RU2251615C2 - Method for restricting water inflow into well - Google Patents
Method for restricting water inflow into well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2251615C2 RU2251615C2 RU2003108474/03A RU2003108474A RU2251615C2 RU 2251615 C2 RU2251615 C2 RU 2251615C2 RU 2003108474/03 A RU2003108474/03 A RU 2003108474/03A RU 2003108474 A RU2003108474 A RU 2003108474A RU 2251615 C2 RU2251615 C2 RU 2251615C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- mixture
- organosilicon
- composition
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 51
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 41
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 121
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 32
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 29
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 21
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol Natural products OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 claims abstract description 11
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N Tetraethyl orthosilicate Chemical compound CCO[Si](OCC)(OCC)OCC BOTDANWDWHJENH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 150000001367 organochlorosilanes Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 claims abstract description 7
- RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 1,4-Dioxane Chemical compound C1COCCO1 RYHBNJHYFVUHQT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 5
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims abstract description 4
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims abstract 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 39
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 21
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 17
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 14
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 10
- ZAFNJMIOTHYJRJ-UHFFFAOYSA-N Diisopropyl ether Chemical compound CC(C)OC(C)C ZAFNJMIOTHYJRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 claims description 3
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 40
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 15
- 230000008859 change Effects 0.000 abstract description 12
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 3
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 abstract 5
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- ZDQWESQEGGJUCH-UHFFFAOYSA-N Diisopropyl adipate Chemical compound CC(C)OC(=O)CCCCC(=O)OC(C)C ZDQWESQEGGJUCH-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 55
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 41
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 40
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 38
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 31
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 27
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 14
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 14
- -1 ethoxysiloxanes Chemical class 0.000 description 11
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 7
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 7
- 239000002044 hexane fraction Substances 0.000 description 6
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 5
- 150000003961 organosilicon compounds Chemical class 0.000 description 5
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 5
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 4
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical group CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000006068 polycondensation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 2
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 description 2
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- GBPOWOIWSYUZMH-UHFFFAOYSA-N sodium;trihydroxy(methyl)silane Chemical compound [Na+].C[Si](O)(O)O GBPOWOIWSYUZMH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000002344 surface layer Substances 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N EtOH Substances CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 125000003545 alkoxy group Chemical group 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 125000001495 ethyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000007863 gel particle Substances 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 230000036541 health Effects 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229910001510 metal chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000002715 modification method Methods 0.000 description 1
- 229920001558 organosilicon polymer Polymers 0.000 description 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 1
- 229920001921 poly-methyl-phenyl-siloxane Polymers 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- XJDNKRIXUMDJCW-UHFFFAOYSA-J titanium tetrachloride Chemical group Cl[Ti](Cl)(Cl)Cl XJDNKRIXUMDJCW-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 230000002110 toxicologic effect Effects 0.000 description 1
- 231100000027 toxicology Toxicity 0.000 description 1
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам изоляции притока пластовых вод в скважинах нефтеводонасыщенных пластов. Кроме того, его можно использовать для регулирования разработки нефтяных месторождений.The invention relates to methods for isolating the influx of formation water in wells of oil-saturated formations. In addition, it can be used to regulate the development of oil fields.
Известен способ изоляции притока пластовых вод в скважинах, согласно которому закачивают в пласт кремнийорганическое соединение (Патент США №2229177, кл.166-21, опубл. 1941 г.).There is a method of isolating the influx of formation water in wells, according to which an organosilicon compound is pumped into the formation (US Patent No. 2229177, cl.166-21, publ. 1941).
Известен способ изоляции притока пластовых вод, который основан на закачке в пласт селективных материалов. В результате гидролиза их осуществляется закупорка поровых каналов в водонасыщенной зоне, но при этом остается не закупоренной нефтенасыщенная зона (Газизов А.Ш. и Маслов И.И. Селективная изоляция притока пластовых вод (Серия “Нефтепромысловое дело”). Тематические научно-технические обзоры, М.: ВНИИОЭНГ, 1977).A known method of isolating the influx of formation water, which is based on the injection into the reservoir of selective materials. As a result of their hydrolysis, the pore channels in the water-saturated zone are clogged, but the oil-saturated zone remains unclogged (A. Gazizov and I. Maslov. Selective isolation of formation water inflow (Oilfield Case Series). Thematic scientific and technical reviews , M .: VNIIOENG, 1977).
Основным недостатком известных способов является низкая эффективность изоляции.The main disadvantage of the known methods is the low insulation efficiency.
Известен способ изоляции обводненного пласта, включающий закачку полифункциональных алкоксисодержащих кремнийорганических соединений, хлорида поливалентного металла и воду. Перед закачкой состава в пласт закачивают соляную кислоту с концентрацией до 22% (А.с. №1808998, М.кл.5 Е 21 В 33/138, опубл. 15.04.93, Бюл. №14).A known method of isolating a waterlogged formation, including the injection of polyfunctional alkoxy-containing organosilicon compounds, polyvalent metal chloride and water. Before the composition is injected, hydrochloric acid is injected into the formation with a concentration of up to 22% (A.S. No. 1808998, M. Cl. 5 E 21 B 33/138, publ. 15.04.93, Bull. No. 14).
Недостатком известного способа является использование большого количества кислоты, которая вымывает дополнительные каналы и перетоки, а также использование в качестве регулятора отверждения - этанола, толуола, ацетона, которые легко воспламеняются.The disadvantage of this method is the use of a large amount of acid, which leaches additional channels and flows, as well as the use as a regulator of curing - ethanol, toluene, acetone, which are flammable.
Известен способ изоляции водопритока в скважине, включающий закачку смеси кремнийорганического соединения с соляной кислотой в качестве отвердителя. При выдержке смеси в пласте время гелеобразования определяют в зависимости от удельной прием истостости скважины (патент RU №2071548, М.кл.6 Е 21 В 33/138, опубл. 10.01.97, Бюл. №1).A known method of isolating water inflow in a well, including the injection of a mixture of organosilicon compounds with hydrochloric acid as a hardener. When the mixture is kept in the reservoir, the gelation time is determined depending on the specific intake of the well’s wellness rate (patent RU No. 2071548, Mcl 6 E 21 B 33/138, publ. 10.01.97, Bull. No. 1).
Существенным недостатком способа является плохая фильтруемость закачиваемых композиций в пористую среду за счет быстрого образования гелевых частичек поликремниевой кислоты и, как следствие, низкая эффективность при изоляции вод, что сужает область применения (на трещиноватых пластах).A significant disadvantage of this method is the poor filterability of the injected compositions in a porous medium due to the rapid formation of gel particles of polysilicic acid and, as a result, low efficiency in water isolation, which narrows the field of application (on fractured formations).
