EA019926B1 - Полимерный гель как модификатор текучести для системы нагнетания воды в пласт - Google Patents

Полимерный гель как модификатор текучести для системы нагнетания воды в пласт Download PDF

Info

Publication number
EA019926B1
EA019926B1 EA201170453A EA201170453A EA019926B1 EA 019926 B1 EA019926 B1 EA 019926B1 EA 201170453 A EA201170453 A EA 201170453A EA 201170453 A EA201170453 A EA 201170453A EA 019926 B1 EA019926 B1 EA 019926B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
fluid
polymer gel
injection
polymer
pressure
Prior art date
Application number
EA201170453A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201170453A1 (ru
Inventor
Торбьерн Тенольд Эйкос
Ян Эрик Сольбаккен
Эгиль Сунне
Original Assignee
Шлюмбергер Норге Ас
Статойл Аса
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Норге Ас, Статойл Аса filed Critical Шлюмбергер Норге Ас
Publication of EA201170453A1 publication Critical patent/EA201170453A1/ru
Publication of EA019926B1 publication Critical patent/EA019926B1/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01F—MIXING, e.g. DISSOLVING, EMULSIFYING OR DISPERSING
    • B01F23/00—Mixing according to the phases to be mixed, e.g. dispersing or emulsifying
    • B01F23/50—Mixing liquids with solids
    • B01F23/59—Mixing systems, i.e. flow charts or diagrams
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/68—Treatment of water, waste water, or sewage by addition of specified substances, e.g. trace elements, for ameliorating potable water
    • C02F1/685—Devices for dosing the additives
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
    • E21B21/062—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by mixing components
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E21B43/20—Displacing by water
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
    • F17D1/16—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity
    • F17D1/17—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity by mixing with another liquid, i.e. diluting
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/52—Treatment of water, waste water, or sewage by flocculation or precipitation of suspended impurities
    • C02F1/54—Treatment of water, waste water, or sewage by flocculation or precipitation of suspended impurities using organic material
    • C02F1/56—Macromolecular compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2209/00—Controlling or monitoring parameters in water treatment
    • C02F2209/09—Viscosity

Abstract

Предложена система закачивания воды, включающая первичную линию закачивания воды; питающий бак для закачиваемого флюида; нагнетательный насос высокого давления, связанный линией перемещения флюида с источником подачи закачиваемого флюида и первичной линией закачивания воды для нагнетания закачиваемого флюида в питающий бак для закачиваемого флюида по первичной линии закачивания воды; питающий бак для полимерного геля и химический нагнетательный насос высокого давления, связанный линией перемещения флюида с питающим баком для полимерного геля и линией закачивания воды, обеспечивающей закачивание полимерного геля, имеющего вязкость по меньшей мере приблизительно 50000 сП (при 20°C, измеренную с использованием Bohlin Rheometer CSR 50, коническая и пластинчатая измерительная система СР 4°/40 мм, одна скорость сдвига 1/с), в питающий бак для полимерного геля на линию закачивания воды для смешения с закачиваемым флюидом.

