Многофункциональный состав для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину


 


Владельцы патента RU 2572254:

Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, а также для регулирования разработки нефтяных месторождений. Техническим результатом является создание многофункционального состава для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, обладающего высокими адгезионными и прочностными характеристиками в широком диапазоне температур, и минерализации пластовых вод, а также обладающего высокими гидрофобизирующими, антикоррозийными, антибактерицидными свойствами при снижении отложения парафинов в призабойной зоне пласта. Состав для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину содержит, мас. %: МПАВ 1,0-10,0, кремнийсодержащее вещество 0,5-15,0, карбамидоформальдегидный концентрат 0,5-10,0, карбамид 0,5-5,0 и вода остальное. Состав может дополнительно содержать, мас. %: ингибитор коррозии или ингибитор коррозии-бактерицид 1,0-5,0 и/или загуститель 1,0-10,0. 2 з.п. ф-лы, 4 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, а также для регулирования разработки нефтяных месторождений.

Известен состав, содержащий 0,5-10,0 мас. % анионного маслорастворимого ПАВ; 1,5-15,0 мас. % жидкого стекла, остальное воду (патент RU №2112871, Е21В 43/22, 43/32, опубл. 10.06.98. Бюл. №16).

Известен состав поверхностно-активной композиции, содержащий маслорастворимое неионогенное ПАВ, водомаслорастворимое анионное ПАВ, углеводородный растворитель и воду (а.с. СССР №1623278, Е21В 43/22, опубл. 1992 г.).

Вышеуказанные составы обладают хорошей нефтевытесняющей способностью, но имеют низкую структурную вязкость, поэтому не создают эффективного сопротивления воде в пористой среде.

Известна композиция, закачиваемая в пласт, включающая закачку синтетической смолы марки КФМХ, отвердителей - оксила-СМ и солей алюминия и воды (патент RU №2272892, М. кл. 7 Е21В 33/138, опубл. 27.03.08. Бюл. №9).

Недостатком этой композиции является быстрый рост вязкости исходной композиции и высокая скорость застывания состава.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является состав для обработки призабойной зоны пласта, содержащий, мас. %: 1,0-15,0 маслорастворимого ПАВ; 0,5-18,0 кремнийорганического вещества или растворимого или коллоидного силиката натрия, 0,1-2,0 Полисила, остальное воду (патент РФ №2232878, Е21В 43/22, опубл. 20.07.04).

Техническим результатом является создание многофункционального состава для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, обладающего высокими адгезионными и прочностными характеристиками в широком диапазоне температур, и минерализации пластовых вод, а также обладающего высокими гидрофобизирующими, антикоррозийными, антибактерицидными свойствами при снижении отложения парафинов в призабойной зоне пласта.

Высокие адгезионные и прочностные параметры состава обеспечат долговременное высокое сопротивление притоку попутной воды и снижение проницаемости высокообводненных пропластков, а увеличение гидрофобизации поверхности породы позволит увеличить относительную проницаемость пласта для углеводородной фазы.

Технический результат достигается тем, что многофункциональный состав для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, включающий маслорастворимое поверхностно-активное вещество МПАВ, кремнийсодержащее вещество и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит карбамидоформальдегидный концентрат и карбамид при следующем соотношении компонентов, мас. %:

МПАВ 1,0-10,0
Кремнийсодержащее вещество 0,5-15,0
Карбамидоформальдегидный концентрат 0,5-10,0
Карбамид 0,5-5,0
Вода Остальное

Заявляемый состав дополнительно содержит ингибитор коррозии или ингибитор коррозии-бактерицид в количестве 1,0-5,0 мас. % и/или загуститель в количестве 1,0-10,0 мас. %.

В качестве МПАВ используют эмульгаторы марок Эмультал, содержащий сложные эфиры кислот таллового масла, например Эмультал по ТУ 2458-014-22288198-01, выпускаемый НПО «Омская Нефтегазовая Компания», Эмультал по ТУ 2483-059-05744585-2004, выпускаемый «Химпром», Домультал (Эмультал) по ТУ 2458-014-71461733-2004, выпускаемый «АКОСИНТЕЗ» г Шебекино, эмульгатор ЭКС-ЭМ по ТУ 2413 035-53501222-03, эмульгатор Ялан Э-1 по ТУ 2458-012-22657427-00; эмульгатор Синол ЭМ, содержащий углеводородный раствор продуктов взаимодействия кислот таллового масла с триэтаноламином и карбамидом, алкилхлорида и окиси алкилдиметиламина, например Синол АН-1 по ТУ 2481-005-52412574-01, Синол КМК-БС по ТУ 2481-008-52412574-01, эмульгатор Нефтенол НЗ, содержащий углеводородный раствор эфиров кислот таллового масла и триэтаноламина, например Нефтенол НЗ по ТУ 2483-007-17197708-97, Нефтенол МЛ по ТУ 2481-056-17197708-00; кислотный Нефтенол К по ТУ 2484-035-171997708-2002), Неонолы АФ94-6 - неионогенные нонилфенолы, оксиэтилированные 4-6 молями оксиэтилена; кислотный эмульгатор Синол-КМК-ПНП (ТУ 2458 085-50199255-09), выпускаемый ООО «Скоропусковский Синтез» г. Нижний Новгород, эмульгатор Э-11 МПС (ТУ 2458-022-92627037-2013), выпускаемый ЗАО «Макс Петролеум Сервис» г. Москва.