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ изоляции притока пластовых вод в скважину путем закачки в пласт хлорсодержащих кремнийорганических веществ - олигоорганоэтоксихлорсилоксанов под названием “продукт 119-204” (а.с. №861554, М.кл.3 Е 21 В 33/13, опубл. 07.09.81, Бюл. №33).The closest in technical essence and the achieved result is a method of isolating the influx of formation water into the well by injecting chlorine-containing organosilicon substances into the formation — oligoorganoethoxychlorosiloxanes under the name “product 119-204” (AS No. 861554, Mcl. 3 E 21 V 33 / 13, publ. 07.09.81, bull. No. 33).
Известный способ имеет слабую гидрофобизацию поверхности породы пласта в результате закачки закачиваемых композиций и имеет невысокую нефтевытесняющую способность.The known method has a weak hydrophobization of the surface of the rock formation as a result of injection of the injected compositions and has a low oil displacing ability.
Задачей предлагаемого изобретения является создание повышенных фильтрационных сопротивлений в пористой среде и увеличение нефтевытесняющей способности закачиваемой композиции за счет изменения смачиваемости породы, а именно увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта.The objective of the invention is the creation of increased filtration resistance in a porous medium and an increase in the oil-displacing ability of the injected composition by changing the wettability of the rock, namely, increasing the hydrophobization of the surface of the rock of the formation.
Поставленная задача решается тем, что:The problem is solved in that:
1. Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах, включающий закачку в пласт кремнийорганического вещества, отличающийся тем, что закачивают смесь кремнийорганического вещества с гидрофобным материалом Полисил при следующем соотношении компонентов, мас.%:1. A method of isolating the influx of formation water in wells, including the injection of organosilicon substances into the formation, characterized in that a mixture of organosilicon substances with a hydrophobic material is pumped Polysil in the following ratio, wt.%:
КремнийорганическоеOrganosilicon
вещество 97,0-99,9substance 97.0-99.9
Полисил 0,1-3,0Polisil 0.1-3.0
2. Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах по п.1, отличающийся тем, что качестве кремнийорганического вещества используют замещенные или полные эфиры ортокремниевой кислоты, или органохлорсиланы, или тетраэтоксисилан, или смесь тетраэтоксисилана с органохлорсиланами, или метилсиликонат натрия, или этоксисилоксаны, или смесь олигоэтоксисилоксанов, или смесь тетраэтоксисилана и олигоэтоксисилоксанов, или олигоорганоэтоксихлорсилоксаны, или полиэтилсилоксаны, или полифенилсилоксановые, или полиорганофенилсилоксановые смолы, или титаноэтоксихлорсилоксаны - материалы группы АКОР, например АКОР В 100 или материалы группы АКОР БН - АКОР БН 100-104, АКОР БН 300.2. The method of isolating the influx of formation water in the wells according to claim 1, characterized in that the quality of the organosilicon substance is substituted or full esters of orthosilicic acid, or organochlorosilanes, or tetraethoxysilane, or a mixture of tetraethoxysilane with organochlorosilanes, or sodium methylsiliconate, or ethoxysiloxanes, or a mixture oligoethoxysiloxanes or a mixture of tetraethoxysilane and oligoethoxysiloxanes or oligoorganoethoxychlorosiloxanes or polyethylsiloxanes or polyphenylsiloxanes or polyorganophenylsiloxanes s, or titanoethoxychlorosiloxanes - materials of the AKOR group, for example AKOR B 100 or materials of the AKOR BN group - AKOR BN 100-104, AKOR BN 300.
3. Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах по п.1, отличающийся тем, что закачиваемую смесь кремнийорганического вещества с Полисилом разбавляют разбавителем в объемных соотношениях 1:0,5-1, причем кремнийорганическое вещество, не содержащее в своем составе хлора, разбавляют 0,5-3,0 мас.% раствором соляной кислоты на минерализованной пластовой воде; а кремнийорганическое вещество, содержащее в своем составе хлор, разбавляют минерализованной пластовой водой без добавления кислоты в тех же соотношениях.3. The method of isolating the influx of formation water in wells according to claim 1, characterized in that the injected mixture of organosilicon substance with Polysil is diluted with a diluent in volume ratios of 1: 0.5-1, and an organosilicon substance that does not contain chlorine is diluted with 0 , 5-3.0 wt.% A solution of hydrochloric acid in mineralized formation water; and an organosilicon substance containing chlorine is diluted with mineralized formation water without the addition of acid in the same proportions.
4. Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах по п.1, отличающийся тем, что в качестве нефтевытесняющего компонента и/или разделителя после закачки кремнийорганической композиции, закачивают органические растворители, в качестве которых используют водомаслорастворимые или маслорастворимые растворители в количестве 5,0-20,0 мас%.4. The method of isolating the influx of formation water in the wells according to claim 1, characterized in that as the oil-displacing component and / or separator after injection of the organosilicon composition, organic solvents are pumped, which use water-soluble or oil-soluble solvents in an amount of 5.0-20 , 0 wt%.
В качестве органических растворителей используют гликоли: этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, полигликоль или отходы их содержащие, диизопропиловый эфир, диоксан, керосин, гексановая фракция, нефрас, стабильный бензин, диз. топливо.Glycols are used as organic solvents: ethylene glycol, diethylene glycol, triethylene glycol, polyglycol or waste containing them, diisopropyl ether, dioxane, kerosene, hexane fraction, nefras, stable gasoline, diz. fuel.
В качестве кремнийорганических веществ используют водорастворимые, 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”, и маслорастворимые, например, органохлорсиланы, смесь тетраэтоксисилана и органохлорсиланов, или олигоорганоэтоксихлорсилоксаны под названием “продукт 119-204” по ТУ 6 02-1294-84, этилсиликат - 40 (ЭТС-40, ГОСТ 26371-84) - гомогенную смесь олигоэтоксисилоксанов; или сложную смесь тетраэтоксисилана 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 БН: АКОР БН 100-104, АКОР БН 300, 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).As organosilicon substances, water-soluble, for example, hydrophobizing organosilicon liquid GKZH-11N (TU 6-000491277-101-97) is used - an aqueous solution of sodium methylsiliconate or a composition of ethoxysiloxanes (TU 6 - 00 - 05763441-45-92) under the name “product 119 -296 T ”, and oil-soluble, for example, organochlorosilanes, a mixture of tetraethoxysilane and organochlorosilanes, or oligoorganoethoxychlorosiloxanes under the name“ product 119-204 ”according to TU 6 02-1294-84, ethyl silicate - 40 (ETS-40, GOST 26371-84) - a homogeneous mixture of oligoethoxysiloxanes; or a complex mixture of tetraethoxysilane 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 of the AKOR BN group: AKOR BN 100-104, AKOR BN 300, or organosilicon resins 139-297 - solutions of polyphenylsiloxane resin in orthoxylene (TU 6-02-1-026-90) or polymethylphenylsiloxane resin 134-276 in hydrocarbon solvent (TU 6 02-1360-87).
