RU1778280C - Способ разработки неоднородного нефт ного пласта - Google Patents
Способ разработки неоднородного нефт ного пластаInfo
- Publication number
- RU1778280C RU1778280C SU904798603A SU4798603A RU1778280C RU 1778280 C RU1778280 C RU 1778280C SU 904798603 A SU904798603 A SU 904798603A SU 4798603 A SU4798603 A SU 4798603A RU 1778280 C RU1778280 C RU 1778280C
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- degree
- hydrolysis
- polyacrylamide
- partially hydrolyzed
- clay
- Prior art date
Links
Landscapes
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Сущность изобретени : в обводненный пласт последовательно-поочередно закачивают водный растврр частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии, после чего закачивают вытесн ющий агент. При изол - . ции высокопроницаемых пропластков используют водный раствор полиакриламида с мол.м. (0,9-14)- ТО6 и степенью гидролиза 5-30%. 4 табл.
Description
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефт ного пласта заводнением,
Известен способ разработки неоднородного нефт ного пласта путем закачки в промытую водой зону водной суспензии бентонитовой глины.
Недостатком известного способа л етс низка эффективность изол ции промытых водой зон из-за малой устойчивости к размыву бентонитовой глины вследствие неполного осаждени глинистых частиц в поровом пространстве.
Известен способ разработки неоднородного нефт ного пласта путем закачки в пласт катионного и анионного по- лиэкриламида.
Недостатком известного способа вл етс низка эффективность его в зонах с высокой проницаемостью,,
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу вл :етс способ разработки неоднородного нефт ного пласта, включающий заводнение , последовательно-чередующуюс закачку в обводненный пласт водного , , раствора- частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии и последующее нагнетание вытесн ющего агента.
Недостатком известного способа вл етс низка эффективность изол ции из-за неполного осаждени глинистых частиц.
Целью изобретени вл етс повышение нефтеотдачи пласта за счет увеличени полноты осаждени глинистых частиц при изол ции высокопроницаемых пропластков„
Поставленна цель достигаетс тем, что в способе разработки неоднородного нефт ного пласта, включающего заводнение , последовательно-чередующуюс закачку в обводненный пласт водного раствора частично гидролизованного
Ё
VI VI
00
ю
00 10
полиакриламида и глинистой суспензии с последующим нагнетанием вытесн ющего агента, используют водный раствор частично гидролизованного полиакрил- амида с мол„м. (0, и степени гидролиза 5-30%.
В результате закачиваема вода направл етс в низкопроницаемую зону, не охваченную ранее заводнением, способству повышению нефтеотдачи пласта в целом.
Дл определени степени гидролиза приготавливали 50 см 0,2-0,5% водного раствора полиакриламида, разбавл ли до 200 см5 водой, доводили рН до 3,8 с помощью 0,1 М НС1, продували раствор азотом 10 мин в 0,05 М NaOH, не содержащем карбонатов, доводили до рН 7,5. Потенциоиетрические измерени проводили иономером ЭВ-7 с блоком автоматического титровани с использованием стекл нного () и хлорсеребр ного (ЭВП-1МЗ) электродов при 20+2°С.
Степень гидролиза (СГ) полиакриламида рассчитывали по формуле
г г - iv-Ys J} Z1 ° 221и пп
U F-Iv-vJ. N 23 0,001
где v и vfl - объемы раствора NaOH,
затраченные на титрование в рабочем и холостом опытах соответственно, см3;
Р - навеска полиакрилами- i ла, г;
N - концентраци раствора NaOH, моль/л„
Относительна ошибка определени
степени гидролиза не превышала 1,5%. Молимо полиакриламида определ ли вискозиметрически, использу вискозиметр Уббелоде„ Мол.м„ частично гидрблизованного полиакриламида рассчитывали по уравнениюМарка-Хаувинга- Куна
ЕЯ-к-и
- характеристическа в зкость раствора полимера в 0,5 М NaCl при 25°С, дл/г; - константы определ ют в зависимости от степени гид- р5 релиза полиакриламида по данным фиг. 1 и фиг. 2. - мол.м0 полиакриламида„
Характеристическа в зкость определ лась методом разбавлени по уравнению
7г. С ,
-
Q
5 0 5
5
0
g
0
0
5
где п - приведенна в зкость, дл/г;
2 характеристическа в зкость,
, лл/г;
К - константа, равна 0,35; С - концентраци полиакриламида , г/дл.
На фиг. 1 и 2 изображены константы в зависимости от степени гидролиза
Способ осуществл етс следующим образом.
В нагнетательную скважину после заводнени закачивали в последова тельно-чередующемс режиме 0,001- 0,05% водный раствор частично гидролизованного полиакриламида с мол,,м. (О, и-степени гидролиза 5-30% и глинистую суспензию удельного веса 1020-1080 кг/мэ. Полноту осаждени глинистых частиц суспензии определ ли на торсионных весах по весу осадка, образовавшегос на чашке весов.
