Способ изоляции притока вод в скважинах
Изобретение относится к способам изоляции притока пластовых вод в скважинах нефтеводонасыщенных пластов. Кроме того, его можно использовать для регулирования разработки нефтяных месторождений. В способе изоляции притока пластовых вод в скважинах, включающем закачку кремнийорганического вещества, закачивают смесь кремнийорганического вещества с материалом Полисил при следующем соотношении компонентов, мас.%: кремнийорганическое вещество 97,0-99,9, Полисил 0,1-3,0. В качестве кремнийорганического вещества используют замещенные или полные эфиры ортокремниевой кислоты или органохлорсиланы, или смесь тетраэтоксисилана с органохлорсиланом, или олигоорганоэтоксихлорсилоксаны, или смесь тетраэтоксисилана с олигоорганоэтоксихлорсилоксаном, или титаноэтоксихлорсилоксаны - материалы АКОР В 100 или АКОР БН - АКОР БН 100-104, АКОР БН 300. 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 воде, а кремнийорганическое вещество, содержащее в своем составе хлор, разбавляют минерализованной водой без добавления кислоты в тех же соотношениях. В качестве нефтевытесняющего компонента или разделителя после закачки указанной смеси закачивают органические растворители, в качестве которых используют водомаслорастворимые или маслорастворимые растворители в количестве 5,0-20,0 мас%. В качестве органических растворителей используют гликоли : этиленгликоль, диэтиленгликоль или отходы, их содержащие, диизопропиловый эфир, диоксан, керосин, нефрас, бензиновый растворитель, дизельное топливо. Техническим результатом 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. 4 з.п. ф-лы, 3 табл.
Изобретение относится к способам изоляции притока пластовых вод в скважинах нефтеводонасыщенных пластов. Кроме того, его можно использовать для регулирования разработки нефтяных месторождений.
Известен способ изоляции притока пластовых вод в скважинах, согласно которому закачивают в пласт кремнийорганическое соединение (Патент США №2229177, кл.166-21, опубл. 1941 г.).
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).
Основным недостатком известных способов является низкая эффективность изоляции.
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).
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.
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).
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).
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).
Известный способ имеет слабую гидрофобизацию поверхности породы пласта в результате закачки закачиваемых композиций и имеет невысокую нефтевытесняющую способность.
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.
Поставленная задача решается тем, что:
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.%:
Кремнийорганическое
вещество 97,0-99,9
Полисил 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.
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.
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%.
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.
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).
В качестве разбавителя и отвердителя используют минерализованную пластовую или сточную воду, или морскую воду.
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.
Полисил - это торговая марка химически модифицированных кремнеземов - SiO2 (Товарный знак “Полисил”, свидетельство №196999 от 06.12.2000 г.).
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).
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).
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.
Образование силикатного геля происходит в результате гидролиза эфирной связи Si-OR водой и последующей поликонденсации образовавшихся продуктов.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Из-за недостатка воды в пласте перед закачкой композиции в нефтенасыщенную зону водопроницаемого продуктивного пласта имеющееся кремнийорганическое вещество, смешанное с материалом Полисил, подвергают гидролизу.
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.
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.
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.
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.%.
В качестве органических растворителей используют гликоли: этиленгликоль, диэтиленгликоль, полигликоль или отходы их содержащие, диизопропиловый эфир, диоксан, керосин, гексановая фракция, нефрас, стабильный бензин, диз. топливо.
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.
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.
Пример 1. Приготавливают композицию по предлагаемому способу: в 98,5 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов добавляют небольшими порциями при тщательном перемешивании 1,5 мас.% гидрофобного Полисила-П1.
Приготовленную композицию фильтруют через водонасыщенный керн на фильтрационной установке с целью определения понижения проницаемости коллектора.
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.
Пример 2. Композицию готовят по прототипу: 100 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов.
По предлагаемому способу два объема пор вышеуказанной композиции фильтруют через водонасыщенный керн на фильтрационной установке с целью определения понижения проницаемости коллектора (см. Пример 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.
Пример 3. Приготавливают композицию по предлагаемому способу: в 98,5 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов добавляют небольшими порциями при тщательном перемешивании 1,5 мас.% гидрофобного Полисила-П1.
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.
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%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.2.
Пример 4. Композиция готовят по прототипу: 100 мас.% олигоорганоэтоксихлорсилоксанов.
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%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.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%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.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.
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.
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.
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.
Результаты фильтрации состава по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл.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.
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%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.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.
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).
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.
Результаты фильтрации состава по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл.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.
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%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.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).
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.
Результаты фильтрации состава по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл.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).
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.
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%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.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.
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.
Результаты фильтрации состава по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл.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.
Для гидролиза при перемешивании кремнийорганическую композицию разбавляют минерализованной водой в объемном соотношении 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%.
Результаты фильтрационных исследований представлены в табл.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.
Для гидролиза при перемешивании кремнийорганическую композицию разбавляют минерализованной водой в объемном соотношении 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).
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.
Результаты фильтрации состава по определению нефтевытесняющей способности составов представлены в табл.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.
Кремнийорганические композиции с гидрофобным материалом марки Полисил закачивают в пласт из расчета 0,2-0,5 м3 реагентов на 1 м3 эффективной мощности пласта.
1. Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах, включающий закачку в пласт кремнийорганического вещества, отличающийся тем, что закачивают смесь кремнийорганического вещества с материалом Полисил при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Кремнийорганическое
вещество 97,0-99,9
Полисил 0,1-3,0
2. Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах по п.1, отличающийся тем, что в качестве кремнийорганического вещества используют замещенные или полные эфиры ортокремниевой кислоты, или органохлорсиланы, или смесь тетраэтоксисилана с органохлорсиланом, или олигоорганоэтоксихлорсилоксаны, или смесь тетраэтоксисилана с олигоорганоэтоксихлорсилоксаном, или титаноэтоксихлорсилоксаны - материалы группы АКОР, например АКОР В 100, или материалы группы АКОР БН - АКОР БН 100-104, АКОР БН 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.%-ным раствором соляной кислоты на минерализованной воде, а кремнийорганическое вещество, содержащее в своем составе хлор, разбавляют минерализованной водой без добавления кислоты в тех же соотношениях.
4. Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах по п.1, отличающийся тем, что в качестве нефтевытесняющего компонента или разделителя после закачки указанной смеси закачивают органические растворители, в качестве которых используют водомаслорастворимые или маслорастворимые растворители в количестве 5,0-20,0 мас%.
5. Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах по п.4, отличающийся тем, что качестве органических растворителей используют гликоли: этиленгликоль, диэтиленгликоль или отходы, их содержащие, диизопропиловый эфир, диоксан, керосин, нефрас, бензиновый растворитель, дизельное топливо.