В качестве разбавителя и отвердителя используют минерализованную пластовую или сточную воду, или морскую воду.As a diluent and hardener use mineralized formation or waste water, or sea water.
В качестве материала Полисил используют Полисил разных марок, в качестве которых используют химически модифицированные мелкодисперсные кремнеземы (SiO2), и в зависимости от способа модификации они могут обладать гидрофобными (Полисил-П1) и гидрофобными и дифильными (Полисил-ДФ) свойствами.As a Polysil material, Polysil of various grades is used, which are chemically modified finely dispersed silicas (SiO 2 ), and depending on the modification method, they may have hydrophobic (Polysil-P1) and hydrophobic and diphilic (Polysil-DF) properties.
Полисил - это торговая марка химически модифицированных кремнеземов - SiO2 (Товарный знак “Полисил”, свидетельство №196999 от 06.12.2000 г.).Polysil is a trademark of chemically modified silicas - SiO 2 (Trademark “Polysil”, certificate No. 199999 of December 6, 2000).
Полисил-П1 обладает сильными гидрофобными и органофильными свойствами, представляет собой мелкодисперсный порошок на основе диоксида кремния, химически модифицированный кремнийорганическим соединением, имеет насыпную плотность 0,035-0,14 г/см3, размер частиц 0,005-0,04 мкм, удельную поверхность 300 м2/г, эффективный угол смачивания для поверхности, обработанной Полисилом-П1 140-170° , диапазон рабочих температур -60 - +180° С, степень гидрофобности - 99% (ТУ 2169-001-0470693-93).Polysil-P1 has strong hydrophobic and organophilic properties, is a fine powder based on silicon dioxide, chemically modified with an organosilicon compound, has a bulk density of 0.035-0.14 g / cm 3 , particle size 0.005-0.04 microns, specific surface area 300 m 2 / g, effective contact angle for the surface treated with Polysil-P1 140-170 °, operating temperature range -60 - + 180 ° C, degree of hydrophobicity - 99% (TU 2169-001-0470693-93).
Полисил-ДФ обладает свойствами твердых неионогенных ПАВ благодаря химическому строению привитого поверхностного слоя, обладает эмульгирующими свойствами, имеет насыпную плотность 0,035-0,14 г/см3, размер частиц 0,005-0,04 мкм, удельную поверхность 300 м2/г, эффективный угол смачивания для поверхности, обработанной Полисилом-ДФ 0° , диапазон рабочих температур -60 - +180° С, степень гидрофобности - 100% (ТУ 2311-002-04706-93).Polysil-DF has the properties of a solid non-ionic surfactant due to the chemical structure of the grafted surface layer, has emulsifying properties, has a bulk density of 0.035-0.14 g / cm 3 , particle size 0.005-0.04 μm, specific surface area 300 m 2 / g, effective the wetting angle for the surface treated with Polysil-DF is 0 °, the range of working temperatures is -60 - + 180 ° C, the degree of hydrophobicity is 100% (TU 2311-002-04706-93).
Модифицированные дисперсные материалы являются химически инертными порошками, не оказывающими вредного воздействия на человека и окружающую среду, в соответствии с “Первичным токсиколого-гигиеническим паспортом нового соединения”, утвержденного Минздравом РФ, данный класс материалов относится по ГОСТ 12.007-76 к 4-му классу малоопасных веществ. Условия хранения: сухое помещение при температуре от -50 до +50° С.Modified dispersed materials are chemically inert powders that do not have a harmful effect on humans and the environment, in accordance with the “Primary Toxicological and Hygienic Certificate of the New Compound”, approved by the Ministry of Health of the Russian Federation, this class of materials belongs to the 4th class of low-hazard according to GOST 12.007-76 substances. Storage conditions: dry room at a temperature of -50 to + 50 ° C.
Образование силикатного геля происходит в результате гидролиза эфирной связи Si-OR водой и последующей поликонденсации образовавшихся продуктов.Silicate gel is formed as a result of hydrolysis of the ether bond of Si-OR with water and subsequent polycondensation of the resulting products.
В отличие от прототипа в предлагаемом способе кремнийорганические вещества используют в смеси с высокодисперсным гидрофобным материалом Полисил, в результате введения которого закачиваемая композиция приобретает способность изменять смачиваемость породы, а именно увеличивать гидрофобизацию породы пласта и улучшать адгезию закачиваемой композиции к породе.Unlike the prototype, in the proposed method, organosilicon substances are used in a mixture with a highly dispersed hydrophobic material Polysil, as a result of which the injected composition acquires the ability to 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 материала Полисил в композиции изменяются свойства закачиваемых композиций, так как при закачке таких композиций высокодисперсный гидрофобный материал Полисил легко проникает в призабойную зону пласта, меняя энергетику поверхности (смачиваемость) породы.In the presence of the Polysil material in the composition, the properties of the injected compositions change, since when such compositions are injected, the highly dispersed hydrophobic material Polysil easily penetrates into the bottomhole formation zone, changing the surface energy (wettability) of the rock.
По предлагаемому способу закачиваемые композиции, например, содержащие гидрофобную модифицированную добавку материала марки Полисил-П1, в значительной степени гидрофобизируют поверхность породы, так как поверхность Полисила-П1 модифицирована кремнийорганическим соединением общей формулы Cl4-nSiRn, где n=1-3; R=Н, метил, этил, Cl - метил, фенил - с последующей обработкой соединением, выбранным из группы, состоящей из тетраметоксилана или тетраэтоксилана, или полиметилсилазана.According to the proposed method, the injected compositions, for example, containing a hydrophobic modified additive of a material of the Polisil-P1 brand, substantially hydrophobize the rock surface, since the Polysil-P1 surface is modified with an organosilicon compound of the general formula Cl 4-n SiR n , where n = 1-3; R = H, methyl, ethyl, Cl — methyl, phenyl — followed by treatment with a compound selected from the group consisting of tetramethoxylan or tetraethoxylan or polymethylsilazane.
По предлагаемому способу после закачки смеси кремнийорганического вещества с гидрофобным материалом Полисил происходит изоляция притока пластовых вод и увеличение гидрофобизации поверхности породы пласта, в результате чего происходит вытеснение остаточной нефти из высокопроницаемых промытых водой интервалов пласта, а также, особенно после закачки нефтевытесняющего вещества, 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 proposed method, after injection of a mixture of organosilicon substance with a hydrophobic material Polysil, formation water inflows are isolated and formation surface hydrophobization increases, as a result of which the residual oil is displaced from the highly permeable water-washed intervals of the formation, and, especially after injection of the oil-displacing substance, the filtration is redistributed flows and oil displacement 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.
