2659443C2 true RU2659443C2 (ru) | 2018-07-02 |
Family
ID=62619353
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016148453A RU2659443C2 (ru) | 2016-12-09 | 2016-12-09 | Состав для ограничения водопритока в добывающие скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2659443C2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2792491C1 (ru) * | 2022-09-21 | 2023-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030008781A1 (en) * | 1999-12-29 | 2003-01-09 | Gupta D.V. Satyanaryana | Method for fracturing subterranean formations |
| RU2332439C2 (ru) * | 2006-07-03 | 2008-08-27 | Владимир Анатольевич Волков | Газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину |
| RU2367792C2 (ru) * | 2007-08-30 | 2009-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ обработки пласта нефтяных месторождений |
| RU2446270C1 (ru) * | 2010-08-05 | 2012-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта |
| RU2507232C2 (ru) * | 2009-04-07 | 2014-02-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способ использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ |
| RU2554957C2 (ru) * | 2013-10-01 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта |
-
2016
- 2016-12-09 RU RU2016148453A patent/RU2659443C2/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20030008781A1 (en) * | 1999-12-29 | 2003-01-09 | Gupta D.V. Satyanaryana | Method for fracturing subterranean formations |
| RU2332439C2 (ru) * | 2006-07-03 | 2008-08-27 | Владимир Анатольевич Волков | Газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину |
| RU2367792C2 (ru) * | 2007-08-30 | 2009-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ обработки пласта нефтяных месторождений |
| RU2507232C2 (ru) * | 2009-04-07 | 2014-02-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способ использования вязкоупругих поверхностно-активных веществ |
| RU2446270C1 (ru) * | 2010-08-05 | 2012-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта |
| RU2554957C2 (ru) * | 2013-10-01 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Способ изоляции притока пластовых вод и крепления призабойной зоны пласта |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2792491C1 (ru) * | 2022-09-21 | 2023-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов |
| RU2815111C1 (ru) * | 2023-07-27 | 2024-03-11 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II" | Полимер-дисперсный состав для увеличения охвата неоднородного нефтяного пласта заводнением |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2016148453A (ru) | 2018-06-13 |
| RU2016148453A3 (ru) | 2018-06-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11001748B2 (en) | Method of preparing and using a drag-reducing additive having a dispersion polymer | |
| US7458424B2 (en) | Tight formation water shut off method with silica gel | |
| CN106928959B (zh) | 交联剂、全悬浮压裂液及其制备方法 | |
| US9074125B1 (en) | Gelling agent for water shut-off in oil and gas wells | |
| US20080139411A1 (en) | Methods of treating subterranean formations using hydrophobically modified polymers and compositions of the same | |
| US20040209780A1 (en) | Methods of treating subterranean formations using hydrophobically modified polymers and compositions of the same | |
| EP2892974B1 (en) | Use of thermo-thickening polymers in the gas- and oilfield industry | |
| US20080135247A1 (en) | Fracturing Fluid Loss Control Agent | |
| Simjou et al. | Polyacrylamide gel polymer as water shut-off system: preparation and investigation of physical and chemical properties in one of the Iranian oil reservoirs conditions | |
| NO20190929A1 (en) | Lost Circulation Pill for Severe Losses using Viscoelastic Surfactant Technology | |
| WO2019183390A1 (en) | Preformed particle gel for enhanced oil recovery | |
| US20100144560A1 (en) | Methods and compositions for reducing fluid loss during treatment with viscoelastic surfactant gels | |
| CN105860951A (zh) | 一种酸性聚合物压裂液及其制备方法 | |
| Kohler et al. | Weak gel formulations for selective control of water production in high-permeability and high-temperature production wells | |
| Cozic et al. | Broadening the application range of water shutoff/conformance control microgels: an investigation of their chemical robustness | |
| RU2659443C2 (ru) | Состав для ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| CA2931962A1 (en) | Composition and method for treating subterranean formation | |
| CN111394077A (zh) | 暂堵修井液及其制备方法 | |
| RU2754527C1 (ru) | Тампонажный полимерный состав для высоких температур | |
| CN110387006B (zh) | 丙烯酰胺类聚合物反相乳液及其在水基钻井液中作为超分子包被剂的应用 | |
| RU2396419C1 (ru) | Способ изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам | |
| Kalgaonkar et al. | Novel compositions based on nanomaterials designed for use as conformance sealants | |
| CN115417944B (zh) | 一种防膨且可在线添加聚合物的压裂乳液及其制备方法 | |
| US20240026207A1 (en) | Foamed gel system for water shut off in subterranean zones | |
| RU2562998C1 (ru) | Эмульсионный состав для глушения скважин |