RU2180039C2 - Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов - Google Patents

Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов Download PDF

Info

Publication number
RU2180039C2
RU2180039C2 RU2000103628A RU2000103628A RU2180039C2 RU 2180039 C2 RU2180039 C2 RU 2180039C2 RU 2000103628 A RU2000103628 A RU 2000103628A RU 2000103628 A RU2000103628 A RU 2000103628A RU 2180039 C2 RU2180039 C2 RU 2180039C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
polyacrylamide
gelation
crosslinker
concentration
cross
Prior art date
Application number
RU2000103628A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2000103628A (ru
Inventor
В.Я. Кабо
В.Н. Манырин
Е.А. Румянцева
Г.Н. Позднышев
А.Г. Савельев
Original Assignee
Кабо Владимир Яковлевич
Манырин Вячеслав Николаевич
Манырин Валерий Николаевич
Румянцева Елена Александровна
Позднышев Геннадий Николаевич
Савельев Александр Георгиевич
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 Кабо Владимир Яковлевич, Манырин Вячеслав Николаевич, Манырин Валерий Николаевич, Румянцева Елена Александровна, Позднышев Геннадий Николаевич, Савельев Александр Георгиевич filed Critical Кабо Владимир Яковлевич
Priority to RU2000103628A priority Critical patent/RU2180039C2/ru
Publication of RU2000103628A publication Critical patent/RU2000103628A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2180039C2 publication Critical patent/RU2180039C2/ru

Links

Images

Landscapes

  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)