Кроме Полисила марки Полисил-П1, для повышения нефтевытесняющей способности за счет повышения коэффициента вытеснения нефти из водопромытых нефтенасыщенных интервалов в качестве нефтевытесняющего и гидрофобизирующего компонента используют Полисил марки Полисил-ДФ, который обладает свойствами твердых неионогенных ПАВ, благодаря химическому строению привитого поверхностного слоя, обладает эмульгирующими свойствами.In addition to Polysil of the Polysil-P1 brand, to increase the oil-displacing ability due to an increase in the coefficient of oil displacement from water-washed oil-saturated intervals, the Polysil of the Polisil-DF brand, which has the properties of a solid non-ionic surfactant, due to the chemical structure of the grafted surface layer, has an emulsion as an oil-displacing and hydrophobizing component. properties.
При закачке композиции по предлагаемому способу в водонасыщенную зону нефтенасыщенного пласта в качестве кремнийорганического вещества используют маслорастворимые хлорсодержащие кремнийорганические вещества. Вышеуказанные кремнийорганические вещества дополнительно смешивают с материалом Полисил и закачивают в скважины.When pumping a composition according to the proposed method into a water-saturated zone of an oil-saturated formation, oil-soluble chlorine-containing organosilicon substances are used as organosilicon substances. The above organosilicon substances are additionally mixed with Polysil material and pumped into wells.
При закачке смеси маслорастворимого кремнийорганического вещества с материалом Полисил 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 Полисил 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.When a mixture of an oil-soluble organosilicon silicon substance with the Polysil material is injected into the water-saturated zone of the formation, the organosilicon is hydrolyzed via the ether bond of Si-OR 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 the hydrophobic material Polysil 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.
Из-за недостатка воды в пласте перед закачкой композиции в нефтенасыщенную зону водопроницаемого продуктивного пласта имеющееся кремнийорганическое вещество, смешанное с материалом Полисил, подвергают гидролизу.Due to the lack of water in the formation, before the composition is injected into the oil-saturated zone of the water-permeable reservoir, the existing organosilicon substance mixed with the Polysil material is hydrolyzed.
Маслорастворимое хлорсодержащее кремнийорганическое вещество при приготовлении гидролизата разбавляют минерализованной пластовой или сточной водой, имеющейся на промысле в объемном соотношении: на 1 об. часть кремнийорганического вещества с гидрофобным материалом берется 0,5-1 об. части разбавителя.When preparing the hydrolyzate, the oil-soluble chlorine-containing organosilicon substance is diluted with mineralized formation or wastewater available in the field in a volume ratio of 1 vol. part of the organosilicon substance with a hydrophobic material is taken to be 0.5-1 vol. parts of diluent.
В кремнийорганическое вещество, не содержащее хлора, в качестве катализатора добавляют соляную кислоту в виде 0,5-3,0%-ного раствора соляной кислоты на минерализованной пластовой воде в тех же соотношениях.In the chlorine-free organosilicon, hydrochloric acid is added as a catalyst in the form of a 0.5-3.0% hydrochloric acid solution on mineralized formation water in the same proportions.
Причем по предлагаемому способу кремнийорганическое вещество, предварительно смешанное с гидрофобным материалом Полисил, можно разбавить минерализованной водой с соляной кислотой или без нее на поверхности и закачивать в скважины; или можно закачивать разделитель после закачки кремнийорганического вещества с Полисилом перед закачкой разбавителя, используя в качестве разделителя любой органический растворитель.Moreover, according to the proposed method, an organosilicon substance pre-mixed with the hydrophobic material Polysil can be diluted with mineralized water with or without hydrochloric acid on the surface and pumped into wells; or you can pump the separator after injecting the organosilicon with Polysil before injecting the diluent, using any organic solvent as a separator.
Для увеличения нефтевытесняющей способности закачиваемых композиций по предлагаемому способу в качестве нефтевытесняющего агента можно дополнительно использовать водомаслорастворимые или маслорастворимые органические растворители в количестве 5,0-20,0 мас.%.To increase the oil-displacing ability of the injected compositions according to the proposed method, water-oil-soluble or oil-soluble organic solvents in an amount of 5.0-20.0 wt.% Can be additionally used as an oil-displacing agent.
В качестве органических растворителей используют гликоли: этиленгликоль, диэтиленгликоль, полигликоль или отходы их содержащие, диизопропиловый эфир, диоксан, керосин, гексановая фракция, нефрас, стабильный бензин, диз. топливо.Glycols are used as organic solvents: ethylene glycol, diethylene glycol, polyglycol or waste containing them, diisopropyl ether, dioxane, kerosene, hexane fraction, nefras, stable gasoline, diz. fuel.
По предлагаемому способу органические растворители закачивают либо перед закачкой кремнийорганической композиции, содержащей материал Полисил, либо вводят органические растворители в предлагаемый состав, и/или используют их в качестве разделителя после закачки кремнийорганической композиции с Полисилом перед закачкой разбавителя.According to the proposed method, organic solvents are injected either before injection of the organosilicon composition containing Polysil material, or organic solvents are introduced into the proposed composition, and / or they are used as a separator after injection of the organosilicon composition with Polysil before injection of the diluent.
Техническим результатом предлагаемого способа является создание повышенных фильтрационных сопротивлений в пористой среде, и увеличение нефтевытесняющей способности закачиваемой композиции за счет изменения смачиваемости породы, а именно увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта.The technical result of the proposed method is the creation of increased filtration resistances in a porous medium, and an increase in the oil-displacing ability of the injected composition by changing the wettability of the rock, namely, increasing the hydrophobization of the surface of the rock of the formation.
Пример 1. Приготавливают композицию по предлагаемому способу: в 98,5 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов добавляют небольшими порциями при тщательном перемешивании 1,5 мас.% гидрофобного Полисила-П1.Example 1. Prepare a composition according to the proposed method: in 98.5 wt.% Oligoorganoethoxychlorosiloxanes added in small portions with thorough stirring 1.5 wt.% Hydrophobic Polysil-P1.
Приготовленную композицию фильтруют через водонасыщенный керн на фильтрационной установке с целью определения понижения проницаемости коллектора.The prepared composition is filtered through a water-saturated core in a filtration plant in order to determine a decrease in the permeability of the reservoir.
Приготовленные для фильтрации керны 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 и имеющей пористость 24-28%. Модели под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют исходную проницаемость керна по воде, которая составила 7,83-16,55 мкм2 (K1). Затем через колонку прокачивают два объема пор композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды. После этого определяют проницаемость по воде (К2). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки эмульсии: К1/К2· 100%. Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.1.Cores prepared for filtering from stainless steel with a length of 220 mm and an inner diameter of 32 mm 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 and having a porosity of 24-28%. The models are saturated with water under vacuum, the initial water permeability of the core is determined in a weighted way, which is 7.83-16.55 μm 2 (K 1 ). Then, two pore volumes of the composition are pumped through the column. After that, the column is kept in a thermostat at 80 ° C for 6 hours to form a gel. Then, three pore volumes of water are pumped through the core. After that, determine the permeability to water (K 2 ). The decrease in permeability in% is determined by the change in core permeability in water before and after emulsion pumping: K 1 / K 2 · 100%. The results of filtration studies are presented in table 1.
