Состав для регулирования разработки нефтяного месторождения

(51)5 Е 21 В 33/138 ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯН А ВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ с ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТНРЫТИЯМПРИ ГКНТ СССР(71) Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть"(56) Авторское свидетельство СССРУ 1303699, кл. Е 21 В 33/138, 1987.(54) СОСТАВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО Г(ЕСТОРОЖДЕНИЯ(57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Цель изобретения - улучшение изолирующих и нефтевытесняющих свойств сос,-ава. Составимеет рН 1-3 и содержит следующие коиИзобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений.Целью изобретения является улучшение изолирующих и нефтевытеснякцих свойств состава за счет образования более прочной структуры сшитого полимера и поверхностно-активного полимер- содержащего состава (ПАЛС) при одновременном снижении расхода входящих в него компонентов.Поставленная цель достигается тем, что в составе для регулирования разработки нефтяных месторождений, содержащем водорастворимый полимер, хроматы, добавку - восстановитель - и воду, создают рН 1-3, а в качестве 2поненты при их соотношении, мас. 7; водорастворимьй полимер 0,01-5, хроматы 0,004-0,09, анионное поверхностно-активное вещество (АПАВ) 0,1-5; вода остальное. В качестве водорастворимого полимера используют гидролизованный полиакриланид и производные целлюлозы, в качестве хроматов - хроматы и бихроматы натрия и калия, в качестве АПАВ - водорастворимые нефтяные сульфонаты, алкил(бензол)сульфонаты, лигносульфонаты и их производные.Состав готовят смешиванием водных . растворов полимера и хроматов с АПАВ; Величину давления создают добавлением минеральной кислоты (соляной, серной). Использование состава позволяет повысить качество изоляционных работ.1 з.пф-лы. добавки - восстановителя - используютанионное поверхностно-активное вещество при следующем соотношении компонентов, мас. Е:Водорастворимыйполимер 0,01-5,0Хроиаты 0,004-0,09Анионное поверхностно-активное вещество О, 1 "5,0Вода ОстальноеВ качестве водорастворимого полимера используют гидролизованный поли еайакриламид и производные целлюлозы,например, карбоксиметилцеллюлозу,в качестве хроматов - хроматы и бихроматы одновалентных катионов, например хроматы и бихроматы калия и40 натрия, а в качестве анионного ПАВ -водорастворимые нефтяные сульфонаты,апкилбензолсульфонаты, алкилсульфонаты, лигнинсульфонаты и их производные.Значение рН 1-3 составов регулируется добавлением неорганических кислот, например соляной или серной кислоты,Для приготовления состава использу ют 0,1-5,07.-ные водные растворы полимера с содержанием карбокснльных групп5-ЗОБ; 1-27-ные воднокислотные растворы хромата одновалентного катионас аиионным ПАВ в количестве, достаточ ном для восстановления шестивалентного хрома до трехвалентного, имеющиерН 0,5-1,5, Оба раствора смешивают взаданном соотношении,при этом рН полученного состава составляет 13. Приготовленный состав хранится неограниченно долго, не сшиваясь. Однакопри закачке состава в нефтяной пластпри повышении рН выше 3 за счет реакции кислоты с породой и смешивания с 5пластовьпщ жидкостями происходит сшивка полимера и алкилсульфокарбоновойкислоты трехвалентным хромом с образованием вяэкоупругого геля. Последний блокирует пористую среду, в которой он образовался, от проникновениячерез нее закачиваемой или извлекаемой из пласта воды, изменяя направление закачиваемой воды в слаборазрабатываемые нефтенасьпценные зоны, т.е.35позволяет регулировать разработкунефтяного месторождения методом заводиения.Состав испытывают на изолируюцуюи нефтевытесняксую способность,Для приготовления составов в качестве полимера используют полиакркпамид мол.мас. 16 млн. и степенью гидролиза 25 Х (П), полиакриламид смол.мас. 7 мпн. и степенью гидролиза 4142 (П) и карбоксиметкпцеллюлозу(ККЦ), в качестве хроматов - бихромат натрия (БХН) и калия (БХК), а вкачестве анионного ПАВ (АПАВ) - нефтяные сульфонаты марки НЧК и КЧНР,50алкилбензолсульфонат (АБС) и конденсированную сульфит-спиртовую барду(КССБ) .Из этих компонентов готовят 0,0055,0 Х-ный водный раствор полимера и 127.-ный водный соляно- или сернокислот 5ный раствор хроматсв и АПЛВ, Перед исследованием составов в водный растворполимера вводят раствор хроматов и АПАВ при перемешивании. Получают исследуемые составы с рН 1-3 и определяют иэолируюцие и нефтевытесняюцие свойства по следующей методике. Составы по прототипу готовят аналогично, но без соляной и серной кислот.Иодель пласта (керн) длиной 9 и диаметром 2,5 см, представленную кварцевья песком и 1-107. от его веса карбоната кальция - мрамора (СаСО ) про 3 ницаемостью 0,63-29,5 мкм, насьпцают водой с общим содержанием солей 127. Затем для создания связанной воды прокачивают 2-3 объема пор керна нефтью вязкостью 9,3 мПа.