Abstract

Способ относится к нефтяной промышленности, в частности к использованию гелеобразующих составов на основе полиакриламида ПАА и сшивателя в различных методах повышения нефтеотдачи пластов: ограничения водопритока в добывающих скважинах, регулировании охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин, селективной изоляции и регулировании потоков реагентов при тепловых методах добычи нефти. Техническим результатом является повышение эффективности технологии воздействия на пласт сшитыми полимерными системами. В способе выбора гелеобразующих составов на основе ПАА и сшивателя, включающем определение времени гелеобразования системы в зависимости от изменения молекулярной массы и степени гидролиза ПАА, концентраций ПАА и сшивателя, для анализируемого состава дополнительно определяют кажущуюся константу скорости гелеобразования по расчетной формуле. Причем время гелеобразования системы определяют в зависимости от изменения дополнительно температуры гелеобразования, водосолевого состава растворителя, водородного показателя среды и интенсивности воздействия гидродинамическими полями путем проведения вариантных расчетов кинетических параметров с использованием приведенной математической модели. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к использованию гелеобразующих составов на основе полиакриламида (ПАА) и сшивателя в различных методах повышения нефтеотдачи пластов (ограничение водопритока в добывающих скважинах, регулирование охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин, селективной изоляции и регулирования потоков реагентов при тепловых методах добычи нефти и др.).
Большое число задач, решаемых с применением гелеобразующих составов на основе полиакриламида и сшивателей, а также многообразие условий их применения в каждом конкретном случае требует решения вопросов обоснованного выбора реагентов для создания оптимальных технологий с их применением.
Так, в работе (Seright, R.S. and J. Liang, "A survey of field applications of gel treatments for water shutoff, SPE 26991, April 1994) отмечается, что при использовании гелеобразующих составов необходимо учитывать и такие специфические проблемы, как состав пластовых флюидов и химическую совместимость с ними применяемых реагентов, температуру и пластовое давление.
Кроме того, применяемое оборудование (особенно насосные агрегаты) должно быть пригодным для вязкостей, давлений и расходов перекачиваемых составов без изменения их свойств. Важно также правильно выбирать подходящие скважины, учитывать литологию, присутствие естественных трещин, барьеров или наличие гидродинамически связанных водоносных зон.
Однако, все эти подходы носят больше рекомендательный характер и не имеют методологической основы для их реализации на практике.
Обычно при выборе гелеобразующих составов на основе ПАА и сшивателя полимера чаще всего исследуют влияние на кинетику гелеобразования составов таких характеристик ПАА, как его молекулярная масса (М) или степень гидролиза (содержание карбоксильных групп в молекуле ПАА). (Григоращенко и др. Применение полимеров в добыче нефти. М., Недра, 1978).
Наиболее близким к заявляемому является способ приготовления гелеобразующего состава для разработки нефтяных месторождений (SU 1735574 А1, кл. Е 21 В 43/22, 43/32, 33/138, 1992), где в качестве полиакриламидных полимеров применяли ПАА с молекулярной массой (М) от 10 млн. до 15 млн. и степенью гидролиза (αг) от 5 до 24%, а в качестве сшивателя - хромсодержащие вещества (ХСВ), например, хромкалиевые квасцы - отходы хромонатриевых квасцов, бихроматы калия. Причем для каждой комбинации гелеобразующих составов после их приготовления определяли при комнатной температуре по характеру изменения во времени реологических свойств системы начало времени их гелеобразования τг.
На основании этих данных для практического применения отбирали такие гелеобразующие составы, время гелеобразования которых было больше времени закачки (τ3) в скважину необходимого объема гелеобразующего состава.
При этом, время закачки выбранного гелеобразующего состава рассчитывали по формуле:
τ3= 24V/Q (1),
где V - объем зоны пласта, подлежащей обработке гелеобразующим составом, м3;
Q - приемистость обрабатываемой зоны пласта, м3/сут.
Недостатки такого способа подбора и приготовления гелеобразующих составов заключаются в том, что в данном способе не учитывается влияние на время гелеобразования других факторов, оказывающих существенное влияние на прочностные (структурно-механические) свойства образующегося сшитого полимерного геля.
Известны экспериментальные исследования (Кабо В. Я., Румянцева Е.А., Масленников В.А. Процессы гелеобразования в полимерных системах. Труды научной конференции, Саратов, 1985, с. 22-23), где на примере образцов полиакриламидов, выпускаемых промышленностью с М от 1 млн. до 15 млн. и степенью гидролиза αг от 1 до 30%, установлено, что влияние изменения молекулярной массы ПАА в изученном диапазоне значений М не приводит к заметным изменениям как значения времени гелеобразования, так и критической концентрации гелеобразования, т.е. варьирование данной молекулярной характеристикой полиакриламида в качестве параметра управления кинетикой гелеобразования малоэффективно. В то же время, как показали данные исследования, изменения в молекуле полиакриламида содержания карбоксильных групп (степени гидролиза αг,) от 1 до 4% позволяет изменять время гелеобразования системы примерно в 15 раз.
Однако, регулирование только одной данной молекулярной характеристики полиакриламида для прогнозной оценки технологических свойств той или иной гелеобразующей системы также недостаточно, т.к. на кинетику гелеобразования системы и ее фильтрационные характеристики, помимо указанных выше молекулярных характеристик ПАА (М и αг), заметное влияние оказывают такие параметры как: концентрация, тип и концентрация выбранного сшивателя, температура сшивки, гидродинамическое воздействие на разных стадиях гелеобразования системы (градиент скорости сдвига), качество применяемого растворителя, а именно, водородный показатель и минерализация воды.
Цель настоящего изобретения - повышение эффективности технологии воздействия на пласт сшитыми полимерными системами путем усовершенствования способа выбора гелеобразующих составов на основе полиакриламида и сшивателей.
Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемом способе выбора гелеобразующих составов на основе полиакриламида и сшивателя, включающем определение времени гелеобразования системы в зависимости от изменения молекулярной массы и степени гидролиза полиакриламида, концентраций полиакриламида и сшивателя, дополнительно определяют кажущуюся константу скорости гелеобразования k. В табл.1 в обобщенном виде приведено обозначение, наименование и способ определения параметров, являющихся определяющими в предлагаемом способе выбора оптимального гелеобразующего состава на основе полиакриламида и сшивателя.
Перечисленные в табл. 1 параметры связаны между собой соотношением:
τ -1 г =k•(Cp-C crit p ) (2)
В случае использования широко применяемых составов на основе водно-солевых растворов полиакриламида (сополимеров акриламида с акриловой кислотой) и реагентов-сшивателей (солей трехвалентного хрома), требуется учитывать роль молекулярных характеристик полимера, вид соли трехвалентного хрома, состав водно-солевого растворителя, температуру, рН среды, концентрации полимера и сшивателя, интенсивность воздействия гидродинамическими полями.
Цель настоящего изобретения - повышение эффективности технологии воздействия на пласт сшитыми полимерными системами путем усовершенствования способа выбора гелеобразующих составов на основе полиакриламидов и сшивателей.
Поставленная цель достигается тем, что время гелеобразования системы определяют в зависимости от изменения дополнительно температуры гелеобразования, водно-солевого состава растворителя, водородного показателя среды и интенсивности воздействия гидродинамическими полями путем проведения вариантных расчетов кинетических параметров, указанных в табл. 1, с использованием математической модели вида
τГ(k,Ccrit) = f(M, αГ, Cр, Cсш, T, γ, pH, Cs) (3)
где
М - молекулярная масса полиакриламида,
αГ - степень гидролиза - содержание карбоксильных групп полиакриламида,
Ср - концентрация полиакриламида,
Ссш - концентрация сшивателя,
Т - температура,
γ - градиент скорости сдвига,
рН - водородный показатель,
Cs - минерализация растворителя.
В качестве примера рассматривается модель, описывающая поведение системы полиакриламид (сополимер акриламида) - хромокалиевые квасцы - минерализованная вода. Модель, описывающая зависимость кинетических характеристик этой системы от параметров соотношения (3), имеет вид
k = 5•10-6•{C 0,04 s •A0,44•α 1,11 г •M0,81}
Figure 00000002