Пример 2. Композицию готовят по прототипу: 100 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов.Example 2. The composition is prepared according to the prototype: 100 wt.% Oligoorganoethoxychlorosiloxanes.
По предлагаемому способу два объема пор вышеуказанной композиции фильтруют через водонасыщенный керн на фильтрационной установке с целью определения понижения проницаемости коллектора (см. Пример 1).According to the proposed method, two pore volumes of the above composition are filtered through a water-saturated core in a filtration unit in order to determine a decrease in the permeability of the reservoir (see Example 1).
После этого колонку выдерживают в термостате при 80°С в течение 6 час для образования геля. Затем прокачивают через керн три объема пор воды. После этого определяют проницаемость по воде (К2). Уменьшение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по воде до и после прокачки эмульсии: K1/К2· 100%. Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.1.After that, the column is kept in a thermostat at 80 ° C for 6 hours to form a gel. Then, three pore volumes of water are pumped through the core. After that, determine the permeability to water (K 2 ). The decrease in permeability in% is determined by the change in core permeability in water before and after emulsion pumping: K 1 / K 2 · 100%. The results of filtration studies are presented in table 1.
Пример 3. Приготавливают композицию по предлагаемому способу: в 98,5 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов добавляют небольшими порциями при тщательном перемешивании 1,5 мас.% гидрофобного Полисила-П1.Example 3. Prepare a composition according to the proposed method: in 98.5 wt.% Oligoorganoethoxychlorosiloxanes added in small portions with thorough stirring 1.5 wt.% Hydrophobic Polysil-P1.
По предлагаемому способу приготовленную композицию фильтруют через насыщенный нефтью керн с начальной нефтенасыщенностью 65-76% на фильтрационной установке с целью определения повышения проницаемости коллектора по нефти.According to the proposed method, the prepared composition is filtered through an oil-saturated core with an initial oil saturation of 65-76% in a filtration unit in order to determine the increase in reservoir permeability to 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 24-35,0% и 6,52-12,85 мкм2 (K1) (моделирование обработки нефтенасыщенной зоны пласта). Через колонку прокачивают два объема пор приготовленной композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (К2), прокачивая три объема пор керна нефти. Увеличение проницаемости в% определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: К2/К1· 100%.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 24-35.0% and 6.52-12.85 μm 2 (K 1 ) (modeling of oil-saturated zone treatment). Two pore volumes of the prepared composition are pumped through the column. After that, the column is kept in a thermostat at 80 ° 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.2.The results of filtration studies are presented in table.2.
Пример 4. Композиция готовят по прототипу: 100 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов.Example 4. The composition is prepared according to the prototype: 100 wt.% Oligoorganoethoxychlorosiloxanes.
Предлагаемую композицию фильтруют через насыщенный нефтью керн на фильтрационной установке с целью определения повышения проницаемости коллектора по нефти (см. Пример 3), прокачивая два объема пор композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 80°С в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (К2), прокачивая три объема пор керна нефти (моделирование обработки нефтенасыщенной зоны пласта). Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: K2/K1· 100%.The proposed composition is filtered through an oil-saturated core in a filtration plant in order to determine the increase in the permeability of the reservoir by oil (see Example 3), pumping two pore volumes of the composition. After that, the column is kept in a thermostat at 80 ° 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 (modeling the processing of the oil-saturated zone of the reservoir). 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.2.The results of filtration studies are presented in table.2.
Пример 5. Приготавливают композицию по предлагаемому способу: в 98,5 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов добавляют небольшими порциями при тщательном перемешивании 1,5 мас.% гидрофобного Полисила-П1 и закачивают 0,9 объема пор через насыщенный нефтью керн на фильтрационной установке (см. Пример 3), затем в качестве разделителя закачивают 0,2 объема пор керосина и за ним 0,9 объема пор минерализованной воды. После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (К2), прокачивая три объема пор керна нефти. Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: К2/K1· 100%.Example 5. A composition is prepared according to the proposed method: in 98.5 wt.% Oligoorganoethoxychlorosiloxanes are added in small portions with thorough stirring 1.5 wt.% Of hydrophobic Polysil-P1 and 0.9 pore volumes are pumped through an oil-saturated core in a filtration unit (see Example 3), then 0.2 pore volumes of kerosene are pumped as a separator, followed by 0.9 pore volumes of mineralized water. After that, the column is kept in a thermostat at 80 ° 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.2.The results of filtration studies are presented in table.2.
Пример 6. Приготавливают композицию по предлагаемому способу: в 98,5 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов добавляют небольшими порциями при тщательном перемешивании 1,5 мас.% гидрофобного Полисил-П1.Example 6. Prepare a composition according to the proposed method: in 98.5 wt.% Oligoorganoethoxychlorosiloxanes added in small portions with thorough stirring 1.5 wt.% Hydrophobic Polysil-P1.
Предлагаемую композицию фильтруют через промытый нефтенасыщенный керн на фильтрационной установке (моделирование обработки промытой водой нефтенасыщенной зоны пласта) с целью увеличения нефтевытесняющей способности композиции в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта.The proposed composition is filtered through a washed oil-saturated core in a filtration unit (simulation of processing water-washed oil-saturated zone of a formation) in order to increase the oil-displacing ability of the composition under conditions of additional washing out of residual oil on a linear model of a homogeneous formation.
Линейная модель представляет собой вышеописанную колонку из нержавеющей стали. Колонку заполняют вышеописанной смесью. Модель под вакуумом насыщают водой, весовым способом определяют проницаемость колонки по воде.The linear model is the stainless steel column described above. The column is filled with the above mixture. The model is saturated with water under vacuum, and the column permeability to water is determined by weight.
После этого в модель под давлением нагнетается нефть до тех пор, пока на выходе из нее не появится чистая (без воды) нефть, определяют начальную нефтенасыщенность, которая составляет 65,0-76,0%. 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. После этого через модель фильтруют 0,9 объема пор приготовленной композиции, затем в качестве разделителя закачивают 0,2 объема пор керосина и за ним 0,9 объема пор минерализованной воды. После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. Затем фильтруют три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.After that, oil is injected into the model under pressure until clean (without water) oil appears at the outlet, the initial oil saturation is determined, which is 65.0-76.0%. In filtration work, natural oil with a density of 842 kg / m 3 and a dynamic viscosity of 8.5 MPa · s at 20 ° C is used. Initial displacement is carried out with water (three pore volumes) and the oil displacement coefficient is determined by water. After that, 0.9 pore volumes of the prepared composition are filtered through the model, then 0.2 pore volumes of kerosene are pumped as a separator, followed by 0.9 pore volumes of mineralized water. After that, the column is kept in a thermostat at 80 ° C for 6 hours to form a gel. Then, three pore volumes of water are filtered, the growth and the total oil displacement coefficient are determined.