Description

Предыстория создания изобретения Область техники, к которой относится изобретение
Рассмотренные в настоящем документе варианты осуществления изобретения относятся в целом к способам и системам для обработки воды с изменением ее свойств, включающих реологические свойства, флокуляцию и текучесть. В частности, рассмотренные в настоящем документе варианты осуществления изобретения относятся в общем к способам и системам для снижения гидродинамического сопротивления/улучшения текучести воды в системах накачивания воды в пласт для добычи углеводородов.
Уровень техники
Углеводороды, накопленные внутри подземного пласта, содержащего углеводород, извлекают или добывают из него по эксплуатационным скважинам, пробуренным в несущий подземный пласт. Первоначально, нефть добывают из пласта в режиме истощения. В данном способе за счет разности давлений между пластом и эксплуатационной скважиной или скважинами выдавливается нефть, содержащаяся внутри пласта, в направлении эксплуатационной скважины, откуда она может быть извлечена. Обычно из пласта в режиме истощения можно извлечь только от приблизительно 10 до приблизительно 35% нефти, которая содержится внутри пласта. Кроме того, некоторые пласты содержат нефть, которая является слишком вязкой для эффективной добычи из пласта в режиме истощения. Вследствие необходимости увеличения процента добычи исходной нефти из пласта разработан ряд способов, которые облегчают добычу нефти, которую нельзя извлечь при использовании методов истощения. Данные способы иногда называют в настоящем документе методами добычи нефти.
Когда темп добычи углеводородов замедляется, в пласт могут быть пробурены одна или несколько нагнетательных скважин, в которые может быть закачан флюид для поддержания давлений в нефтеносном слое и использования его в качестве движущей силы для течения углеводородов через пласт, так что они могут добываться из эксплуатационной(ых) скважин(ы). Один из типов данной операции добычи предусматривает использование источника воды, такого как свежая вода, солевые растворы, морская вода или добытая/пластовая вода и т.п., в качестве закачиваемого флюида для поддерживания давления в нефтеносном пласте и таким путем поддерживания или повышения уровней добычи.
Кроме того, нагнетаемая вода может создать вертикальный фронт заводнения, проталкивающий нефть впереди водного фронта в направлении эксплуатационной скважины, что называют заводнением. Нагнетательная вода движется внутри пласта и делает подвижными скопления нефти, содержащиеся в нем. Подвижная нефть движется внутри пласта в направлении эксплуатационной скважины или скважин, откуда ее добывают. Заводнение может быть использовано самостоятельно или в сочетании с другими методами, которые осуществляют одновременно с заводнением или после него. Жидкости, нагнетаемые позднее, можно назвать рабочими жидкостями. Хотя вода является общепринятой, другие закачиваемые флюиды и рабочие жидкости могут включать газообразные флюиды, такие как пар, углекислый газ и т.п.
Кроме того, по мере разработки нефтеносных пластов увеличивается количество добытой воды. Чтобы обеспечить безопасность для окружающей среды и экономическую эффективность, сброс добытых вод часто происходит путем повторного закачивания добытой воды в эксплуатационный нефтеносный пласт или закачивания в заброшенный нефтеносный пласт.
Нагнетание воды, однако, часто лимитируется производительностью насоса на платформе или на месте расположения скважины, производительностью нагнетательной трубы или трубопроводов и нефтеносного пласта. В частности, турбулентный поток в трубах накладывает даже больше ограничений на производительность насоса и энергию, расходуемую для нагнетания воды в производственный нефтеносный пласт (или ликвидированный нефтеносный пласт для сброса).
Соответственно, существует постоянная потребность в усовершенствованных способах и системах для закачивания воды в нефтеносные пласты.
Краткое изложение сущности изобретения
В одном из аспектов варианты осуществления изобретения, рассмотренные в настоящем документе, относятся к системе закачивания воды в пласт, которая включает первичную линию закачивания воды; питающий бак для закачиваемого флюида; нагнетательный насос высокого давления, связанный линией перемещения флюида с источником подачи закачиваемого флюида и первичной линией закачивания воды для нагнетания закачиваемого флюида в питающий бак для закачиваемого флюида по первичной линии закачивания воды; питающий бак для полимерного геля и химический нагнетательный насос высокого давления, связанный линией перемещения флюида с питающим баком для полимерного геля и линией закачивания воды, обеспечивающей закачивание полимерного геля, имеющего вязкость по меньшей мере приблизительно 50000 сП (при 20°С, измеренную с использованием ВоЫт В11сотс1сг С8В 50, коническая и пластинчатая измерительная система СР 4°/40 мм, одна скорость сдвига 1/с), из питающего бака для полимерного геля на линию закачивания воды для смешения с закачиваемым флюидом.
В другом аспекте варианты осуществления изобретения, рассмотренные в настоящем документе, относятся к системе закачивания флюида, которая включает нагнетательную скважину через подземный пласт, проходящую в нефтеносный слой; первичную линию закачивания флюида, заканчивающуюся в нагнетательной скважине; питающий бак для закачиваемого флюида; нагнетательный насос высокого давления, соединенный линией перемещения флюида с источником подачи закачиваемого флюида и
- 1 019926 первичной линией закачивания флюида для нагнетания закачиваемого флюида в источник подачи закачиваемого флюида через первичную линию закачивания флюида; питательный бак для полимерного геля и химический нагнетательный насос высокого давления, связанный линией перемещения флюида с питающим баком для полимерного геля и линией закачивания флюида для нагнетания полимерного геля в питающий бак для полимерного геля на линии закачивания флюида для смешения с закачиваемым флюидом.
В другом аспекте варианты осуществления изобретения, рассмотренные в настоящем документе, относятся к способу обработки воды, который включает смешение полимерных твердых веществ с водой; обеспечение условий для образования из твердых полимерных веществ, смешанных с водой, полимерного геля, имеющего вязкость по меньшей мере приблизительно 50000 сП (при 20°С, измеренную с использованием ВоШи К11сошс1сг С8К. 50, коническая и пластинчатая измерительная система СР 4°/40 мм, одна скорость сдвига 1/с), и нагнетание полимерного геля в воду с приложением давления.
Еще в одном из аспектов варианты осуществления изобретения, рассмотренные в настоящем документе, относятся к способу улучшения текучести флюида по трубопроводу, который включает нагнетание закачиваемого флюида в трубопровод при повышенном давлении и нагнетание полимерного геля в закачанный флюид при повышенном давлении.
Еще в одном из аспектов варианты осуществления изобретения, раскрытого в настоящем документе, относятся к способу разработки скважины, который включает нагнетание закачиваемого флюида при повышенном давлении на линию закачивания флюида с закачиванием скважины; закачивание полимерного геля в закачанный флюид при повышенном давлении; обеспечение условий течения закачанного флюида и полимерного геля по линии закачивания флюида в нефтеносный слой, содержащий углеводороды, и добычу углеводородов из эксплуатационной скважины.
Другие аспекты и преимущества изобретения будут ясны из следующего описания изобретения и прилагаемой формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показана традиционная система закачивания флюида.
На фиг. 2 показана система закачивания флюида согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 3 представлено испытательное оборудование петлевого течения, используемое для тестирования флюидов настоящего изобретения.
Подробное описание изобретения
В одном из аспектов варианты осуществления изобретения, раскрытого в настоящем документе, относятся к способам и системам для обработки воды с изменением ее свойств, включая реологические свойства, флокуляцию и текучесть. В частности, варианты осуществления изобретения, раскрытого в настоящем документе, относятся к способам и системам для снижения гидродинамического сопротивления/улучшения текучести воды в водных нагнетательных системах для добычи углеводородов. В частности, варианты осуществления изобретения, рассмотренные в настоящем документе, относятся к использованию и закачиванию полимерных гелей в трубопроводы водных нагнетательных систем со снижением гидростатического сопротивления и улучшением текучести воды через них.