В качестве кремнийсодержащего вещества используют маслорастворимые или водорастворимые кремнийорганические вещества или кремнийнеорганические вещества, в качестве которых используют технические водорастворимые или коллоидные силикаты, а также добываемые в промышленных масштабах минералы, содержащие двуокись кремния.

В качестве маслорастворимого кремнийорганического вещества используют «продукт 119-204» по ТУ 602-1294-84 - смесь олигоорганоэтоксихлорсилоксанов; этилсиликат-40 (ЭТС-40) по ГОСТ 26371-84 - гомогенную смесь олигоэтоксисилоксанов; или сложную смесь тетраэтоксилана и олигоэтоксисилоксанов - этилсиликат-32 (ЭТС-32) по ТУ 6-02-895-86; полимерные тампонажные материалы марок: марки АКОР Б 100, модифицированный четыреххлористым титаном по ТУ 39-1331-88, или марки материалов группы АКОР БН: АКОР БН 100-104, АКОР БН 300, выпускаемые НПФ «Нитпо»; или кремнийорганические смолы в виде растворов: раствора полифенилсилоксановой смолы 139-297 в ортоксилоле по ТУ 6-02-1-026-90 или раствора полиметилфенилсилоксановой смолы 134-276 в углеводородном растворителе по ТУ 602-1360-87, а в качестве водорастворимого кремнийорганического вещества или смеси их используют, например, гидрофобизирующую кремнийорганическую жидкость ГКЖ-11Н по ТУ 6-000491277-101-97 - водный раствор метилсиликоната натрия или композицию этоксисилоксанов по ТУ 6-00 - 05763441-45-92 под названием «продукт 119-296 Т» или кремнийорганическую эмульсию КЭ 20-03 (ТУ 6-0505763441-96-93) - 70%-ную водную эмульсию полиэтилсилоксановой жидкости ПЭС-5.

Технические водорастворимые силикаты включают силикаты натрия (Na2O·3,3 SiO2) в виде 30%-ных водных растворов жидкого стекла: жидкое стекло марки «Кремнезоль К3-ТМ», морозостойкое стекло марки «Номак» по ТУ 2145-015-13002378-95, быстрорастворимый гидратированный силикат натрия марки «Сиалит-60-3» по ТУ 2145-004-43811938-99; метасиликаты (Na3·SiO2): метасиликаты по ТУ 6-18-161-82 и более кремнеземистые продукты, соотношение в которых приближается к Na2O·4SiO2: жидкое высокомодульное стекло марки «Нафтосил» по ТУ 2145-002-12979928-2001: коллоидные силикаты натрия марок: марки «Сиалит» по ТУ 2145-010-43811938-97 и марки «Сиалит-30-5» по ТУ 2145-002-43811938-97.

Добываемые в промышленных масштабах минералы, содержащие в своей структурной группе кремний в виде двуокиси кремния (SiO2) включают, мас. %: полевой шпат K(AlSi3O7) - 64,0 в виде материалов полевошпатовых и кварц-полевошпатовых по ГОСТ 2304-78 и по ГОСТ 7030-75; нефелины Na3K(AlSiO4)4 - 43,08 в виде нефелинового концентрата по ТУ 12-54-80 и нефелинополевошпатовых материалов по ГОСТ 18451-77; кварцы a·SiO2 - 60,09 в виде кварцевого концентрата из природного кварца по ТУ 5726-001-1146665-97, кварца молотого по ГОСТ 9077-82 и кварца гранулированного по ТУ 21-0285122-002-91; датолиты CaB(SiO4)·(OH) - 37,6 в виде датолитовой руды по СТП 113-12-3-40-86 и датолитового концентрата по ГОСТ 16108-80 и датолитов по ГОСТ 23671-79.

Карбамидоформальдегидный концентрат представляет собой жидкую композицию, содержащую метилольные производные мочевины и связанный метилольными производными формальдегид, выпускаемую по ТУ 2223-00900206492-2007.