и τг в соответствии с (2) и (4) имеет вид:
Figure 00000003

В табл. 2 представлены данные по сравнению результатов расчета с экспериментально измеренными величинами кинетических параметров. Корреляционный анализ соотношения рассчитанных и экспериментально измеренных величин показывает, что коэффициент корреляции между этими величинами составляет R=0,92, что указывает на адекватность модели расчета кинетических параметров (4) и (5).
Кинетические параметры других систем - полиакриламид - сшиватель описываются аналогичными соотношениями. Тип сшивателя (ацетат хрома, нитрат хрома и др.) влияет на величины коэффициентов соотношений (4) и (5).
Учет влияния движения жидкости в пористой среде на кинетические параметры осуществляется через связь величины К со скоростью сдвига γ.
Где
Figure 00000004

V - линейная скорость фильтрации,
К - проницаемость породы,
m - пористость породы,
a - коэффициент "формы".
Figure 00000005

где
k(γ)- кажущаяся константа скорости гелеобразования при воздействии сдвиговым полем,
k0 - кажущаяся константа скорости гелеобразования в отсутствие сдвигового воздействия,
ti - время воздействия на систему при скорости воздействия γi,
ε - характеристическая деформация, безразмерная величина, зависящая от типа сшивателя. Для хромокалиевых квасцов ε = 103.
На чертеже представлены данные по сравнению рассчитанных и экспериментально измеренных параметров, которые указывают на хорошее соответствие этих величин.
Таким образом, приведенная совокупность моделей, адекватно описывающих кинетические характеристики сшивающихся полимерных систем на основе полиакриламида и сшивателя - солей трехвалентного хрома, позволяет путем расчета подобрать оптимальный состав композиции сшитой полимерной системы - СПС, удовлетворяющий одному из основных технологических требований: τг> τзак, где τзак- время закачки композиции в пласт.

Claims (2)

1. Способ выбора гелеобразующих составов на основе полиакриламида и сшивателя, включающий определение времени гелеобразования системы в зависимости от изменения молекулярной массы и степени гидролиза полиакриламида, концентраций полиакриламида и сшивателя, отличающийся тем, что для анализируемого состава дополнительно определяют кажущуюся константу скорости гелеобразования k по формуле
Figure 00000006

где τг - время гелеобразования;
Ср, Срcrit - концентрация и критическая концентрация полиакриламида.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что время гелеобразования системы определяют в зависимости от изменения дополнительно температуры гелеобразования, водосолевого состава растворителя, водородного показателя среды и интенсивности воздействия гидродинамическими полями путем проведения вариантных расчетов кинетических параметров с использованием математической модели вида
Figure 00000007