Результаты фильтрации состава по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл.3.The results of the filtration of the composition to determine the oil-displacing ability of the compositions are presented in table.3.
Пример 7. Приготавливают композицию по предлагаемому способу: в 88,5 мас.% водорастворимой композиции этоксисилоксанов под названием “Продукт 119-296 Т” небольшими порциями при тщательном перемешивании добавляют 1,5 мас.% гидрофобного материала Полисила-ДФ, затем 10,0 мас.% этиленгликоля. При перемешивании композицию разбавляют 3%-ным раствором соляной кислоты на минерализованной воде в объемном соотношении 1:1.Example 7. The composition is prepared according to the proposed method: in 88.5 wt.% A water-soluble ethoxysiloxane composition called “Product 119-296 T”, 1.5 wt.% Hydrophobic material Polysil-DF is added in small portions with thorough mixing, then 10.0 wt.% ethylene glycol. With stirring, the composition is diluted with a 3% solution of hydrochloric acid in mineralized water in a volume ratio of 1: 1.
Два объема пор приготовленной композиции фильтруют на фильтрационной установке через насыщенный нефтью керн с целью определения повышения проницаемости коллектора по нефти (см. пример 3). После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (К2), прокачивая три объема пор керна нефти (моделирование обработки нефтенасыщенной зоны пласта). Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: К2/K1· 100%.Two pore volumes of the prepared composition are filtered on a filtration unit through an oil-saturated core to determine the increase in reservoir permeability to oil (see Example 3). After that, the column is kept in a thermostat at 80 ° 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 (modeling the processing of the oil-saturated zone of the reservoir). 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.2.The results of filtration studies are presented in table.2.
Пример 8. Приготавливают композицию по предлагаемому способу: в 88,5 мас.% водорастворимой композиции этоксисилоксанов под названием “Продукт 119-296 Т” небольшими порциями при тщательном перемешивании добавляют 1,5 мас.% гидрофобного материала Полисила-ДФ, затем 10,0 мас.% этиленгликоля. Для гидролиза при перемешивании композицию разбавляют 3%-ным раствором соляной кислоты на минерализованной воде в объемном соотношении 1:1.Example 8. A composition is prepared according to the proposed method: in 88.5 wt.% A water-soluble ethoxysiloxane composition called “Product 119-296 T”, 1.5 wt.% Hydrophobic material Polysil-DF is added in small portions with thorough mixing, then 10.0 wt.% ethylene glycol. For hydrolysis with stirring, the composition is diluted with a 3% solution of hydrochloric acid in saline water in a volume ratio of 1: 1.
Предлагаемую композицию фильтруют через промытый нефтенасыщенный керн на фильтрационной установке (моделирование обработки промытой водой нефтенасыщенной зоны пласта) с целью увеличения нефтевытесняющей способности композиции в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта (см. Пример 6).The proposed composition is filtered through a washed oil-saturated core in a filtration unit (modeling the treatment of water-washed oil-saturated zone of a formation) in order to increase the oil-displacing ability of the composition under conditions of additional washing out of residual oil on a linear model of a homogeneous formation (see Example 6).
Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через керн фильтруют два поровых объема приготовленной композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. Затем фильтруют три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.The initial displacement is carried out with water (three pore volumes) and the coefficient of oil displacement by water is determined. Then, two pore volumes of the prepared composition are filtered through a core. After that, the column is kept in a thermostat at 80 ° C for 6 hours to form a gel. Then, three pore volumes of water are filtered, the growth and the total oil displacement coefficient are determined.
Результаты фильтрации состава по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл.3.The results of the filtration of the composition to determine the oil-displacing ability of the compositions are presented in table.3.
Пример 9. Приготавливают композицию по предлагаемому способу: в 93,5 мас.% маслорастворимого кремнийорганического продукта ЭТС-32 небольшими порциями при тщательном перемешивании добавляют 1,5 мас.% гидрофобного Полисила-ДФ. Перед закачкой кремнийорганической композиции закачивают 5 мас.% диоксана в насыщенный нефтью керн с целью определения повышения проницаемости коллектора по нефти (см. пример 3). Для гидролиза при перемешивании композицию разбавляют 0,5%-ным раствором соляной кислоты на минерализованной воде в объемном соотношении 1:0,5. Затем через керн фильтруют два объема пор приготовленной композиции.Example 9. The composition is prepared according to the proposed method: in 93.5 wt.% Oil-soluble organosilicon product ETS-32 in small portions with thorough stirring add 1.5 wt.% Hydrophobic Polysil-DF. Before the injection of the organosilicon composition, 5 wt.% Dioxane is pumped into a core saturated with oil in order to determine the increase in the permeability of the reservoir for oil (see example 3). For hydrolysis with stirring, the composition is diluted with a 0.5% solution of hydrochloric acid in saline water in a volume ratio of 1: 0.5. Then, two pore volumes of the prepared composition are filtered through a core.
После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (К2), прокачивая три объема пор керна нефти (моделирование обработки нефтенасыщенной зоны пласта). Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: K2/K1· 100%.After that, the column is kept in a thermostat at 80 ° 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 (modeling the processing of the oil-saturated zone of the reservoir). 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.2.The results of filtration studies are presented in table.2.
Пример 10. Приготавливают композицию по предлагаемому способу: в 93,5 мас.% маслорастворимого кремнийорганического продукта ЭТС-32 небольшими порциями при тщательном перемешивании добавляют 1,5 мас.% гидрофобного Полисила-ДФ. Перед закачкой кремнийорганической композиции закачивают 5 мас.% диоксана в промытый водой нефтенасыщенный керн (моделирование обработки промытой водой нефтенасыщенной зоны пласта) с целью увеличения нефтевытесняющей способности состава в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта (см. пример 6).Example 10. The composition is prepared according to the proposed method: in 93.5 wt.% Oil-soluble organosilicon product ETS-32 in small portions with thorough stirring add 1.5 wt.% Hydrophobic Polysil-DF. Before injection of the organosilicon composition, 5 wt.% Dioxane is pumped into a water-washed oil-saturated core (simulation of processing water-washed oil-saturated zone of the formation) in order to increase the oil-displacing ability of the composition under conditions of additional washing out the residual oil on a linear model of a homogeneous formation (see example 6).
Для гидролиза при перемешивании кремнийорганическую композицию разбавляют 0,5%-ным раствором соляной кислоты на минерализованной воде в объемном соотношении 1:0,5 и закачивают два поровых объема композиции в керн. После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. Затем фильтруют три поровых объема воды. Определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.For hydrolysis with stirring, the organosilicon composition is diluted with a 0.5% solution of hydrochloric acid on mineralized water in a volume ratio of 1: 0.5 and two pore volumes of the composition are pumped into the core. After that, the column is kept in a thermostat at 80 ° C for 6 hours to form a gel. Three pore volumes of water are then filtered. The increase and the overall oil displacement rate are determined.