В заявленном составе используют карбамид, выпускаемый по ГОСТ 6691.

В качестве растворителя используют воду, сточную минерализацией от 20 г/л или пластовую воду газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, разбавленную до минерализации 60-240 г/л, или пластовую неразбавленную минерализацией до 265 г/л.

В качестве ингибитора используют маслорастворимые композиции ингибиторов коррозии и ингибиторов коррозии-бактерицидов, например ингибиторы коррозии, включающие азотсодержащие органические соединения в смеси растворителей - ингибитор сероводородной, углекислотной и кислотной коррозии марки Ипроден К-2 (ТУ 2458-003-45305665-2007), выпускаемый ООО «Экспериментальный завод Нефтехим», г. Уфа; ингибиторы сероводородной и углекислотной коррозии Азол 5010 марки А (ТУ 2458-045-00205423-2012) и Азол 5031 (ТУ 2458-089-00205423-2010), выпускаемые ОАО «Котласский химзавод» г. Коряжма Архангельской области; ингибитор коррозии ИБК-2, который содержит смесь жирных кислот таллового масла и продуктов их взаимодействия с аминоамидом, выпускаемый по ТУ 38.101236-72; ингибитор коррозии марки В-15/41, который содержит кислый эфир алкенилянтарной кислоты и этиленгликоля с кислотным числом 165-205, выпускаемый по ТУ 6.14-866-77; ингибитор коррозии марки СИМ, который содержит алкенилсукцинимид мочевины с кислотным числом 6,5, выпускаемый по ТУ 38.1011039-85; комбинированный ингибитор коррозии марки Сламин, представляющий собой композицию на основе сланцевого масла (тяжелая фракция сланцевой смолы), присадки ДФ-11, сульфанатной присадки и полиметаакрилата, выпускаемый по ТУ 38.401799-90, ингибиторы коррозии-бактерициды марок Напор 1012 и 1012(К), выпускаемые ОАО «Напор» г. Казань; ингибитор коррозии-бактерицид СНПХ-6550 (ТУ 2458-366-05765670-2012) и ингибиторы коррозии СНПХ-6030 (ТУ 2458-329-057656-70-2007) и СНПХ-6941 (ТУ 2458-353-05765670-2009), содержащие продукты взаимодействия жирных кислот и органического амина, выпускаемые ОАО «Нефтепромхим» г. Казань; реагент марки МаслоПод, ингибитор коррозии Нефтехим разных марок, содержащий сложные смеси производных карбоновых кислот, легкого таллового масла и солей пиперизина этих кислот в растворе керосина и катализата риформинга, например Нефтехим 1, 2, 3, выпускаемый ЗАО «Опытный завод Нефтехим» по ТУ 2415-001-00151816-94 или Нефтехим 1М, Нефтехим НС, Нефтехим 40-80 по ТУ 2415-009-22657427-2001, выпускаемый ООО «Синтез ТНП».

В качестве загустителя используют, например, древесную муку по ГОСТ 16361-87, резиновую крошку по ТУ 38-105590-84, минеральные порошки по ГОСТ 52129-2003, глинопорошок по ТУ 5751-002-58156178-2002, мел, портландцемент по ГОСТ 1581-96, порошки водопоглощающих полимеров серии 639 марок В-105, В-210, В-615, В-820 и марки «Аквамомент», порошки водорастворимых полимеров. В качестве облегчающей добавки и загустителя используют алюмосиликатные полые микросферы АСМ марки МС-400/500 производства ЗАО «Гранула».

Водопоглощающие полимеры серии АК-639 марок В-105, В-210, В-415, В-615, В-820 представляют собой порошок или гранулы, имеющие массовую долю нелетучих веществ не менее 90 мас. %, равновесное водопоглощение в дистиллированной воде не менее 100-800 г/г, в пресной воде при минерализации 0,3 г/л не менее 100-400 г/г, в пластовой воде не менее 20-50 г/г. Температура до 80°C не оказывает влияния на свойства полимеров, выпускаемых ООО «Гель-Сервис» г. Саратов по ТУ 6-02-00209912-59-96, сертификат на применение в технологических процессах добычи и транспорта нефти №ТЭК RU. ХПОЗ.5842.070.

Водопоглощающий полимер марки «Аквамомент» является полимером, мгновенно поглощающим воду при контакте с 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, выпускаемый ООО «Гель-Сервис» г. Саратов.