Снижение гидростатического сопротивления определяется как снижение сопротивления трению флюида в турбулентном потоке и увеличение таким путем способности к перекачиванию флюида, вызванное добавлением к флюиду небольших количеств другого вещества, часто высокомолекулярных полимеров. В частности, снижение гидростатического сопротивления представляет снижение падения давления в некотором отрезке трубопровода, когда следы агента снижения гидростатического сопротивления растворены во флюиде трубопровода. Традиционно ключевыми факторами, определяющими величину снижения гидростатического сопротивления, достигаемого в данной системе, являются следующие: растворимость агента в непрерывной фазе; эффективность диспергирования агента; молекулярная масса агента и концентрация агента. Явление снижения гидростатического сопротивления использовано в различных трубопроводах для снижения напряжений сдвига и снижения, таким образом, количества подводимой к насосу энергии, необходимой для течения флюидов через них.
Течение флюида характеризуется как ламинарное или турбулентное. При ламинарном течении флюид движется слоями, когда один плавно скользит по другому. Смешения флюида от слоя к слою нет, поскольку силы вязкого сдвига смягчают относительное перемещение между слоями. Поскольку каждый слой флюида, в сущности, течет над соседним к нему слоем, скорость флюида увеличивается с расстоянием от стенки трубы. Результирующая кривая скорости является по форме приблизительно параболической.
При турбулентном течении не существует отдельных слоев текущей жидкости. Количество движения флюида превышает силы вязкого сдвига, и происходит протяженное и непрерывное смешивание текущего потока. Это вызывает почти плоский профиль скорости по поперечному сечению трубы. В динамике флюида турбулентный поток характеризуется быстрыми флуктуациями свойств, таких как скорость, давление и напряжение сдвига, в зависимости от времени и положения в потоке. Данные флуктуации приводят к высокому переносу момента движения и возникновению нестационарных связанных
- 2 019926 вихрей или воронок, которые приводят к увеличению трения в пограничном слое. Это увеличение гидростатического сопротивления влияет на конструкцию систем трубопроводов, в которых энергия, требуемая для нагнетания турбулентных флюидов, существенно возрастает относительно ламинарного потока.
Данные два режима определяются числом Рейнольдса (Не), отношением объемной силы флюида к вязким силам. Величины Не менее 2000 определяют режим ламинарного течения для труб. По мере увеличения Не поток в трубе переходит от ламинарного к турбулентному в интервале значений от 2000 до 10500 и становится полностью турбулентным при Не выше 10500.
Добавление небольших количеств высокомолекулярных полимеров к Ньютоновской жидкости в турбулентном потоке может существенно снизить сопротивление трению, испытываемое флюидом, когда он протекает по поверхности, такой как трубопровод. При добавлении в трубопровод данные полимеры снижают градиенты поперечного течения, эффективно создавая ламинарный поток в трубе. Это особенно справедливо для потока вблизи стенок трубы, где профиль скорости аксиального потока имеет очень крутой уклон, в котором наблюдаются значительные потери давления. Снижение данных внутренних потерь во флюиде увеличивает объемную производительность трубопровода для данной энергии накачивания. Данное явление называют снижением турбулентного гидростатического сопротивления полимера. Наиболее поразительным применением данного явления является снижение потребностей в энергии накачивания для потоков в трубопроводах. Снижение гидростатического сопротивления важно не только с прикладной точки зрения, но также с фундаментальной точки зрения. Понимание механизма снижения гидростатического сопротивления будет также способствовать проникновению в суть явления турбулентности, очень сложного по своей сущности.
Полимеры представляют собой длинноцепочечные молекулы с характерным размером приблизительно 10-100 нм. При добавлении в разбавленных концентрациях к текучим средам они снижают сопротивление трения в трубах на величину от 20 до 80%. Возникновение механизма снижения трения сопряжено с растягиванием полимерных молекул в турбулентном потоке. Такое растягивание смягчает турбулентные флуктуации и снижает гидростатическое сопротивление. Таким образом, степень снижения гидростатического сопротивления является функцией размера полимера (определяемого его молекулярной массой) и числом полимерных молекул (определяемых концентрацией полимера). Традиционно, данные полимеры подаются либо в порошкообразной/измельченной форме, либо в виде жидкостей (дисперсий или эмульсий). Количество или активность полимера в закачанных полимерных смесях ограничивается кривой вязкости для смеси, которая способна к перекачиванию. Т.е. по мере увеличения содержания полимера вязкость возрастает вследствие набухания полимерных цепей, что приводит к ограничениям для закачивания от 1 до 2 мас.% (в зависимости от размера молекул и структуры цепи конкретного полимера). Кроме того, при использовании полимеров в порошкообразной форме параметры характеристической растворимости полимера часто рассматриваются как ограничивающие вследствие необходимости периода вызревания, при котором полимеры могут набухать в воде, до того как полимеры становятся эффективными.
Таким образом, обычно данные полимерные модификаторы гидродинамического сопротивления суспендируют в растворителе с получением дисперсии полимера в закачиваемом флюиде, гидродинамическое сопротивление которого необходимо снизить. В частности, полимеры обычно поступают как полимеры, диспергированные в эмульсии или в наборе растворителей. Для эмульсии полимер диспергируют в наборе жидкий носитель/растворитель, который содержит оба органических растворителя и некий водный флюид, с образованием эмульсии. Для дисперсии полимер диспергируют в наборе жидкий носитель/растворитель, который содержит только органические растворители. В обоих случаях к жидким носителям добавляют поверхностно-активные вещества/эмульгаторы, чтобы получить гомогенную стабильную жидкость, в которой полимеры не агрегируют и не отделяются от жидкости в виде фазы. Однако использование данных поверхностно-активных веществ/эмульгаторов связано с риском закисания и повышения коррозионной активности нефтеносных слоев при разложении растворителей или поверхностно-активных веществ (приводящему к повышенной микробной активности).
В соответствии с настоящим изобретением полимерные модификаторы гидродинамического сопротивления доставляются в закачиваемый флюид в виде геля. Как использовано в настоящем документе, термин гель относится к непрерывной пространственной поперечно сшитой полимерной сетке, которая содержит жидкую среду, такую как вода, заключенную внутри жесткой полимерной сетки. Хотя гели кажутся твердыми, желеобразными материалами, по массе гели в основном являются жидкостями из-за объема непрерывной жидкой фазы, в которой находятся твердые частицы. Авторы настоящего изобретения установили, что, закачивая данные полимерные гели в закачиваемый флюид (воду) для системы нагнетания воды в пласт, можно получить дисперсии полимеров, снижающие гидродинамическое сопротивление, без использования органических растворителей или поверхностно-активных веществ, которые могут увеличить риск закисания или увеличения коррозионной активности нефтеносного слоя (приводящее к повышенной микробной активности). Чтобы обеспечить закачивание и диспергирование полимерных гелей, любой специалист в данной области поймет, что данные гели могут иметь твердость или жесткость в единицах твердости по Шору А или В. В конкретном варианте осуществления изобретения полимерный гель может иметь вязкость по меньшей мере приблизительно 50000 сП (при 20°С, измерен
- 3 019926 ную с использованием Βοϊιΐίη К.йеоте1ет С8К.50, коническая и пластинчатая измерительная система СР 4°/40 мм, одна скорость сдвига 1/с), в интервале от приблизительно 50000 до 1000000 сП (при 20°С, измеренную с использованием Βοϊιΐίη К.йеоте1ет С8Р50. коническая и пластинчатая измерительная система СР 4°/40 мм, одна скорость сдвига 1/с) и от 100000 до 750000 сП (при 20°С, измеренную на Βοϊιΐίη ВНсоте!ет С8Р50, коническая и пластинчатая измерительная система СР 4°/40 мм, одна скорость сдвига 1/с) в различных других вариантах осуществления изобретения.
Полимерные гели могут образоваться при смешении полимерного модификатора гидродинамического сопротивления, такого как полиакриламид, в виде сухого полимерного продукта, такого как порошок, с водой и набухании полимеров в воде. Затем полимерные гели могут быть закачаны в нагнетательную систему на основе воды для улучшения текучести или модификации реологических свойств. Кроме того, любой специалист в данной области поймет, что источник обрабатываемой воды или модифицируемой полимерными гелями настоящего изобретения не ограничен. Например, в частности, в объеме притязаний настоящего изобретения термин вода включает свежую воду, дистиллированную воду, деионизированную воду, солевой раствор, морскую воду, пластовую воду (синтетическую или природную), полевую воду, попутно добываемую воду и т.п.