Результаты фильтрации состава по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл.3.The results of the filtration of the composition to determine the oil-displacing ability of the compositions are presented in table.3.
Пример 11. По предлагаемому составу приготавливают композицию: в 78,5 мас.% полифенилсилоксановой смолы 139-297 при тщательном перемешивании добавляют 1,5 мас.% гидрофобного Полисила-П1. Перед закачкой кремнийорганической композиции закачивают 20 мас.% гексановой фракции в насыщенный нефтью керн с целью определения повышения проницаемости коллектора по нефти (см. пример 3).Example 11. According to the proposed composition, the composition is prepared: in 78.5 wt.% Polyphenylsiloxane resin 139-297, with thorough mixing, add 1.5 wt.% Hydrophobic Polysil-P1. Before the injection of the organosilicon composition, 20 wt.% Of the hexane fraction is pumped into a core saturated with oil in order to determine an increase in the permeability of the reservoir by oil (see Example 3).
Затем закачивают 0,95 порового объема композиции и в качестве разделителя 0,1 порового объема гексановой фракции, потом 0,45 порового объема 1%-ного раствора соляной кислоты на минерализованной воде.Then, 0.95 pore volume of the composition is pumped and, as a separator, 0.1 pore volume of the hexane fraction, then 0.45 pore volume of a 1% hydrochloric acid solution in mineralized water.
После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (К2) прокачивая три объема пор керна нефти (моделирование обработки нефтенасыщенной зоны пласта). Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: K2/K1· 100%.After that, the column is kept in a thermostat at 80 ° C for 6 hours to form a gel. After this, the oil permeability (K 2 ) is determined by pumping three pore volumes of the oil core (modeling the processing of the oil-saturated zone of the reservoir). 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.2.The results of filtration studies are presented in table.2.
Пример 12. По предлагаемому составу приготавливают композицию: в 78,5 мас.% полифенилсилоксановой смолы 139-297 при тщательном перемешивании добавляют 1,5 мас.% гидрофобного Полисила-П1. Перед закачкой кремнийорганической композиции закачивают 20 мас.% гексановой фракции в приготовленный промытый водой нефтенасыщенный керн (моделирование обработки промытой водой нефтенасыщенной зоны пласта). Затем закачивают 0,95 порового объема композиции и в качестве разделителя 0,1 порового объема гексановой фракции, потом 0,45 порового объема 1%-ного раствора соляной кислоты на минерализованной воде.Example 12. According to the proposed composition, a composition is prepared: in 78.5 wt.% Polyphenylsiloxane resin 139-297, 1.5 wt.% Hydrophobic Polysil-P1 are added with thorough mixing. Before the injection of the organosilicon composition, 20 wt.% Of the hexane fraction is pumped into the prepared water-saturated oil-saturated core (simulation of the treatment of the oil-saturated zone of the formation washed with water). Then, 0.95 pore volume of the composition is pumped and, as a separator, 0.1 pore volume of the hexane fraction, then 0.45 pore volume of a 1% hydrochloric acid solution in mineralized water.
После этого колонку выдерживают в термостате при 80°С в течение 6 час для образования геля. Затем фильтруют три поровых объема воды. Определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.After that, the column is kept in a thermostat at 80 ° C for 6 hours to form a gel. Three pore volumes of water are then filtered. The increase and the overall oil displacement rate are determined.
Результаты фильтрации состава по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл.3.The results of the filtration of the composition to determine the oil-displacing ability of the compositions are presented in table.3.
Пример 13. По предлагаемому составу приготавливают композицию: в 98,0 мас.% кремнийорганического материала марки АКОР БН-300 при тщательном перемешивании добавляют 2,0 мас.% гидрофобного Полисила-ДФ.Example 13. According to the proposed composition, the composition is prepared: in 98.0 wt.% Organosilicon material brand AKOR BN-300 with careful stirring, add 2.0 wt.% Hydrophobic Polysil-DF.
Для гидролиза при перемешивании кремнийорганическую композицию разбавляют минерализованной водой в объемном соотношении 1:0,5.For hydrolysis with stirring, the organosilicon composition is diluted with mineralized water in a volume ratio of 1: 0.5.
Два объема пор приготовленной композиции фильтруют на фильтрационной установке через насыщенный нефтью керн с целью определения повышения проницаемости коллектора по нефти (см. пример 3). После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. После этого определяют проницаемость по нефти (К2) прокачивая три объема пор керна нефти (моделирование обработки нефтенасыщенной зоны пласта). Увеличение проницаемости в % определяют по изменению проницаемости керна по нефти после и до прокачки композиции: K2/K1· 100%.Two pore volumes of the prepared composition are filtered on a filtration unit through an oil-saturated core to determine the increase in reservoir permeability to oil (see Example 3). After that, the column is kept in a thermostat at 80 ° C for 6 hours to form a gel. After this, the oil permeability (K 2 ) is determined by pumping three pore volumes of the oil core (modeling the processing of the oil-saturated zone of the reservoir). 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.2.The results of filtration studies are presented in table.2.
Пример 14. По предлагаемому составу приготавливают композицию: в 98,0 мас.% кремнийорганического материала марки АКОР БН-300 при тщательном перемешивании добавляют 2,0 мас.% гидрофобного Полисила-ДФ.Example 14. According to the proposed composition, the composition is prepared: in 98.0 wt.% Organosilicon material brand AKOR BN-300 with careful stirring, add 2.0 wt.% Hydrophobic Polysil-DF.
Для гидролиза при перемешивании кремнийорганическую композицию разбавляют минерализованной водой в объемном соотношении 1:0,5.For hydrolysis with stirring, the organosilicon composition is diluted with mineralized water in a volume ratio of 1: 0.5.
Предлагаемую композицию фильтруют через промытый нефтенасыщенный керн на фильтрационной установке (моделирование обработки промытой водой нефтенасыщенной зоны пласта) с целью увеличения нефтевытесняющей способности композиции в условиях доотмыва остаточной нефти на линейной модели однородного пласта (см. Пример 6).The proposed composition is filtered through a washed oil-saturated core in a filtration unit (modeling the treatment of water-washed oil-saturated zone of a formation) in order to increase the oil-displacing ability of the composition under conditions of additional washing out of residual oil on a linear model of a homogeneous formation (see Example 6).