При использовании для обработки призабойной зоны обратные эмульсии показали высокую эффективность. Обратные эмульсии имеют дисперсный характер, что позволяет им избирательно фильтроваться в наиболее проницаемые зоны пласта. Эмульсии способны к загущению и структурированию при механическом перемешивании с пластовой водой во время фильтрации в глубину пласта, и наоборот, к разжижению при диспергировании с нефтью, что обеспечивает их высокую селективность, а наличие в их составе маслорастворимых ПАВ с высокой адгезией к гидрофильной породе пласта в промытых водой зонах придает им способность гидрофобизировать скелет коллектора с увеличением его фазовой проницаемости для нефти и снижением для воды как при движении по фильтрационным каналам, так и после разложения эмульсии.

В отличие от прототипа заявленный состав дополнительно содержит карбамидоформальдегидный концентрат и карбамид, а также ингибитор коррозии или ингибитор коррозии-бактерицид и/или загуститель.

Исследования показали, что при введении в заявленный состав вышеуказанных дополнительных компонентов увеличивается структурная вязкость и повышается термостабильность состава, в результате увеличения гидрофобизирующих свойств эмульсии увеличивается нефтевытесняющая способность заявленного состава. После фильтрации композиций заявленного состава получено существенное снижение проницаемости коллекторов (см. табл. 1-4).

В заявленной эмульсии при использовании маслорастворимого кремнийорганического вещества образование сшитого кремнийорганического геля происходит в результате гидролиза маслорастворимого кремнийорганического вещества с образованием водной эмульсии полисилоксанов, а при использовании кремнийнеорганического вещества, например раствора силиката натрия, происходит образование монокремневой кислоты, которая неустойчива и подвергается полимеризации, в результате чего образуются различные по составу и строению поликремневые кислоты.

При использовании раствора коллоидного силиката, который представляет собой устойчивую коллоидно-дисперсную систему, при добавлении в нее карбамидоформальдегидного концентрата и карбамида происходит укрупнение дисперсных частиц коллоидного силиката. В результате коагуляции дисперсных частиц реакционная масса превращается в равномерную студенистую аморфную структуру.

При использовании в качестве кремнийнеорганического вещества вышеперечисленных добываемых минералов (см. стр. 6) для приготовления эмульсии используют кислые композиции эмульгаторов и ингибиторов, например, кислотные эмульгаторы Синол-КМК-ПНП (ТУ 2458085-50199255-09) или Нефтенол К (ТУ 2484-035-171997708-2002) и дополнительно ингибитор кислотной коррозии марки Ипроден К-2 (ТУ 2458-003-45305665-2007).

Все перечисленные минералы легко разлагаются в кислой среде с выделением геля поликремневой кислоты.

В кислой среде образуется кислая эмульсия, в которой метилольные группы метилольных производных мочевины образуют водородные связи, вызывающие ассоциацию молекул и рост молекулярной массы, и нарастание вязкости. При этом инициируются реакции поликонденсации и присоединения, которые приводят к образованию смол.

Заявленная эмульсия содержит кремнийорганическое вещество или водорастворимый или коллоидный силикаты, которые формируют в эмульсии щелочную среду с pH 10 и более.

При введении в заявленную эмульсию карбамидоформальдегидного концентрата, содержащего метилольные производные мочевины и в связанном состоянии формальдегид, в щелочной среде происходит реакция образования сахароподобных соединений - реакция Бутлерова. По мере возрастания скорости реакции молекулы связанного формальдегида переходят в активную (свободную) форму и вступают во взаимодействие друг с другом в щелочной среде с образованием системы связей, характеризующейся наращиванием углеродистой цепи. Это приводит к синтезу многоатомных спиртов, кетонов, альдегидов с последующим образованием сахаров и их производных, содержащих гексозу, пентозу, тетрозу и другие сахара. Каталитическим действием в реакции Бутлерова обладают гидроокиси нещелочноземельных металлов, например гидроокись кремния, имеющаяся в достатке в реакционной массе.

В результате вышеуказанных реакций формируются молекулярные структуры различной длины и разветвленности с высокой функциональностью по метилольным группам.

Образованию разветвленности молекул способствует повышенное содержание в композиции три- и тетраметилолмочевины. Вследствие разветвленности структурных образований, которые характеризуются небольшой длиной при относительно высокой молекулярной массе, происходит этап гелеобразования и сшивка гелевых структур в пространственно-развитую полимерную сетку.

Закачки композиций заявленного состава, содержащего карбамид, снижают отложение парафинов в призабойной зоне пласта, так как твердые парафины с карбамидом образуют растворимые комплексы. Например, карбамид добавляют на НПЗ в нефть для депарафинизации нефти.

Исследования показали, что МПАВ, карбамидоформальдегидный концентрат и карбамид в эмульсии в смеси с полисилоксанами, с этоксилоксанами, с алкилсиликонатами или поликремневыми кислотами обладают высокой адсорбцией на породе. Поэтому после закачки закачиваемая эмульсия адсорбируется на породе и в результате изменения смачиваемости гидрофобизирует поверхность как коллекторов, так и все контактные поверхности обрабатываемого пласта.