Касательно фиг. 1, на ней показана система традиционной нагнетательной скважины. Как показано на фиг. 1, система 100 водной нагнетательной скважины позволяет нагнетать или закачивать закачиваемый флюид (воду) 102 в нагнетательную скважину 104 (показанную на фиг. 1 в виде подводной нагнетательной скважины) через пласт 103 в нефтеносный слой 105. Закачиваемый флюид 102 нагнетается при использовании нагнетательной системы 106, так что закачиваемый флюид 102 закачивается в нефтеносный слой под достаточно высоким давлением для проведения операции добычи углеводорода. Кроме того, нагнетательная система 106 может необязательно включать насос 106а высокого давления и дожимной насос 106Ь, обеспечивающие ступенчатое увеличение давления закачиваемого флюида 102. Закачиваемый флюид 102 может закачиваться через первичную нагнетательную линию 108, которая необязательно может быть разделена разветвленным трубопроводом и нагнетательными вентилями (не показанными отдельно) на разветвленные нагнетательные линии 108а скважины, через которые закачиваемый флюид 102 может протекать в и через нагнетательную скважину 104 и нефтеносный слой 105. Любой специалист в данной области поймет, что давление, с которым закачиваемый флюид 102 может закачиваться нагнетательной системой 106, может меняться в зависимости от требований системы, таких как давление в нефтеносном слое, доступное оборудование и т.п. При таких высоких давлениях и расходах наблюдаются высокие уровни турбулентности в потоке флюида с числами Рейнольдса, часто превышающими 500000 и часто достигающими 2500000. Вследствие таких высоко турбулентных потоков флюидов существуют еще более жесткие ограничения на нагнетание закачиваемого флюида 102 через систему 100.
Касательно фиг. 2, на ней показан один из вариантов осуществления нагнетательной скважинной системы согласно настоящему изобретению. Как показано на фиг. 2, нагнетательная скважинная система 200 обеспечивает нагнетание или закачку закачиваемого флюида (воды) 202 в нагнетательную скважину 204 (показанную на фиг. 2 в виде подводной нагнетательной скважины) через пласт 203 в нефтеносный слой 205. Закачиваемый флюид 202 закачивается нагнетательной системой 206, имеющей насос 206а высокого давления, так что закачиваемый флюид 202 закачивается в нефтеносный слой под достаточной высоким давлением для проведения операции добычи углеводорода. Кроме того, может быть необязательно предусмотрен дожимной насос 206Ь, обеспечивающий ступенчатое повышение давления закачиваемого флюида 202. Закачиваемый флюид 202 может закачиваться по первичной нагнетательной линии 208, которая необязательно может разделяться на разветвленные трубопроводы нагнетательными вентилями (не показанными отдельно) на разветвленных нагнетательных линиях 208а скважины, через которые закачиваемый флюид 202 может протекать в нагнетательную скважину 204. Однако в объем притязаний изобретения также входит вариант, когда сама первичная нагнетательная линия 208 может проходить в нагнетательную скважину без разделения на линии для многочисленных нагнетательных скважин. Кроме того, как показано, по меньшей мере на одну скважинную нагнетательную линию 208а подается полимерный гель по линии 210 закачивания полимерного геля. Такая закачка полимерного геля (до полного потока через нагнетательную скважину 204) может снизить турбулентность (и, следовательно, число Рейнольдса). После достижения снижения турбулентности может быть реализована повышенная эффективность закачивания.
Полимерный гель поступает из емкости 212 в нагнетательную систему 216 для закачивания в скважинную нагнетательную линию(и) 208а. В конкретном варианте осуществления изобретения полимерный гель закачивается через дожимной насос 216Ь и химический нагнетательный насос 216а высокого давления в скважинную(ые) нагнетательную(ые) линию(и) 208а, где турбулентный поток закачиваемого флюида смешивается с закачанным в него полимерным гелем. В альтернативном варианте полимерный гель может быть закачан выше от манифольда (не показанного) в первичную нагнетательную линию 208, если желательна обработка всех скважинных нагнетательных линий. Полимерный гель может выходить из емкости 212 либо самотеком, либо путем создания давления в емкости 212. Любой специалист в данной области поймет, что вязкость/жесткость (и активность) образовавшегося полимерного геля может
- 4 019926 определять его текучесть и необходимость создания давления в емкости 212 для перемещения полимерного геля через систему 200. В конкретном варианте осуществления изобретения повышение давления в емкости 212, например, до 2-4 бар способствует перемещению геля в дожимной насос 216Ь, где давление возрастает до 10-15 бар, и окончательно в химический нагнетательный насос 216а высокого давления, где давление возрастает до уровня давлений, аналогичных уровню давления закачиваемого флюида 202 в скважинных нагнетательных линиях 208а, например, более 200-320 бар. Повышение давления в питательной емкости 212 может быть достигнуто при использовании любых средств, известных в данной области, включающих подачу сжатых газов в емкость или создание частичного вакуума на выходе из емкости, любому из которых может способствовать использование раздвижной внутренней обкладки в емкости, которая может раздвигаться и проталкивать полимерный гель через зону выхода из емкости. Один из примеров емкости повышенного давления включает пневматическую емкость для хранения, такую как 180-ΡϋΜΡ™, коммерчески доступную от М-Ι Ь.Ь.С., НоиНоп. Техаз. Использование данных переносных емкостей может обеспечить, например, составление/смешение полимерных частиц и воды в первом местоположении и транспортирование смеси во второе местоположение для использования. В частности, смешение полимерного порошка и воды может быть осуществлено в смесительном оборудовании, перенесено в питательный бак до набухания/повышения вязкости полимера, и питательный бак может быть затем перемещен в местоположение для использования, например, место расположения скважины, которая может быть расположена на берегу или быть морской.
Хотя рассмотрены различные интервалы давлений, специалист в данной области поймет, что при необходимости могут быть использованы другие интервалы давлений и/или дополнительные насосы, чтобы эффективно и действенно повысить давление закачиваемого флюида 202 (с полимерным гелем, закачанным в него) в скважинной(ых) нагнетательной(ых) линии(ях) 208а. Кроме того, специалист в данной области поймет, что датчики давлений могут быть установлены в различных точках скважинной нагнетательной линии для мониторинга флюида, текущего по ней, и, в частности, эффективности действия модификаторов гидродинамического сопротивления на основе полимерных гелей, добавленных в закачиваемый флюид.
Кроме того, при необходимости могут быть осуществлены дополнительные модификации системы 200. Например, в зависимости от активности исходного полимерного геля может оказаться желательным включить дополнительные емкости для разбавления более концентрированного полимерного геля, чтобы обеспечить желательное вызревание или оптимальное наполнение полимерной сетки, или такое вызревание может происходить на нагнетательных линиях, что может привести к запаздыванию в реализации эффективности закачки.
В конкретном варианте осуществления изобретения активность (мас.%) полимера внутри полимерного геля может лежать в интервале от более приблизительно 3 до 50%. Однако в других вариантах осуществления изобретения полимерный гель может обладать активностью в интервале от приблизительно 5 до 20%. Специалист в данной области поймет, что в зависимости от того, находится ли нагнетательная скважина на берегу или является морской, интервалы активности могут быть более или менее благоприятными. Например, для морской нагнетательной скважины, где ограничено буровое пространство, активность в интервале от 7 до 15% может быть наиболее желательной, так как полимерный гель может быть получен на берегу и направлен на бурение в питательных баках, достаточных для дневной (или иного промежутка времени) нормы расхода с обеспечением большей объемной эффективности.
Однако хотя интервалы оптимальной активности активного полимера внутри полимерного геля могут быть выше, чем те, что использованы в традиционных системах, предусматривающих использование полимерных частиц, эмульгированных или сольватированных поверхностно-активным веществом или растворителем (самое большее 1,5% активности после разбавления для закачки), специалист в данной области поймет, что общее количество полимера, закачанного в скважинные нагнетательные линии, может быть аналогичным тем количествам, которые используются традиционно. В конкретном варианте осуществления изобретения общее количество закачанного полимера может лежать в интервале от 5 до 2000 млн ч. активного полимера; однако специалистам в данной области будет понятно, что могут быть использованы другие количества, в соответствии со снижением гидродинамического сопротивления или изменением реологических свойств. Для снижения гидродинамического сопротивления обычно достаточно закачать от 5 до 120 млн ч. активного полимера, тогда как в операциях нагнетания в пласт растворов полимеров могут быть использованы концентрации в интервале от 1000 до 2000 млн ч., чтобы повлиять на реологию и вязкость закачиваемой воды в нефтеносный слой. Специалисты в данной области поймут, что эффективность может быть асимптотической в более низких концентрационных интервалах и что более высокие расходы будут сначала улучшать эффективность, но неизбежно дадут линейное увеличение эффективности в зависимости от интенсивности дозы. Кроме того, возможно, что слишком высокая интенсивность дозы может привести к падению эффективности вследствие повышенной вязкости, что может влиять даже больше, чем достигнутое снижение в турбулентном потоке, но что данная вязкость может быть желательной, если желательно изменить реологию воды. Однако любой специалист в данной области поймет, что эффективность также может меняться от системы к системе, в зависимости от различных факторов, таких как длина трубопровода, количество турбулентности, диаметр трубопро