Начальное вытеснение проводят водой (три поровых объема) и определяют коэффициент вытеснения нефти по воде. Затем через керн фильтруют два поровых объема приготовленной композиции. После этого колонку выдерживают в термостате при 80° С в течение 6 час для образования геля. Затем фильтруют три поровых объема воды, определяют прирост и общий коэффициент вытеснения нефти.The initial displacement is carried out with water (three pore volumes) and the coefficient of oil displacement by water is determined. Then, two pore volumes of the prepared composition are filtered through a core. After that, the column is kept in a thermostat at 80 ° C for 6 hours to form a gel. Then, three pore volumes of water are filtered, the growth and the total oil displacement coefficient are determined.
Результаты фильтрации состава по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл.3.The results of the filtration of the composition to determine the oil-displacing ability of the compositions are presented in table.3.
Применение предлагаемого способа изоляции притока пластовых вод в скважинах, включающего закачку смеси кремнийорганического вещества с гидрофобным материалом марки Полисил, позволит получить повышенные фильтрационные сопротивления в пористой среде и повысить нефтевытесняющую способность закачиваемой композиции за счет изменения смачиваемости породы пласта, а именно увеличения гидрофобизации поверхности породы.The application of the proposed method for isolating the influx of formation water in wells, including the injection of a mixture of organosilicon substances with hydrophobic material of the Polisil brand, will allow for increased filtration resistance in a porous medium and to increase the oil-displacing ability of the injected composition by changing the wettability of the formation rock, namely, increasing the hydrophobization of the rock surface.
Кремнийорганические композиции с гидрофобным материалом марки Полисил закачивают в пласт из расчета 0,2-0,5 м3 реагентов на 1 м3 эффективной мощности пласта.Organosilicon compositions with a hydrophobic material of the Polisil brand are pumped into the formation at the rate of 0.2-0.5 m 3 of reagents per 1 m 3 of effective reservoir power.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003108474/03A RU2251615C2 (en) | 2003-03-26 | 2003-03-26 | Method for restricting water inflow into well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2003108474/03A RU2251615C2 (en) | 2003-03-26 | 2003-03-26 | Method for restricting water inflow into well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2003108474A RU2003108474A (en) | 2005-01-27 |
| RU2251615C2 true RU2251615C2 (en) | 2005-05-10 |
Family
ID=35138161
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2003108474/03A RU2251615C2 (en) | 2003-03-26 | 2003-03-26 | Method for restricting water inflow into well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2251615C2 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2350736C1 (en) * | 2007-07-16 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of eliminating zones of loss in well |
| RU2426759C1 (en) * | 2010-02-02 | 2011-08-20 | Открытое акционерное общество "Химпром" | Backfilling composition |
| RU2499020C1 (en) * | 2012-03-07 | 2013-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "КОНВИЛ-Сервис" | Composition for isolation of behind-casing flows and bed high-permeability zones |
| RU2507377C1 (en) * | 2012-10-02 | 2014-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of water production zones isolation in well |
| RU2554656C1 (en) * | 2014-04-14 | 2015-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Method of bottomhole zone treatment in productive reservoir of gas well |
| RU2627786C1 (en) * | 2016-05-16 | 2017-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Plastic composition for formation water inflow insulation in well and stabilizing of producing formation and method of its application |
| RU2645233C1 (en) * | 2016-10-03 | 2018-02-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of supporting production reservoir of gas well |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4157306A (en) * | 1976-08-30 | 1979-06-05 | Texaco Inc. | Tertiary oil recovery process utilizing a preflush |
| RU2191257C1 (en) * | 2001-09-04 | 2002-10-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Method of oil deposit development |
-
2003
- 2003-03-26 RU RU2003108474/03A patent/RU2251615C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4157306A (en) * | 1976-08-30 | 1979-06-05 | Texaco Inc. | Tertiary oil recovery process utilizing a preflush |
| RU2191257C1 (en) * | 2001-09-04 | 2002-10-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Method of oil deposit development |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2350736C1 (en) * | 2007-07-16 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of eliminating zones of loss in well |
| RU2426759C1 (en) * | 2010-02-02 | 2011-08-20 | Открытое акционерное общество "Химпром" | Backfilling composition |
| RU2499020C1 (en) * | 2012-03-07 | 2013-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "КОНВИЛ-Сервис" | Composition for isolation of behind-casing flows and bed high-permeability zones |
| RU2507377C1 (en) * | 2012-10-02 | 2014-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of water production zones isolation in well |
| RU2554656C1 (en) * | 2014-04-14 | 2015-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Method of bottomhole zone treatment in productive reservoir of gas well |
| RU2627786C1 (en) * | 2016-05-16 | 2017-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Plastic composition for formation water inflow insulation in well and stabilizing of producing formation and method of its application |
| RU2645233C1 (en) * | 2016-10-03 | 2018-02-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of supporting production reservoir of gas well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2003108474A (en) | 2005-01-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2166074C2 (en) | Method of gas flow stabilization in water-bearing deposits of natural gas and underground gas storage | |
| EP2195400B1 (en) | Methods to enhance gas production following a relative-permeability-modifier treatment | |
| AU2013256407B2 (en) | Particulates having hydrophobic and oleophobic surfaces and methods relating thereto | |
| CA3006065C (en) | Lightweight proppant and methods for making and using same | |
| GB1584831A (en) | Incresing stability of consolidated permeable particulate mass | |
| CA2760235C (en) | Treatment fluids for reduction of water blocks, oil blocks, and/or gas condensates and associated methods | |
| RU2249670C2 (en) | Method for isolating bed waters influx in wells | |
| WO2010133175A1 (en) | Film coated particles for oil exploitation and oil exploitation method using the same | |
| US10584278B2 (en) | Proppant having amphiphobic coatings and methods for making and using same | |
| CA2897441A1 (en) | Aqueous slurry for particulates transportation | |
| CN110249029A (en) | Nano silicon dioxide dispersion plugging material (LCM) | |
| RU2251615C2 (en) | Method for restricting water inflow into well | |
| RU2377390C1 (en) | Method of insulating flow of water into well | |
| RU2232878C2 (en) | Formation face zone processing compound | |
| RU2184836C2 (en) | Method of selective restriction inflows in development wells | |
| RU2153576C1 (en) | Reverse emulsion for treating oil strata | |
| RU2391378C1 (en) | Backfill composition for selective restriction of water inflow in extraction wells | |
| CN1452651A (en) | Method and fluid for controlling saturation of formation around well | |
| US11535786B2 (en) | Methods for wellbore strengthening | |
| WO2001033039A1 (en) | Composition and process for oil extraction | |
| RU2279463C2 (en) | Composition for leveling intake capacity of injecting wells, reducing watering, and increasing oil recovery, and a preparation method | |
| RU2208036C2 (en) | Well-killing foaming composition | |
| RU2788935C1 (en) | Method for temporarily blocking a productive formation under conditions of abnormally low formation pressures | |
| RU2258136C1 (en) | Sand carrier for hydraulic fracturing of formation | |
| RU2188312C2 (en) | Composition for regulation of oil field development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080327 |