П р и м е р 1„ Были проведены исследовани по установлению вли ни мол0м„ водного раствора частично гидролизованного полиакриламида на полноту осажде.ни глинистых частиц. Результаты приведены в табл. 1.
Как видно из табл. 1, при закачке водного раствора частично гидролизованного полиакриламида менее 0,9 Ю наблюдаетс незначительное осаждение глинистых частиц. Вес осадка составл ет 138-149 мг. Закачивание врдного раствора частично гидролизованного полиакриламида с мол.м. (0, увеличивает полноту осаждени в 2-2,8 раза. Использование полиакриламида с мол.м, более невозможно из-за плохого растворени его в воде.
П р„и м е р 2, Далее были проведены исследовани по вли нию степени гидролиза частично гидролизованного полиакриламида на полноту осаждени глинистых частиц. Результаты представлены в табл. 2 Как видно из табл. 2, при степени гидролиза полиакриламида менее 5 мас.% осадок (т.е. полнота осаждени ) незначительный. При гидролизе полиакриламида свыше 30 флоку- лирующие свойства полимера резко ухудшаютс . Таким образом, оптимальной степенью гидролиза полиакриламида, при которой наблюдаетс наибольша степень осаждени глинистых частиц, вл етс .
П р и м е 3. Лл определени эффективности предложенного способа в сравнении со способом-прототипом проводили эксперименты на линейных на-i . сыпных модел х пласта длиной 1 м и : диаметром 0,03 м. В качестве пористой среды использовалс керновый ма-( / териал нефтеносных коллекторов Ромашкин ского месторождени с размерами частиц 0,1-0,2 мм „Эффективность способа оцени- вали косвенно по снижению проницаемости, пласта,т.е. по эффективности изол ции.
Предлагаемый способ имеет следующие технико-экономические преимущест ва по сравнению с прототипом: повыша етс нефтеотдача пласта на 6,2-12,6% за счет увеличени полноты осаждени глинистых частиц в пласте на 67-108% и увеличени изол ции аысокопроница- емых пропластков на предлагаемый способ основан на применении неЧем сильнее снижаетс после обработки
проницаемость пласта,тем больше вытесн 20 дефицитных недорогих материалов, вы- ющий агент направл етс в неохваченные заводнением зоны и тем значительнее прирост добычи нефти,Результаты представлены в табл.3 о Из приведенных в табло 3 данных видно, что предлагаемый способ (см„ппо 2-5) увеличивает эффективность изол ции по сравнению с прототипом (см. п. .1, табл. 3) на 19-28.
П р и м е р . Исследовани неф- тевытесн ющих свойств проводились на линейных модел х пласта длиной 1 м и диаметром 0,03 м. В качестве пористой среды использовали кварцевый песок ,-.
пускаемых промышленностью в больших количествах; дл реализации предлагае мого способа не требуетс уникальное оборудование, существует опыт закачки 25 каждого из компонентов; экономический эффект от обработки одной скважины составит 110-160 тыс.руб. в год и поз волит получить 2,5- тыс.т. дополнительной нефти.
30
Claims (1)
- Формула изобретениСпособ разработки неоднородного нефт ного пласта, включающий заводнение , последовательно чередующуюс зание , последовательно чередующуюс заразной фракции. Модели насыщали плас- качку в обводненный пласт водного товой водой и девонской нефтью Ромаш- 3 кинского месторождени . После этого модель отмывалась закачиваемой водойдо обводненности 75%. Неоднородностьраствора частично гидролизованного полнакриламида и глинистой суспензии с последующим нагнетанием вытесн ющего агента, отличающийс тем, условий нефтевытеснени моделировали что с целью повышени нефтеотдачи за путем одновременной фильтрации компо- w- сцет увеличеНи полноты осаждени гли- нентов в двух модел х с различной проницаемостью (0,1 мкм и 2,7 мкм4 соответственно ) . В модели, последовательно череду , закачивали водный раствор частично гидролизованного полнакриламида с определенной мол.м.нистых частиц, при изол ции высокопроницаемых пропластков используют водный раствор частично гидролизован- 45 ного полиакриламида с мол.мае.(0, и степенью гидролиза5-30%с0и степенью гидролиза и глинистую суспензию . Затем в модели стали закачивать воду. Результаты представлены в табл. , Из приведенных в табл. 4 данных видно, что предлагаемый способ (см„ пп„ 2-5) увеличивает эффективность нефтеизвлечени по сравнению с прототипом (см„ п„ 1, табл. М на 6,2-12,6%.Предлагаемый способ имеет следующие технико-экономические преимущества по сравнению с прототипом: повышаетс нефтеотдача пласта на 6,2-12,6% за счет увеличени полноты осаждени глинистых частиц в пласте на 67-108% и увеличени изол ции аысокопроница- емых пропластков на предлагаемый способ основан на применении недефицитных недорогих материалов, вы-пускаемых промышленностью в больших количествах; дл реализации предлагаемого способа не требуетс уникальное оборудование, существует опыт закачки каждого из компонентов; экономический эффект от обработки одной скважины составит 110-160 тыс.руб. в год и позволит получить 2,5- тыс.