- 5 019926 вода и т.п. В конкретном варианте осуществления изобретения может быть использована доза закачки от 15 до 25 млн ч. активного полимера в геле для достижения снижения турбулентности в нагнетательных системах настоящего изобретения.
Примеры полимерных гелей, пригодных для использования в настоящем изобретении, включают поли(этиленоксид), полиакриламид и поливинилпирролидин в числе других природных или синтетических полимеров, известных в данной области. Обычно эффективные модификаторы гидродинамического сопротивления включают те полимеры, которые имеют относительно высокие молекулярные массы, в частности, среднюю молекулярную массу в интервале от приблизительно 10000 до приблизительно 50000000 в одном варианте осуществления изобретения, от приблизительно 100000 до приблизительно 20000000 в другом варианте осуществления изобретения и от приблизительно 200000 до приблизительно 15000000 еще в одном варианте осуществления изобретения. Кроме того, для формирования полимерных гелей, используемых в нагнетательных системах настоящего изобретения в различных других вариантах осуществления изобретения, могут быть использованы природные полимеры, включающие различные полисахариды, полимеры на основе полисахаридов, такие как производные крахмала, производные целлюлозы, и биополимеры, такие как гидроксипропилкрахмал, гидроксиэтилкрахмал, карбоксиметилкрахмал и их соответствующие слегка структурированные производные; карбоксиметилцеллюлоза, гидроксиэтилцеллюлоза, гидроксипропилцеллюлоза, метилцеллюлоза, гидроксипропилцеллюлоза и их соответствующие слегка структурированные производные; ксантановая камедь, геллановая камедь, велановая камедь и шлероглюкановая камедь.
Хотя обычно добавление данных полимерных модификаторов гидродинамического сопротивления к воде в количествах более 1-1,5% приводит к образованию высоковязких гелей и плохому смешению (приводящему к образованию включений), гели настоящего изобретения могут быть получены быстрым смешением полимерных частиц с водой, так чтобы полимерные частицы диспергировались и покрывались водой до существенного увеличения вязкости. Данное смешение может включать механическое перемешивание (такое как магнитной мешалкой) воды с высокой скоростью и вливание полимера в воронку, образованную вращающейся водой. Однако полимер также может быть добавлен к воде, протекающей с высокой скоростью, когда поток воды и скорость добавления порошка синхронизированы так, что достигается желательная активность полимера. В альтернативном варианте, тщательное смешение может быть достигнуто смешением полимерных частиц с водой при использовании многочисленных смесительных устройств, таких как те, что раскрыты в патентной заявке США серийный № 60/988988, которая передана настоящему правопреемнику и включена в настоящий документ во всей полноте в порядке ссылки.
Пример.
Проводили испытания, чтобы сравнить полимерные гели настоящего изобретения с традиционным полиакриламидным полимером, диспергированным в биоразлагаемом поверхностно-активном веществе для улучшения текучести. Различные активности гелей НУРЕКЕЬОС® ЛЕ 307 НН, порошок полиакриламида, который является коммерчески доступным продуктом от Нусйет, 1пс. (Татра, ЕЬ), в морской воде сравнивали с ΌΚ.-201, 40% дисперсией полиакриламидного полимера в системе жидкий носитель/растворитель, содержащей биоразлагаемые органические растворители и биоразлагаемые поверхностно-активные вещества, коммерчески доступные от М-Ι 8\УЛСО ΝΟΚ.ΟΕ А8 (§!ауапдег, №г\\ау). с тестированием эффективности гелеобразного полимера как модификатора текучести или агента, снижающего гидродинамическое сопротивление. Испытания проводили при использовании опытного оборудования для потока петлевого типа, где скорость морской воды составляет приблизительно 5 м/с, и морская вода течет с числом Рейнольдса 51000 (в режиме турбулентного потока). Оборудование для потока петлевого типа показано на фиг. 3. Как показано на фиг. 3, морская вода закачивается насосом 33 из емкости 31 (которая может быть бойлером для моделирования температур скважины) линии 30 петлевого потока, имеющей индикаторы давления для измерения давления текущего флюида. Флюид может протекать через водяную ванну 34 с умеренной температурой циркуляционной охлаждающей воды 35 перед возвращением в емкость 31. Разница давлений возникает при добавлении модификатора гидродинамического сопротивления из бункера 32. Испытательное оборудование, использованное в данном примере, включало трубу длиной 75 м и внутренним диаметром 10 мм и общим объемом петли 20 л. Результаты испытаний представлены в таблице.
- 6 019926
Обра зец № Тип образца Добавленное количество образца (г) Закачанный полимер (млн.ч.) Ρίίηΐ (бар) бРтах (бар) Эффективность όΡίηφΖΡΐΐηί (%) бРкю (бар) Эффективность άΡιο^ΡΓίη. (%)
1 ПК-201 1 20 11,1 4,28 38,6 1,3 11,7
2 ЦК-201 1 20 11,2 4,37 39,0 1,8 16,1
3 Гель - 3 масс.% 13,3 20 11,0 4,26 38,7 1,3 11,8
4 Гель - 5 масс.% 9 22,5 11,3 4,49 39,7 0,6 5,3
5 Гель - 7 масс.% 5,5 19,3 11,3 4,48 39,6 1,7 15,0
6 Гель - 9 масс.% 4,1 18,5 11,0 4,28 38,9 1,7 15,0
7 Гель - 9 масс.% 4,4 19,8 11,7 4,82 41,2 1,3 11,1
8 Гель -11 масс.% 3,7 20,4 11,9 4,99 41,9 2,0 16,8
9 Гель -13 масс.% 3,1 20,2 11,6 4,77 41,1 2,2 19,0
10 Гель - 40 масс.% (консистенция каучука) 1 20 11,8 4,71 39,9 3,3 28,0
11 100 масс.% порошка 0,4 20 11,5 4,57 39,7 3,2 27,8
12 Гель - 9 масс.% 1,1 5 11,8 3,9 33,0 0,7 5,9
13 ЦК-201 0,24 4,8 11,4 3,6 31,6 0,2 1,8
Как показано в таблице, эффективности гелей, каучука и порошка одинаковы с эффективностью дисперсии ΌΚ.-201. Дозировка активного полимера 20 млн ч. снижает потери от трения в петлевом потоке анализатора приблизительно на 40%, независимо от того, какой предварительной обработке подвергнут полимер.
Кроме того, помимо снижения величины гидростатического сопротивления во флюиде, специалисту в данной области будет понятно, что полимерные добавки также могут быть использованы для изменения других свойств воды, включая реологические свойства и способность к флокуляции или разделению суспензий или эмульсий. Таким образом, в объем притязаний настоящего изобретения также входит возможность закачивания полимерных гелей настоящего изобретения в воду для обработки воды в целях, отличающихся от улучшения текучести. Например, другие области использования полимерных гелей настоящего изобретения включают закачивание в воду в качестве модификаторов реологических свойств в операции закачивания в скважину полимерного раствора (операции ускоренной добычи нефти) или в целях очистки воды (флокуляции) на городских станциях очистки сточных вод или на предприятиях целлюлозно-бумажной промышленности.
Преимущественно, рассмотрены варианты осуществления настоящего изобретения по меньшей мере для одной из следующих целей. При введении модификаторов текучести в системы закачки, дополнительный закачиваемый флюид может быть закачан в нефтеносный слой при более низком расходе энергии на единицу объема воды, с сохранением, таким образом, повышенного давления в нефтеносном слое. Это также может привести к повышенным нормам выработки в соседних эксплуатационных скважинах. Закачивание полимерных гелей настоящего изобретения может привести к улучшению текучести без потенциального риска неизбежного разрушения растворителей, поверхностно-активных веществ и т.п., которые традиционно используются для эмульгирования или диспергирования частиц полимеров в воде и которые, как полагают, вносят вклад в закисление нефтеносного слоя. Кроме того, для минимизации площади охвата оборудованием, необходимым для получения полимерных гелей на месте использования в скважине, гели могут быть получены в другом месте и транспортированы на место применения в ходе (или после) вызревания. Это также может снизить затраты на смесительное оборудование и персонал.
Хотя изобретение рассмотрено относительно ограниченного числа вариантов его воплощения, специалисты в данной области, владеющие преимуществом данного изобретения, поймут, что могут быть реализованы другие варианты осуществления изобретения без отклонения от объема притязаний изобретения, как раскрыто в настоящем документе. Соответственно, объем изобретения должен быть ограничен только прилагаемой формулой изобретения.