Для повышения антикоррозийных (против сероводородной, углекислотной и кислотной коррозии), антибактерицидных и гидрофобных свойств эмульсии вводят дополнительно в заявленный состав маслорастворимые композиции ингибиторов коррозии или ингибиторов коррозии-бактерицидов в количестве 1,0-5,0 мас. %. Маслорастворимые композиции ингибиторов содержат жирные карбоновые кислоты и продукты их взаимодействия, которые обладают, как и МПАВ эмульгирующими свойствами, поэтому они дополнительно увеличивают эмульгирующие свойства закачиваемых композиций, снижая межфазное натяжение на границе нефть - поверхностно-активная композиция, облегчают закачку композиций, увеличивают моющую их способность и в результате чего увеличивают нефтевытесняющую способность заявленного состава.

Исследования показали, что эмульсии заявленного состава успешно блокируют водные каналы высокопроницаемых пропластков с минимальным снижением нефтепроницаемости.

По заявленному составу в закачиваемые композиции дополнительно добавляют вышеуказанные загустители в количестве 1,0-10,0 мас. %.

При использовании загустителей, например древесной муки, резиновой крошки, глинопорошка или других вышеуказанных загустителей, повышаются вязкостные и прочностные характеристики эмульсии.

В качестве загустителя в эмульсии используют порошок водорастворимого полимера, например ПАА разных марок: низкомолекулярных ПАА серии АК-642 или высокомолекулярных ПАА марки POLYPAM 2514; КМЦ марок КМЦ 500-800; сополимера метакриловой кислоты или метакриламида марки Метас; поливинилового спирта; биополимеров на основе глюкозы, маннозы, соли глюконовой кислоты и ацетильных радикалов, не чувствительных к высокой температуре - гетерополисахарида марки ГПС или полимерной смеси производных полисахаридов марки Полимерный реагент ПС. После разрушения эмульсии в пласте водорастворимый полимер растворяется в воде и играет роль высоковязкого стабилизатора, так как через реакционноспособные аминные, гидроксильные, карбоксильные или другие функциональные группы вступает во взаимодействие с формальдегидом и полиметилольными производными мочевины, и образуют мощные сшитые разветвленные высокомолекулярные структуры. Они обеспечивают высокие фильтрационные сопротивления в пористой среде в результате закачки эмульсии заявленного состава.

За счет сохранения высоких фильтрационных сопротивлений между зоной нагнетания и зоной отбора и изменения направления фильтрационных потоков в пласте в процесс активной выработки запасов вовлекаются нефтенасыщенные пропластки низкой проницаемости и обводненности, ранее не охваченные заводнением.

По заявленному составу закачиваемые композиции состава готовят так.

В 1,0-10,0 мас. % МПАВ при механическом перемешивании вводят 0,5-15,0 мас. % кремнийсодержащего вещества из вышеуказанных, затем 0,5-10,0 мас. % карбамидоформальдегидного концентрата и 0,5-5,0 мас. % карбамида, после чего дозируют небольшими порциями расчетное количество сточной воды минерализацией от 20 г/л или пластовой воды газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, разбавленной до минерализации 60-240 г/л или пластовой неразбавленной минерализацией до 265 г/л. Композицию тщательно перемешивают до получения однородной эмульсии типа «вода в масле». Заявленный состав может дополнительно содержать 1,0-5,0 мас. % ингибитора и/или 1,0-10,0 мас. % загустителя, которые дозируют в МПАВ.

При приготовлении заявленной эмульсии учитывается, что большое значение имеет их стабильность, т.е. способность состава сохранять свои технологические свойства в течение более длительного времени.

Для определения стабильности предлагаемой эмульсии при повышенной температуре и технологичности их реологических характеристик провели лабораторные исследования, которые подтвердили высокую их эффективность.

Чем выше стабильность эмульсии, тем дольше она сохраняет однородность и вязкость состава. При повышенной температуре в процессе старения происходит разрушение эмульсии, т.е. нарушение ее однородности с расслоением масла и воды. Для исследования стабильности эмульсии в пористой среде при повышенной температуре были проведены следующие исследования.

В подготовленную для фильтрации колонку закачивают один объем пор исследуемой заявленной эмульсии, содержащей МПАВ, кремнийсодержащее вещество, карбамидоформальдегидный концентрат, карбамид и воду, после чего колонку помещают в воздушный термошкаф с температурой 80°C. С интервалом в одни сутки через колонку прокачивают три объема воды и определяют стабильность эмульсий по снижению проницаемости K1/K1·100%. Приготовленные эмульсии могут дополнительно содержать расчетное количество ингибитора и/или загустителя.