где М - молекулярная масса полиакриламида;
αг - степень гидролиза - содержания гидроксильных групп полиакриламида;
Ср - концентрация полиакриламида;
Ссш - концентрация сшивателя;
Т - температура гелеобразования;
γ - градиент скорости сдвига;
рН - водородный показатель;
Cs - минерализация растворителя.
RU2000103628A 2000-02-14 2000-02-14 Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов RU2180039C2 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2000103628A RU2180039C2 (ru) 2000-02-14 2000-02-14 Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2000103628A RU2180039C2 (ru) 2000-02-14 2000-02-14 Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2000103628A RU2000103628A (ru) 2002-01-10
RU2180039C2 true RU2180039C2 (ru) 2002-02-27

Family

ID=20230615

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2000103628A RU2180039C2 (ru) 2000-02-14 2000-02-14 Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2180039C2 (ru)

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA008533B1 (ru) * 2004-08-18 2007-06-29 Елена Александровна Румянцева Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ
US8141638B2 (en) 2007-03-02 2012-03-27 Trican Well Services Ltd. Fracturing method and apparatus utilizing gelled isolation fluid
RU2496818C2 (ru) * 2011-12-30 2013-10-27 Иван Александрович Маринин Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ
RU2528343C1 (ru) * 2013-05-06 2014-09-10 Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины
RU2541973C1 (ru) * 2014-03-18 2015-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки неоднородного нефтяного пласта
RU2719699C1 (ru) * 2019-06-20 2020-04-21 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EA008533B1 (ru) * 2004-08-18 2007-06-29 Елена Александровна Румянцева Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ
US8141638B2 (en) 2007-03-02 2012-03-27 Trican Well Services Ltd. Fracturing method and apparatus utilizing gelled isolation fluid
RU2496818C2 (ru) * 2011-12-30 2013-10-27 Иван Александрович Маринин Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ
RU2528343C1 (ru) * 2013-05-06 2014-09-10 Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины
RU2541973C1 (ru) * 2014-03-18 2015-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки неоднородного нефтяного пласта
RU2719699C1 (ru) * 2019-06-20 2020-04-21 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Al-Assi et al. Formation and propagation of gel aggregates using partially hydrolyzed polyacrylamide and aluminum citrate
CN106634903B (zh) 一种互穿型聚合物网络体冻胶及其制备方法与应用
Zaitoun et al. Thin polyacrylamide gels for water control in high-permeability production wells
CN102533240B (zh) 一种高温油藏复合调驱剂,其制备方法及其应用
AU2013226505B2 (en) Methods, devices, and kits relating to the implementation of gelled fluids having a transient gel microstructure
US4788228A (en) High temperature profile modification agents and methods for using same
RU2180039C2 (ru) Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов
McCool et al. Permeability reduction mechanisms involved in in-situ gelation of a polyacrylamide/chromium (VI)/thiourea system
Rabaioli et al. Solubility and phase behaviour of polyacrylate scale inhibitors and their implications for precipitation squeeze treatment
RU2348792C1 (ru) Способ селективной изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам
Ramazani SA et al. Analytical and experimental study to predict the residual resistance factor on polymer flooding process in fractured medium
RU2656654C2 (ru) Способ увеличения добычи нефти
CN113136185A (zh) 一种低温高矿化度油藏用有机堵水冻胶
Marty et al. The effect of flow rate on the in-situ gelation of a chrome/redox/polyacrylamide system
RU2076202C1 (ru) Состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи
Hejri et al. Permeability reduction by a xanthan/chromium (III) system in porous media
CN111100623B (zh) 一种天然气生物乳液压裂液及其制备方法和应用
Mi et al. Novel viscoelastic surfactant-based self-diverting acid systems for carbonate acidizing
RU2655258C2 (ru) Способ обработки нагнетательных скважин
US4865129A (en) High temperature profile modification agents and methods for using same
Gussenov et al. Synthetic polyampholytes based on acrylamide derivatives–new polymer for enhanced oil recovery
RU2747726C1 (ru) Состав для потоковыравнивающих работ в нагнетательных скважинах
RU2781204C1 (ru) Способ ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах и гелеобразующий состав для его реализации
CN110317289B (zh) 一种油田化学采油用聚丙烯酰胺纳米微球调剖剂
Bai et al. Investigation on the Mechanism and Properties of a Novel Colloidal Dispersion Gel for Profile Modification in High Salinity Reservoir