Claims (25)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Система закачивания флюида, включающая первичную линию закачивания флюида;
    питающий бак для подачи закачиваемого флюида, где питающий бак соединен по потоку с первичной линией закачивания флюида;
    нагнетательный насос высокого давления, расположенный между и связанный по потоку с питающим баком для подачи закачиваемого флюида и первичной линией закачивания флюида, для нагнетания закачиваемого флюида из питающего бака для закачиваемого флюида в первичную линию закачивания флюида;
    питающий бак для подачи полимерного геля, соединенный по потоку с первичной линией закачивания флюида и расположенный ниже по потоку после питающего бака для подачи закачиваемого флюида и насоса для нагнетания высокого давления;
    насос для нагнетания химических реагентов высокого давления, расположенный между и соединенный по потоку с питающим баком для подачи полимерного геля и линией закачивания флюида, обеспечивающей закачивание полимерного геля, имеющего вязкость по меньшей мере приблизительно 50000 сП (при 20°С, измеренную с использованием Βοϊιΐίη ВйсотсЮг С8В 50, коническая и пластинчатая измерительная система СР 4°/40 мм, одна скорость сдвига 1/с), из питающего бака для полимерного геля в линию закачивания флюида для смешивания с закачиваемым флюидом.
  2. 2. Система закачивания флюида по п.1, где питающий бак для подачи полимерного геля находится под повышенным давлением.
  3. 3. Система закачивания флюида, включающая нагнетательную скважину, проходящую в нефтеносный слой через подземный пласт;
    первичную линию закачивания флюида, заканчивающуюся в нагнетательной скважине;
    питающий бак для подачи закачиваемого флюида, где питающий бак соединен по потоку с первичной линией закачивания флюида;
    насос для нагнетания химических реагентов высокого давления, расположенный между и соединенный по потоку с питающим баком для подачи закачиваемого флюида и первичной линией закачивания флюида, для нагнетания закачиваемого флюида из бака для подачи закачиваемого флюида в первичную линию закачивания флюида;
    питающий бак для подачи полимерного геля, соединенный по потоку с первичной линией закачивания флюида и расположенный ниже по потоку после питающего бака для подачи закачиваемого флюида и насоса для нагнетания высокого давления;
    насос для нагнетания химических реагентов высокого давления, расположенный между и соединенный по потоку с питающим баком для подачи полимерного геля и линией закачивания флюида, для закачивания полимерного геля из питающего бака для подачи полимерного геля в линию закачивания флюида для смешения с закачиваемым флюидом.
  4. 4. Система по п.3, дополнительно включающая вспомогательный насос между питающим баком для полимерного геля и насосом для нагнетания химических реагентов высокого давления.
  5. 5. Система по п.3, дополнительно включающая множество линий закачивания скважин, соединенных посредством флюида с первичной линией закачивания флюида, где полимерный гель закачивается по меньшей мере в одну из нескольких линий закачивания флюида для смешивания с закачиваемым флюидом.
  6. 6. Система по п.3, дополнительно включающая дожимной насос между питающим баком для закачиваемого флюида и нагнетательным насосом высокого давления.
  7. 7. Система по п.3, где питающий бак для полимера находится под давлением.
  8. 8. Система по п.3, дополнительно включающая по меньшей мере один измеритель давления на первичной линии закачивания флюида.
  9. 9. Способ обработки воды для снижения ее гидродинамического сопротивления/улучшения текучести, включающий смешивание твердых полимерных частиц с водой;
    обеспечение образования из твердых полимерных частиц, смешанных с водой, полимерного геля, имеющего вязкость по меньшей мере приблизительно 50000 сП (при 20°С, измеренную с использованием ΒοΗίίη ВйсотсЮг С8В 50, коническая и пластинчатая измерительная система СР 4°/40 мм, одна скорость сдвига 1/с);
    нагнетание полимерного геля в трубопровод с водой путем приложения давления.
  10. 10. Способ по п.9, где нагнетание включает нагнетание полимерного геля на линию подачи воды.
  11. 11. Способ по п.9, дополнительно включающий нагнетание водного закачиваемого флюида при повышенном давлении на линию закачивания флюида в нагнетательную скважину; нагнетание полимерного геля в закачанный водный флюид с приложением давления и обеспечение протекания закачанного флюида и полимерного геля по линии закачивания флюида в нефтеносный слой, содержащий углеводо
    - 8 019926 роды.
  12. 12. Способ по п.9, дополнительно включающий перемещение смешанных полимерных частиц с водой из смесительной емкости в питающий бак для полимерного геля до образования полимерного геля.
  13. 13. Способ по п.9, дополнительно включающий перемещение питающего бака для полимерного геля на место расположения скважины.
  14. 14. Способ по п.13, где местом расположения скважины является морская буровая установка.
  15. 15. Способ улучшения текучести флюида по трубопроводу, включающий нагнетание закачиваемого флюида в трубопровод при повышенном давлении и нагнетание полимерного геля в закачанный флюид при повышенном давлении.
  16. 16. Способ по п.15, где закачивание полимерного геля осуществляется, по существу, при том же давлении, что и нагнетание закачиваемого флюида.
  17. 17. Способ по п.15, где полимерный гель включает активность в интервале от приблизительно 5 до 20%.
  18. 18. Способ по п.15, где полимерный гель закачивается в закачиваемый флюид в количестве в интервале от 5 до 120 млн ч. активного количества полимера в полимерном геле.
  19. 19. Способ по п.15, где полимерный гель имеет вязкость по меньшей мере приблизительно 50000 сП (при 20°С, измеренную с использованием Βοϊιΐίη Я11сошс1сг С8К 50, коническая и пластинчатая измерительная система СР 4°/40 мм, одна скорость сдвига 1/с).
  20. 20. Способ разработки скважины, включающий нагнетание закачиваемого флюида при повышенном давлении на линию закачивания флюида и в нагнетательную скважину;
    закачивание полимерного геля в закачанный флюид при повышенном давлении;
    обеспечение протекания закачанного флюида и полимерного геля по линии закачивания флюида в нефтеносный слой, содержащий углеводороды, и добычу углеводородов из эксплуатационной скважины.
  21. 21. Способ по п.20, где нагнетание закачиваемого флюида осуществляют при давлении в интервале от приблизительно 200 до 320 бар.
  22. 22. Способ по п.20, где нагнетание полимерного геля осуществляют при давлении в интервале от приблизительно 200 до 320 бар.
  23. 23. Способ по п.20, где нагнетание полимерного геля осуществляется, по существу, при том же давлении, что и нагнетание закачиваемого флюида.
  24. 24. Способ по п.20, где полимерный гель включает активность в интервале от приблизительно 5 до 20%.
  25. 25. Способ по п.20, где полимерный гель нагнетают в закачиваемый флюид в количестве в интервале от 5 до 120 млн ч. активного количества полимера в полимерном геле.
EA201170453A 2008-09-17 2009-09-17 Полимерный гель как модификатор текучести для системы нагнетания воды в пласт EA019926B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US9768708P 2008-09-17 2008-09-17
PCT/EP2009/062038 WO2010031804A2 (en) 2008-09-17 2009-09-17 Polymer gels as flow improvers in water injection systems