Проведенные исследования показали способность заявленных эмульсий сохранять первоначальные технологические свойства в пористой среде при повышенной температуре. Результаты представлены в табл. 1-4.

Пример. 1. Приготовляют эмульсии по заявленному составу (см. табл. 1 и 2) при содержании компонентов в мас. %: в 1,0-10,0 МПАВ дозируют при механическом перемешивании 0,5-15,0 кремнийсодержащего вещества из вышеперечисленных, затем небольшими порциями при перемешивании добавляют 0,5-10,0 карбамидоформальдегидного концентрата и 0,5-5,0 карбамида. Затем при перемешивании в приготовленную смесь небольшими порциями добавляют расчетное количество воды сточной минерализацией 20 г/л, или пластовой разбавленной до минерализации 60, 100-240 г/л, или пластовой неразбавленной минерализацией 265 г/л, тщательно перемешивая до получения однородных эмульсий.

В эмульсии по заявленному составу: (см. табл. 1) дозируют дополнительно ингибитор: например, синтезы 8, 10, 12, 14, 18 и 19 дополнительно содержат ингибитор коррозии, мас. %: 1,0 марки СНПХ-6030; 2,0 марки Напор 1012; 3,0 марки Азол 5010 и 5,0 марки Сламин, 3,0 марки МаслоПод; 4,0 марки Ипроден К-2 и/или загуститель: например, синтезы 8, 10, 12 и 14 дополнительно содержат загуститель, мас. %: 1,0 микросфер; 3,0 анионного полимера серии АК-642; 5,0 резиновой крошки; 10,0 водопоглощающего полимера марки АК 639.

Приготовленные эмульсии профильтровывают на фильтрационной установке с целью определения понижения проницаемости. Для фильтрации приготовленные колонки из нержавеющей стали длиной 220 мм и внутренним диаметром 32 мм 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, весовым способом определяют исходную проницаемость кернов по пресной воде, которая составила 0,2055-0,4350 мкм21). Затем через колонку прокачивают один объем пор предлагаемых эмульсий и три объема пор керна пресной воды. После этого определяют проницаемость по воде (К2). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки эмульсии: К12·100%.

Стабильность полученных эмульсий определяют по вышеуказанной методике. Вышеуказанные заявленные эмульсии стабильны в течение 4-32 суток. Данные по содержанию компонентов в заявленном составе и результаты фильтрационных исследований представлены в табл. 1 и табл. 2., синтезы 1, 2, 4, 6, 8, 10, 12, 14, 16, 18 и 19.

Пример 2. Приготавливают эмульсии по прототипу (см. табл. 1 и 2) при содержании компонентов, мас. %: в 1,0-15,0 МПАВ добавляют 0,5-18,0 кремнийорганического вещества или растворимого, или коллоидного силиката натрия при механическом перемешивании и 0,1-2,0 Полисила, а затем небольшими порциями дозируют сточную воду минерализацией 20 г/л или 1-10%-ные растворы хлористого кальция, тщательно перемешивая до получения однородных эмульсий. Приготовленные эмульсии профильтровывают на фильтрационной установке с целью определения понижения проницаемости (см. Пример 1). Стабильность полученных эмульсий определяют по вышеуказанной методике. Приготовленные эмульсии стабильны в течение 2-15 сут соответственно (см. табл. 1 и табл. 2, синтезы 3, 5, 7, 9, 11, 13, 15 и 17).

Пример 3. Структурную вязкость заявленных эмульсий и эмульсий по прототипу измеряют на ротационном вискозиметре погружного типа «Полимер РПЭ-1М с воспринимающими элементами типа «цилиндр-цилиндр» и оценкой реологических свойств по крутящему моменту при 25, 40, 60 и 80°С.

Результаты измерений представлены в табл. 3, которые показывают, что с введением карбамидоформальдегидного концентрата и карбамида, а также ингибитора и/или загустителя увеличивается вязкость и стабильность эмульсий при указанных температурах.

Кроме того, измерения вязкости и стабильности эмульсий в сравнительных синтезах показали, что при использовании вышеуказанных дополнительных компонентов вязкость и стабильность эмульсий заявленных возрастает в 1,29-2,17 раза (сравни синтезы 2 и 3, 4 и 5, 6 и 7, 8 и 9, 10 и 11, 12 и 13, 14 и 15, 16 и 17).