с и для создания остаточной нефтенасьпценпости прокачивают через керн пресную воду с постоянной скоростью 7,18 м/сут. Проводят исследование составов.Через керн с остаточной нефтенасыщенностью прокачивают с той же скоростью 3 объема пор исследуемого состава, выдерживают модель в течение16 ч для образования сшитого полимера и затем закачивают 5 объемов пор пресной воды. По манометрам на входе и в промежуточной точке (4,5 см от входа) модели определяют максимальное давление закачки состава и воды до и после состава и рассчитывают соответственно подвижность состава (Я ), воды до состава (б) и после состава (фЕ),а по их подвижности рассчитывают фактор (К) и остаточный Фактор сопротивления (К ) на входе и в промежуточной точке модели по формулам:Ъе ЪеК = и Ке По величинам К и К судят обизолируюцнх свойствах состава: чем выше эти Факторы, тем лучше изолирующие свойства.Пробы жидкости, выходящие иэ керна при закачке составов и воды, собирают и по количеству вытесненной нефти определяют нефтевытесняющие свойства составовкак отношение вытесненной нефти к нефти, оставшейся в модели после ее эаводнения до закачки состава.Исследованные составы и их технологические свойства приведены в таблице.Предлагаемьв состав (рН 1-3) по своим изолирующим и нефтевытесняющим свойствам в несколько раэ превосходит состав-прототип, имеющий рН 5,7-8,025 3 Г 35 Содержание в составе, мас 7.,Состав воды полимера храматов Коли- Бифр КолиКоличестчестчество во во 1 (предлагаемый)2 (прототип)3 (предлагаемый)4 (прототип)5 (предлагаемый)6 (то же)7 (прототип)8 (предлагаемый)9 (прототип)10 (предлагаемый)11 (прототип)12 (предлагаемый) 0,005 0,005 0,01 0,01 0,6 0,6 0,6 0,50,5 5,0 5,0 5,0 П0,001 0,001 0,004 0,004 0,04 0,05 0,05 0,02 0,25 0,05 0,05 0,09 99,944 99,944 99,886 99,886 98,36 98,35 98,35 98,48 98,25 89,95 89,95 89,91 НЧК 0,05КССБ 0,05НЧК 0,1ЛСТ 0,1АБС 1,0КССБ 1,0КССБ 1,0КЧНР 1,0ЛСТ 1,0НЧК 5,0КССБ 5,0ЛСТ 5,0 Та же гТа же г ПБХК Та жец То же г БХНТо жег гТа же г 5 16241 (сравните состав 3 с составом 4, 5 и 6 с 7, 8 с 9 и 10 с 11). Однако ссставы с содержанием полимера ниже 0,0 г 7., хромата - ниже 0,0047 и АЛАВ - ниже 0,17 проявляют невысокие техналаггггес 5 кие свойства, которые сопоставимы са свойствами состава-прототипа (сравците составы 1 и 3 с составом 2). Таким образом, нижним пределом содержанияв предлагаемом составе для полимераявляется 0,01 лгас.7, для хроматов0,004 лгас.Е и для АЛАВ - 0,1 мас.7., аверхним пределом содержания (исходяиз высокой стоимости состава и большаго расхода компонентов) для полимера -5,0 мас.7 для хроматов - 0,09 мас,7,и для АПАВ - 5,0 мас.7. Предлагаемые составы имеют не талька высокие изолирующие и цефтевытесня ющие свойства при ггеньнегг расходе реа-,гентов на их приготовление по сравнению с известными составами, на также и низкую вязкость, чта облегчает закачку их в пласт. Срок их хранения без сшивания достаточно велик.Технология применения составов проста и заключается в закачке их в пласт до снижения приемистости скважины на 20-507, продавке состава из ствола скважины в пласт водой, выдержке в пласте в течение 16-24 ч и пуске скважины в эксплуатацию для нефтяйых скважин или закачке воды для нагнетательцых скважин.Использование изобретения позволяет повысить качество изоляционных работ по ограничению водофритака в нефтяцые скважцг. и мажет быть применено для регулирования разработки месторождений при заваднегппг, чга абеспсчцвает увеличение добычи нефти с одновременным уменьшением добычи воды ца каждую скважгша-операцию.Па сравнению с составам-прототипом предлагаеггый состав позволяет дополнительно добг:ть 14-20 т нефти на 1 мз состава,Формула изобретения1. Состав для регулирования разработки нефтяного месторождения, содержащий водорастваримый полимер, хроматы, восстацавитель и воду, о т л и - ч а ю щ и Й с я тем, чта, с целью улучшения изолирующих и нефтевытесняющих свойств состава при одновременном снижении расхода входящих в нега компонентов, в качестве восстановителя содержит аниоццое поверхностно-активное веществе при следующем соотношении компонентов, мас. 7:Вадорастворцмьпгполимер 0,01-5,0Хроматы 0,004-0,09Анионнае поверхностноактивцае вецество 0,1-5,0Вода Остальное2. Состав по п. 1, а т л и ч а ющ и Й с я тем, что в качестве анионного паверхностцо-активна-.о вещества он содержит вадорастворимые нефтяные сульфанаты или алкилбензолсульфонаты, или алкилсульфонаты, или лигносульфонаты, или их производные.1624129 Продолжение таблицы Характеристика кернарНсосос- точ- й ава СаСО мас.Х вх промепром жуто жуточная очк то 1,5 6,5 1 2 3 91011 29,5 20,3 24,4 0 Составитель Ю. Журо Техред Л,олийнык,едактор А. Лежни Корректор Л нко Подписноео изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР35, Раушская наб., д. 4/5 Производственно-издательский комбинат "Патент", г.ужго л. Гагарина,2,0 10 2,0 10 6,0 10 1,0 10 5,7 10 3,0 10 8,0 10 3,0 10 Заказ 174 Тираж ВНИИПИ Государственного комите 113035, Москва