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201170453A1 EA201170453A1 (ru) 2011-10-31
EA019926B1 true EA019926B1 (ru) 2014-07-30

Family

ID=42024226

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201170453A EA019926B1 (ru) 2008-09-17 2009-09-17 Полимерный гель как модификатор текучести для системы нагнетания воды в пласт

Country Status (8)

Country Link
US (1) US9903169B2 (ru)
EP (1) EP2334893B1 (ru)
BR (1) BRPI0919234B1 (ru)
CA (1) CA2737377C (ru)
DK (1) DK2334893T3 (ru)
EA (1) EA019926B1 (ru)
MX (1) MX2011002934A (ru)
WO (1) WO2010031804A2 (ru)

Families Citing this family (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA019926B1 (ru) 2008-09-17 2014-07-30 Шлюмбергер Норге Ас Полимерный гель как модификатор текучести для системы нагнетания воды в пласт
MX2012006145A (es) * 2009-12-21 2012-06-28 Chevron Usa Inc Sistema y metodo para inyectar agua en yacimientos petroliferos.
US8905627B2 (en) * 2010-11-23 2014-12-09 Jerry W. Noles, Jr. Polymer blending system
US20120127820A1 (en) * 2010-11-23 2012-05-24 Noles Jr Jerry W Polymer Blending System
NO331478B1 (no) 2010-12-21 2012-01-16 Seabox As Teknisk system, fremgangsmate og anvendelser for dosering av minst ett flytende behandlingsmiddel i injeksjonsvann til en injeksjonsbronn
US8607869B2 (en) * 2011-05-20 2013-12-17 Global Environmental Solutions, Inc. Linear pressure reducer for regulating injection pressure in an enhanced oil recovery system
CN104060973B (zh) * 2014-04-28 2016-07-06 中国石油化工股份有限公司 注水站分压改造确立合理分压点的方法
CN103962046A (zh) * 2014-05-13 2014-08-06 沈阳化工大学 油井二元复合调驱剂自动调配控制系统
US9309750B2 (en) * 2014-06-26 2016-04-12 Cameron International Corporation Subsea on-site chemical injection management system
MX2014010735A (es) * 2014-09-08 2015-05-27 Tecnología Integral En Fluidos De Perforación S A De C V Proceso para formar un fluido polimerico de alto desempeño fase acuosa, y sistema para perforacion de pozos en formaciones de bajo gradiente.
US10190383B2 (en) 2015-01-23 2019-01-29 Cameron International Corporation System and method for fluid injection
US9945217B2 (en) * 2015-01-23 2018-04-17 Cameron International Corporation System and method for fluid injection
CN105003236A (zh) * 2015-06-26 2015-10-28 中国石油大学(华东) 基于纳米磁流体的水驱前缘监测系统及监测方法
CN106368656A (zh) * 2015-07-24 2017-02-01 中国石油化工股份有限公司 一种油田注水系统及油田注水的方法
CN109912175A (zh) * 2019-03-29 2019-06-21 嘉兴卓盛生物科技有限公司 一种基于微粒的造纸污泥回用系统
CN110617041B (zh) * 2019-10-09 2022-01-04 中国石油天然气股份有限公司 一种注水井吸水剖面调整方法
CN113266325A (zh) * 2020-02-14 2021-08-17 中国石油天然气股份有限公司 聚合物注入装置及方法

Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3902558A (en) * 1973-12-20 1975-09-02 Mobil Oil Corp Method of recovering oil using a chemical blending system
US4439334A (en) * 1981-07-14 1984-03-27 Halliburton Company Enhanced oil recovery methods and systems
US4464509A (en) * 1983-07-20 1984-08-07 Marathon Oil Company Apparatus and method for preparing polymers
GB2176789A (en) * 1985-06-19 1987-01-07 Marathon Oil Co Method for preparing dilute polymer solutions
US4676315A (en) * 1986-02-05 1987-06-30 Exxon Production Research Company Method for concentrating surfactant from a brine solution
US5213446A (en) * 1991-01-31 1993-05-25 Union Oil Company Of California Drilling mud disposal technique
US5426137A (en) * 1993-01-05 1995-06-20 Halliburton Company Method for continuously mixing fluids
WO2001083650A2 (en) * 2000-05-03 2001-11-08 Fostech Chemical Company Polyisobutylene injection slurry for pipeline use
US20060225925A1 (en) * 2005-04-11 2006-10-12 M-I Llc Apparatus and method for recovering oil-based drilling mud
WO2008071808A1 (en) * 2007-10-12 2008-06-19 S.P.C.M. Sa Installation for enhanced oil recovery using water-soluble polymers, method implementing same