Термостабильность заявленных эмульсий и эмульсий по прототипу определяют путем выдерживания составов в макрообъеме при 80°С в термошкафу в течение нескольких суток. При этом после каждых суток выдержки эмульсий замеряли вязкость их на реовискозиметре Хеплера. Вязкость определяют по времени погружения шарика (t, сек) под действием приложенной нагрузки (Р, г/см2), которую вычисляют по формуле М=кРt, где к - постоянная по формуле. Термостабильность эмульсий (ТС) оценивают по следующей формуле:

,

где Vo и Vt - вязкость эмульсии исходной (при 25°С) и после выдержки ее при требуемой температуре в течение определенного времени.

Чем больше термостабильность (ТС), тем выше термостабильность состава.

Результаты исследования термостабильности эмульсий после 3-х суток выдержки их при 80°С приведены в табл. 3.

Приведенные данные по термостабильности показывают, что при добавлении в состав карбамидоформальдегидного концентрата и карбамида, а также ингибитора и/или загустителя повышается термостабильность составов (см. табл. 3).

Пример 4. Нефтевытесняющую способность эмульсий 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, весовым способом определяют проницаемость колонки по воде. После этого в модель под давлением нагнетают нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая нефть (без воды), определяют начальную нефтенасыщенность - 62,5-72,8%. В фильтрационных исследованиях используют природную нефть плотностью 828 кг/м3 и динамической вязкостью 8,2 мПа при 20°С. Начальное вытеснение проводят водой в количестве трех поровых объемов и определяют коэффициент вытеснения нефти.

Результаты фильтрации заявленных эмульсий и эмульсий по прототипу по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл. 4.

Результаты исследований показали, что оптимальными концентрациями для получения стабильных эмульсий являются, мас. %: МПАВ - 1,0-10,0; кремнийсодержащее вещество - 0,5-15,0; карбамидоформальдегидный концентрат - 0,5-10,0; карбамид - 0,5-5,0; вода - остальное.

При содержании компонентов состава, мас. %: МПАВ менее 1,0; кремнийсодержащего вещества менее 0,5; карбамидоформальдегидного концентрата менее 0,5 и карбамида менее 0,5 образуются эмульсии нестабильные и быстро расслаиваются, поэтому эти концентрации компонентов состава принимаем за нижний предел концентраций.

Увеличение содержания компонентов состава, мас. %: МПАВ до 10,0; кремнийсодержащего вещества до 15,0 и карбамидоформальдегидного концентрата до 10,0 и карбамида до 5,0 приводит к существенному увеличению стабильности состава при повышенной температуре и по экономическим причинам достаточности, к существенному увеличению снижения проницаемости коллекторов и приросту коэффициента вытеснения, поэтому использовать состав с содержанием компонентов выше этих концентраций нецелесообразно.

Предлагаемый состав может дополнительно содержать ингибитор и/или загуститель, мас. %: ингибитор 1,0-5,0 и/или загуститель 1,0-10,0.

Применение заявленного состава для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, содержащего МПАВ, кремнийсодержащее вещество, карбамидоформальдегидный концентрат, карбамид и воду, а также дополнительно ингибитор и/или загуститель позволит получать высоковязкие и термостабильные композиции, закачка которых позволит изолировать приток воды в добывающих скважинах и снизить проницаемость высокообводненных пропластков в нагнетательных скважинах, а за счет высоких нефтевытесняющих свойств состава и увеличения гидрофобизации поверхности породы позволит увеличить относительную проницаемость пласта для углеводородной фазы.

Применение заявленного состава для регулирования разработки нефтяных месторождений позволит регулировать фильтрационные потоки с низким сопротивлением путем размещения блокирующих оторочек многофункционального состава на их пути.

Технология применения заявленного состава проста и заключается в закачке их в пласт до снижения приемистости скважин на 30-50%, продавке состава из ствола скважины в пласт водой или нефтью, выдержке в пласте в течение 24 часов и пуске скважины в эксплуатацию для нефтяных скважин или закачке воды для нагнетательных скважин.

1. Многофункциональный состав для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, включающий маслорастворимое поверхностно-активное вещество МПАВ, кремнийсодержащее вещество и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит карбамидоформальдегидный концентрат и карбамид при следующем соотношении компонентов, мас. %:

МПАВ 1,0-10,0
Кремнийсодержащее вещество 0,5-15,0
Карбамидоформальдегидный концентрат 0,5-10,0
Карбамид 0,5-5,0
Вода Остальное

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит ингибитор коррозии или ингибитор коррозии-бактерицид в количестве 1,0 -5,0 мас. %.

3. Состав по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно содержит загуститель в количестве 1,0 -10,0 мас. %.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС) и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способам их приготовления, и может быть использовано для изоляции водопритоков в газовых скважинах с терригенным коллектором.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора горизонтальными скважинами.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования в подземном пласте, включающему обеспечение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду и добавку, замедляющую схватывание, при этом способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости может сохранять удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; добавление в способную к схватыванию композицию с увеличенным временем сохранения прокачиваемости ускорителя схватывания цемента в количестве 0,1-4 мас.%, причем ускоритель содержит по меньшей мере две добавки из группы: хлористый кальций, формиат цинка, ацетат кальция; введение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в ствол скважины; предоставление способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости возможности схватиться.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока вод в скважины и зон поглощения. Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт включает спуск в интервал изоляции заливочных труб с пакером и втулкой, состоящей из корпуса со сквозным каналом с боковыми отверстиями, сообщенными с клапанным узлом, пропускающим снаружи внутрь.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - полное выравнивание профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах, изоляция водопритока, интенсификация добычи нефти и газа, возможность использования независимо от сезона года.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки временных мостов в горизонтальных скважинах. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине включает спуск в горизонтальную скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - до интервала установки моста, закачку по колонне НКТ в интервал установки моста цементного раствора и мела, а также буферной жидкости, разрушение моста после проведения ремонтных работ раствором соляной кислоты.

Группа изобретений относится к герметизирующим композициям, включающим биутан, и к способам применения таких композиций в подземных операциях. Способ герметизирования подземной формации включает получение герметизирующей композиции, содержащей водную текучую среду, диутановый состав по меньшей мере одну гелевую систему.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, забой которой расположен вблизи водонефтяного контакта (ВНК).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для повышения производительности добывающих и нагнетательных скважин. Способ включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта закачкой в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - линейного геля - до образования трещины разрыва в пласте, закачку в трещину разрыва крепителя трещины, стравливание давления в колонне труб, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть применено при регенерации нефтезагрязненного проппанта после гидравлического разрыва пласта и последующем его использовании в качестве расклинивающего агента.

Изобретение относится к применению частиц с фосфонатным ингибитором отложений в подземных работах. Способ ингибирования образования твердых отложений в подземном месторождении включает формирование ингибирующих образование твердых отложений частиц из смеси золы-уноса и средства для отверждения в среде фосфоновой кислоты, где золу-унос отверждают в твердый материал путем контакта со средством для отверждения в среде фосфоновой кислоты, суспендируя твердые частицы в жидкости для обработки, и помещение их в часть подземного месторождения или в желаемое место внутри указанной части, в которой твердые частицы высвобождают ингибитор образования твердых отложений во времени при воздействии водных жидкостей, смесь содержит, по меньшей мере, один многовалентный ион и указанные ингибирующие частицы, по меньшей мере, частично покрыты покрывающим материалом.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС) и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способам их приготовления, и может быть использовано для изоляции водопритоков в газовых скважинах с терригенным коллектором.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Изобретение относится к способу улучшения волоконного тампонирования и таким образом управления поглощением бурового раствора во время бурения скважины. Способ тампонирования геологической формации включает введение в скважину состава, который содержит текучую среду, имеющую исходную вязкость по меньшей мере 100 сП; и волокна.
Изобретение относится к добыче нефти или газа и перекчиванию их по трубопроводу. Способ обработки скважины включает создание первой технологической жидкости, содержащей воду и один или несколько водорастворимых разветвленных полисахаридов из группы, состоящей из ксантана, диутана, их производных, присутствующих в воде в концентрации, достаточной, чтобы первая жидкость имела вязкость по меньшей мере 5 сП, создание второй технологической жидкости, содержащей один или несколько водорастворимых персульфатов и одно или несколько сильных оснований, введение в скважину первой жидкости, введение в скважину второй жидкости и направление их так, чтобы они вступили в контакт друг с другом в некоторой части скважины при расчетной температуре менее 100°F (37,8°C).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах. Технический результат - увеличение продолжительности водоизолирующего эффекта и расширение технологических возможностей использования состава.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для приготовления водонефтяных эмульсий, применяемых в качестве технологических жидкостей при вторичном вскрытии продуктивных пластов, гидроразрыве, глушении скважин и селективной гидроизоляции с выравниванием профиля приемистости нагнетательных скважин.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - совместимость состава обработки пласта с пластовыми жидкостями, ингибирование кислотной коррозии, образования эмульсий и смолообразования. Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: соляную кислоту (в пересчете на НСl) 1,0-24,0; деэмульгатор 0,2-1,5; ингибитор коррозии 0,002-3,0; хлорид олова или меди или SCA-2000-M, или SCA-90-M, или аскорбиновую кислоту 0,2-5,0; воду остальное. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с проницаемостью 0,5-400 мД включает закачку в скважину указанного выше кислотного состава в объеме 0,1-4,0 м3 на погонный метр перфорированной мощности пласта с последующей продавкой в глубь пласта, проведение технологической выдержки и удаление продуктов реакции. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 5 табл., 49 пр.
Наверх