т. дополнительной нефти.30Формула изобретениСпособ разработки неоднородного нефт ного пласта, включающий заводнение , последовательно чередующуюс закачку в обводненный пласт водногораствора частично гидролизованного полнакриламида и глинистой суспензии с последующим нагнетанием вытесн ющего агента, отличающийс тем, что с целью повышени нефтеотдачи за сцет увеличеНи полноты осаждени гли-нистых частиц, при изол ции высокопроницаемых пропластков используют водный раствор частично гидролизован- ного полиакриламида с мол.мае.(0, и степенью гидролизараство полнак с посл агента что с сцет у5-30%сТаблица Флокулирующее действие частично гидролизованного полиакриламида 0,05% концентрации со степенью гидролиза 20% в зависимости от мол.н. полимера177Я280 1. Таблица .Результаты по вли нию степени гидролиза полиакриламида 0,05% кон- центрации с мол.м 12,6-1й€на полТаблица 3Результаты по вли нию мол м„ и степени гидролиза полиакриламида на полноту осаждени глинистых частиц и проницаемость образцовТаблица 4Результаты по вли нию мол мс и степени гидролиза полиакриламида на коэффициент нефтеизвлечени0,05(прототип) 0,0010,0010,030,050,10700,8101020 1070 1080 1070 10600,9 5,314 12,6141Ub 106 10еч10б3,19,3 10,5 15,7 13,23,56,27,412,610,10,4Ю2050 40Степень гг., %Ј0.85Ш 0.810.79 0.77 0.7510Степень гидролиза,Фиг. 2.50Фиг.1У)405060
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904798603A RU1778280C (ru) | 1990-03-05 | 1990-03-05 | Способ разработки неоднородного нефт ного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU904798603A RU1778280C (ru) | 1990-03-05 | 1990-03-05 | Способ разработки неоднородного нефт ного пласта |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU1778280C true RU1778280C (ru) | 1992-11-30 |
Family
ID=21500013
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU904798603A RU1778280C (ru) | 1990-03-05 | 1990-03-05 | Способ разработки неоднородного нефт ного пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU1778280C (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2507386C2 (ru) * | 2011-12-13 | 2014-02-20 | Дамир Мидхатович Сахипов | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп |
-
1990
- 1990-03-05 RU SU904798603A patent/RU1778280C/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Инструкци по применению поли- акриламида с глинистой суспензией в обводненных скважинах дл увеличени добычи нефти и ограничени притока воды. РД 39-5765678-213-87р, 1987, Министерство нефт ной промышленности. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2507386C2 (ru) * | 2011-12-13 | 2014-02-20 | Дамир Мидхатович Сахипов | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4460751A (en) | Crosslinking composition and method of preparation | |
CA1178040A (en) | Enhanced oil displacement processes and compositions | |
Needham et al. | Polymer flooding review | |
US4524829A (en) | Method of altering the permeability of a subterranean formation | |
US3556221A (en) | Well stimulation process | |
US6390197B1 (en) | Method of cementing a well in geological zones containing swelling clays or mud residues containing clays | |
CN1111064A (zh) | 油井或气井的清洗方法与设备 | |
EP0176176A2 (en) | Methods for stabilizing swelling clays or migrating fines in subterranean formations | |
US4664713A (en) | Composition for and method of altering the permeability of a subterranean formation | |
CA2096764C (en) | Blocking water coning in oil and gas producing reservoirs | |
US3830302A (en) | Method for improving oil-water ratios in oil producing wells | |
CA2963910A1 (en) | Cationic multiple quaternary ammonium-based surfactants for enhancing production in subterranean formations | |
EP0161858B1 (en) | Composition for altering the permeability of a subterranean formation | |
EP0136773B1 (en) | Composition for cross-linking carboxyl polymers and the use thereof in treating subterranean formations | |
US9644130B2 (en) | Reaction products of acrylamide polymers and methods for use thereof as relative permeability modifiers | |
RU1778280C (ru) | Способ разработки неоднородного нефт ного пласта | |
US4662444A (en) | Process for reducing polymer plugging during polymer injection into oil reservoir | |
Tuttle et al. | New nondamaging and acid-degradable drilling and completion fluids | |
EP0154080A2 (en) | Method of reducing fines migration in a porous structure | |
CA1214987A (en) | Process for improving waterflood performance in heterogeneous clay-sensitive formations | |
RU2004782C1 (ru) | Способ разработки нефт ных месторождений | |
RU2086757C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
RU2061854C1 (ru) | Способ выработки из переходных нефтяных залежей | |
RU2060372C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами | |
CA1123186A (en) | Process for the recovery of petroleum from subterranean formations |