Family Cites Families (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4204574A (en) * 1977-09-22 1980-05-27 Conoco, Inc. Low shear polymer injection method with ratio control between wells
US4233265A (en) * 1979-07-25 1980-11-11 Olin Corporation Liquid polymer hydration
US4395340A (en) * 1981-07-14 1983-07-26 Halliburton Company Enhanced oil recovery methods and systems
US4951921A (en) * 1983-01-28 1990-08-28 Phillips Petroleum Company Polymers useful in the recovery and processing of natural resources
US4582628A (en) * 1983-08-29 1986-04-15 Petrolite Corporation Vinyl-type interpolymers and uses thereof
US4778607A (en) * 1984-04-30 1988-10-18 Marathon Oil Company Method of diluting a concentrated polymer solution for use in a hydrocarbon recovery process
US4605689A (en) * 1984-11-28 1986-08-12 American Cyanamid Company Preparation of aqueous polyacrylamide solutions for enhanced oil recovery
US4720397A (en) * 1985-12-12 1988-01-19 General Technology Applications, Inc. Rapid dissolving polymer compositions and uses therefor
US4828034A (en) * 1987-08-14 1989-05-09 Dowell Schlumberger Incorporated Method of hydrating oil based fracturing concentrate and continuous fracturing process using same
US5002125A (en) * 1989-08-02 1991-03-26 The Western Company Of North America Fracturing process using a viscosity stabilized energizing phase
US5052486A (en) * 1989-09-08 1991-10-01 Smith Energy Services Method and apparatus for rapid and continuous hydration of polymer-based fracturing fluids
US5027843A (en) * 1990-06-19 1991-07-02 Conoco Inc. Use of a water soluble drag reducer in a water/oil/gas system
RU2146327C1 (ru) * 1993-12-06 2000-03-10 Термо Электрон Лимитед Альтернативные варианты системы и способов для извлечения нефти из затопленных водой углеводородных месторождений посредством инжектирования целлюлозы
US5421411A (en) * 1994-01-03 1995-06-06 Marathon Oil Company Process for reducing permeability in a subterranean hydrocarbon-bearing formation utilizing a gelation solution having a controlled gelation rate
DE29818289U1 (de) * 1998-10-14 1999-09-23 Tracto Technik Durchlauf-Mischanlage
US7199084B2 (en) * 2002-03-21 2007-04-03 Schlumberger Technology Corporation Concentrated suspensions
US6820694B2 (en) * 2002-04-23 2004-11-23 Schlumberger Technology Corporation Method for preparing improved high temperature fracturing fluids
US7419296B2 (en) * 2003-04-30 2008-09-02 Serva Corporation Gel mixing system
US7048432B2 (en) * 2003-06-19 2006-05-23 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for hydrating a gel for use in a subterranean formation
US7794135B2 (en) * 2004-11-05 2010-09-14 Schlumberger Technology Corporation Dry polymer hydration apparatus and methods of use
US9574128B2 (en) * 2007-07-17 2017-02-21 Schlumberger Technology Corporation Polymer delivery in well treatment applications
WO2009065858A1 (en) 2007-11-19 2009-05-28 M-I Swaco Norge As Wellbore fluid mixing system
EA019926B1 (ru) 2008-09-17 2014-07-30 Шлюмбергер Норге Ас Полимерный гель как модификатор текучести для системы нагнетания воды в пласт

Patent Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3902558A (en) * 1973-12-20 1975-09-02 Mobil Oil Corp Method of recovering oil using a chemical blending system
US4439334A (en) * 1981-07-14 1984-03-27 Halliburton Company Enhanced oil recovery methods and systems
US4464509A (en) * 1983-07-20 1984-08-07 Marathon Oil Company Apparatus and method for preparing polymers
GB2176789A (en) * 1985-06-19 1987-01-07 Marathon Oil Co Method for preparing dilute polymer solutions
US4676315A (en) * 1986-02-05 1987-06-30 Exxon Production Research Company Method for concentrating surfactant from a brine solution
US5213446A (en) * 1991-01-31 1993-05-25 Union Oil Company Of California Drilling mud disposal technique
US5426137A (en) * 1993-01-05 1995-06-20 Halliburton Company Method for continuously mixing fluids
WO2001083650A2 (en) * 2000-05-03 2001-11-08 Fostech Chemical Company Polyisobutylene injection slurry for pipeline use
US20060225925A1 (en) * 2005-04-11 2006-10-12 M-I Llc Apparatus and method for recovering oil-based drilling mud
WO2008071808A1 (en) * 2007-10-12 2008-06-19 S.P.C.M. Sa Installation for enhanced oil recovery using water-soluble polymers, method implementing same

Also Published As

Publication number Publication date
EP2334893A2 (en) 2011-06-22
EP2334893B1 (en) 2015-04-08
CA2737377C (en) 2013-10-22
WO2010031804A2 (en) 2010-03-25
BRPI0919234A2 (pt) 2015-12-15
CA2737377A1 (en) 2010-03-25
EA201170453A1 (ru) 2011-10-31
MX2011002934A (es) 2011-12-16
BRPI0919234B1 (pt) 2019-06-04
WO2010031804A3 (en) 2010-06-24
DK2334893T3 (en) 2015-07-20
US9903169B2 (en) 2018-02-27
US20110220354A1 (en) 2011-09-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA019926B1 (ru) Полимерный гель как модификатор текучести для системы нагнетания воды в пласт
US20210171721A1 (en) Methods and systems for generating aqueous polymer solutions
US10421897B2 (en) Method of treating a well with the formation of proppant structures (variants)
US3730275A (en) Method using low friction loss liquid composition having resistance to shear degradation
BR112017007484B1 (pt) Composições de polímero
EP3947558A1 (fr) Emulsion inverse pour la fracturation hydraulique
FR2957651A1 (fr) Procede d'augmentation du debit de transport du petrole depuis le puits producteur
US9796900B2 (en) Alkaline persulfate for low-temperature breaking of polymer viscosified fluid
CN104449648B (zh) 一种非常规油气藏滑溜水压裂减阻剂及其制备方法
CN107165612B (zh) 一种用于油气井的解堵方法
EP3816228B1 (fr) Emulsion inverse pour la fracturation hydraulique
EP3556823A1 (en) Method of slickwater fracturing
EA003014B1 (ru) Раствор для бурения или эксплуатации скважины, способ бурения или эксплуатации скважины в подземной формации
Metwally et al. Experimental lab approach for water based drilling fluid using polyacrylamide friction reducers to drill extended horizontal wells
US11072739B2 (en) Composition and method for improving performance of friction reducing polymers in high dissolved solids water
CN106854462A (zh) 压裂流体组合物及其使用方法
RU2377172C1 (ru) Способ создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях
Des Brisay et al. Pumping heavy oils with the aid of downhole oil-in-water emulsifications
RU2622573C2 (ru) Способ гидравлического разрыва пласта с использованием суспензий сверхлегкого проппанта и потоков газов
US20180312743A1 (en) Gel hydration units with pneumatic and mechanical systems to reduce channeling of viscous fluid
Lee et al. Polymeric drag reduction in pipelines
Alzobaidi et al. Design of High Pressure CO2-in-Mineral Oil Emulsions, CH4-in-Mineral Oil Foams and N2-in-Mineral Oil Foams Stabilized by Novel Oil-soluble Surfactants for Waterless Hydraulic Fracturing and Proppant Transport
Al-Qamaje Effect of molecular weight on turbulent drag reduction by Polyisobutylene additive
Silin et al. Development and research of cutting fluids for stimulation of oil production on the basis of water-salt and acid solutions containing molecular surfactants complexes and water-soluble polymers

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM