RU2528186C2 - Усовершенствование способа добычи нефти с использованием полимера без дополнительного оборудования или продукта - Google Patents
Усовершенствование способа добычи нефти с использованием полимера без дополнительного оборудования или продукта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2528186C2 RU2528186C2 RU2011124911/03A RU2011124911A RU2528186C2 RU 2528186 C2 RU2528186 C2 RU 2528186C2 RU 2011124911/03 A RU2011124911/03 A RU 2011124911/03A RU 2011124911 A RU2011124911 A RU 2011124911A RU 2528186 C2 RU2528186 C2 RU 2528186C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- polymer
- oil
- injection
- aqueous solution
- concentration
- Prior art date
Links
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 81
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract description 13
- 230000006872 improvement Effects 0.000 title description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 46
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 46
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 17
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 14
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims abstract 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 16
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims description 9
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 7
- 238000010790 dilution Methods 0.000 claims description 7
- 239000012895 dilution Substances 0.000 claims description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 7
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 6
- FVAUCKIRQBBSSJ-UHFFFAOYSA-M sodium iodide Chemical compound [Na+].[I-] FVAUCKIRQBBSSJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 5
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 4
- XXROGKLTLUQVRX-UHFFFAOYSA-N allyl alcohol Chemical compound OCC=C XXROGKLTLUQVRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 claims description 4
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N Ethenol Chemical compound OC=C IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- YZCKVEUIGOORGS-NJFSPNSNSA-N Tritium Chemical compound [3H] YZCKVEUIGOORGS-NJFSPNSNSA-N 0.000 claims description 2
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N caesium atom Chemical compound [Cs] TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 125000003178 carboxy group Chemical group [H]OC(*)=O 0.000 claims description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 claims description 2
- GNBHRKFJIUUOQI-UHFFFAOYSA-N fluorescein Chemical class O1C(=O)C2=CC=CC=C2C21C1=CC=C(O)C=C1OC1=CC(O)=CC=C21 GNBHRKFJIUUOQI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N methacrylamide Chemical compound CC(=C)C(N)=O FQPSGWSUVKBHSU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- RQAKESSLMFZVMC-UHFFFAOYSA-N n-ethenylacetamide Chemical compound CC(=O)NC=C RQAKESSLMFZVMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N n-ethenylformamide Chemical compound C=CNC=O ZQXSMRAEXCEDJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 2
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 2
- 235000009518 sodium iodide Nutrition 0.000 claims description 2
- 125000000542 sulfonic acid group Chemical group 0.000 claims description 2
- 229910052722 tritium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- NWONKYPBYAMBJT-UHFFFAOYSA-L zinc sulfate Chemical compound [Zn+2].[O-]S([O-])(=O)=O NWONKYPBYAMBJT-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229960001763 zinc sulfate Drugs 0.000 claims description 2
- 229910000368 zinc sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910052770 Uranium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims 1
- 235000007686 potassium Nutrition 0.000 claims 1
- JFALSRSLKYAFGM-UHFFFAOYSA-N uranium(0) Chemical compound [U] JFALSRSLKYAFGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 7
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 61
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 17
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 10
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 10
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 9
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 7
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 6
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 6
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 5
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 5
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 5
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 4
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 3
- NLKNQRATVPKPDG-UHFFFAOYSA-M potassium iodide Chemical compound [K+].[I-] NLKNQRATVPKPDG-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000007334 copolymerization reaction Methods 0.000 description 2
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 2
- 239000012452 mother liquor Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 1-(2,3-difluorophenyl)ethanone Chemical compound CC(=O)C1=CC=CC(F)=C1F PQUXFUBNSYCQAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229940123457 Free radical scavenger Drugs 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- 150000001224 Uranium Chemical class 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- GUBGYTABKSRVRQ-ASMJPISFSA-N alpha-maltose Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1O[C@@H]1[C@@H](CO)O[C@H](O)[C@H](O)[C@H]1O GUBGYTABKSRVRQ-ASMJPISFSA-N 0.000 description 1
- UYJXRRSPUVSSMN-UHFFFAOYSA-P ammonium sulfide Chemical compound [NH4+].[NH4+].[S-2] UYJXRRSPUVSSMN-UHFFFAOYSA-P 0.000 description 1
- 239000012736 aqueous medium Substances 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 description 1
- ZETCGWYACBNPIH-UHFFFAOYSA-N azane;sulfurous acid Chemical compound N.OS(O)=O ZETCGWYACBNPIH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 229920001400 block copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000011437 continuous method Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 description 1
- 238000007720 emulsion polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000010528 free radical solution polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229920001477 hydrophilic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 1
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012299 nitrogen atmosphere Substances 0.000 description 1
- 238000012667 polymer degradation Methods 0.000 description 1
- 235000007715 potassium iodide Nutrition 0.000 description 1
- 238000012673 precipitation polymerization Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000009671 shengli Substances 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229940047670 sodium acrylate Drugs 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000001694 spray drying Methods 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000010557 suspension polymerization reaction Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- 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 OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
- E21B47/11—Locating fluid leaks, intrusions or movements using tracers; using radioactivity
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к усовершенствованному способу добычи нефти. Способ добычи нефти вторичным методом в нефтеносном пласте, имеющем зоны высокой проницаемости, образующие предпочтительные проходы для нагнетаемой жидкости, содержащий следующие стадии: а) блокирование предпочтительных проходов посредством нагнетания в пласт водного раствора, основанного на водорастворимых полимерах с концентрацией, обеспечивающей большую вязкость водного раствора по сравнению с вязкостью нефти, б) по завершении стадии а) нагнетание водного раствора, имеющего состав, идентичный составу, использованному на стадии а), с более низкой концентрацией полимера. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности при снижении расхода полимера в отношении добытой нефти. 10 з.п. ф-лы, 1 пр.
Description
Настоящее изобретение относится к усовершенствованному способу увеличенной добычи нефти. В частности, оно относится к применению раствора гидрофильного полимера, имеющего очень высокую концентрацию и высокую вязкость (вязкая пробка) в пределах ограниченного времени для увеличения добычи нефти с помощью полимера во время разработки нефтеносного геологического пласта без вспомогательного оборудования или химиката.
Большинство эксплуатируемых, в настоящее время, нефтепромыслов находится в зрелом состоянии и поэтому входит в фазу снижения продуктивности или находится на пороге этой фазы. Коэффициент нефтеотдачи этих промыслов сейчас составляет в среднем от 30 до 35%. Поэтому они все еще обеспечивают значительный потенциальный дебит.
Сырую нефть, содержащуюся в пластах, в основном извлекают в несколько стадий.
Сначала добыча обеспечивается естественной энергией текучих сред и породы, в которых падает давление. По завершении этой фазы истощения количество нефти, извлеченной на поверхность, в среднем составляет от около 10 до 20% от первоначального запаса.
Поэтому во второй стадии необходимо использовать способы, направленные на повышение величины нефтеотдачи.
Наиболее широко распространенный способ состоит в закачивании воды или рассола в пласт через нагнетательные скважины, предназначенные для этой цели. Это имеет отношение к вторичной добыче. Эта последняя фаза заканчивается, когда содержание воды в смеси, добываемой из продуктивных скважин, становится слишком высоким. Увеличение выхода здесь, в плане дополнительной нефтеотдачи, составляет около 20%.
Эффективность промывки нагнетанием воды может быть повышена снижением подвижности рассола, которое получают добавлением водорастворимых полимеров. Это имеет отношение к добыче нефти вторичным методом с помощью полимера. Этот метод состоит в нагнетании в нефтеносный пласт вязкого раствора полимера, полученного из полимера с высокой молекулярной массой, через инжекционную скважину, пробуренную в пласт. Этим обеспечивается энергия промывания и воздействие, необходимое для более равномерного вытеснения оставшейся в пласте нефти в соседние эксплуатационные скважины. Эффективность такого метода извлечения варьируется в зависимости от неоднородности пласта, то есть от вариаций проницаемости пласта, и вязкости вытесняемой нефти.
Полимер для указанного метода был разработан в США в 1970-х годах. Однако вследствие падения цен на нефть в 1980-х годах от большинства проектов отказались. Соответственно этому, патент США 3687199 раскрывает способ, в котором используют малое количество полимера. Способ состоит в нагнетании начальной пробки из водной среды, содержащей полимер, которая имеет низкую вязкость относительно вязкости нефти (см. пример 1), и затем в нагнетании второй пробки, содержащей полимер с пониженной концентрацией. Такой способ не может быть использован в промышленности. В начале 1990-х годов на месторождении Дацин в Китае было продемонстрировано, что существует хороший кандидат на нагнетаемый полимер, и для проектирования и сооружения завода на 55000 тонн полиакриламида была выбрана компания SNF. В то время как нефтеотдача на месторождении Дацин с нагнетанием только рассола составляла в среднем 40%, нагнетанием полимера эта нефтеотдача была повышена в среднем до 52%.
Одновременно в литературе широко описывалось применение поверхностно-активных веществ для добычи нефти вторичным методом. Для повышения нефтеотдачи были предложены многие типы поверхностно-активных веществ. Наиболее широко применяемые поверхностно-активные вещества, по соображениям стоимости и стабильности, относятся к сульфонатному типу. Их применение предназначено для того, чтобы снижать поверхностное натяжение на границе раздела между водой и нефтью и тем самым стимулировать эмульгирование нефти в водной фазе. Однако количества поверхностно-активных веществ, необходимые для эффективной «солюбилизации» нефти на месте, является очень большим (в пропорции от 5000 до 15000 частей на миллион по массе нагнетаемого рассола), делая проект экономически нежизнеспособным. Способ этого типа представлен в патентах США 4231426 и 4299709, в которых количество текучей среды поверхностно-активного вещества, которое должно быть использовано, определяют с использованием индикатора.
Для преодоления основного недостатка был разработан способ, использующий щелочь/поверхностно-активное вещество/полимер. Он требует применения каустической соды или карбоната натрия, обычно в сочетании с водорастворимыми полимерами, чтобы снизить используемые концентрации поверхностно-активного вещества (примерно на величину от 1000 до 5000 частей на миллион). Однако этот способ требует очистки нагнетаемой воды, что создает основные производственные проблемы. Это обусловлено тем, что двухвалентные ионы, присутствующие в нагнетаемых рассолах, реагируют со щелочами с образованием осадков, и поэтому должны быть удалены из нагнетаемой воды во избежание любого засорения пласта. Эти проблемы, в частности, объясняют, почему от разработки указанного способа на месторождении Дацин воздержались. Однако эти испытания доказали, что коэффициент нефтеотдачи мог бы быть повышен на, по меньшей мере, 20% для обводненности (процентной доли извлекаемой воды относительно добытой нефти) на уровне 98%.
Наконец, были проведены испытания постоянного, то есть непрерывного повышения концентрации полимера документ 101202 Общества инженеров-нефтяников Американского института горных инженеров, но полученная продуктивность оказалась низкой вследствие утраты приемистости нагнетательной скважины, в то же время продемонстрировав, что в очень долгосрочном периоде мог бы быть достигнут дополнительный коэффициент нефтеотдачи, подобный коэффициенту.
Повышение продуктивности при нагнетании полимера традиционно объясняли увеличением объема промывки, а не улучшением эффективности на единицу объема. Однако, когда используют полимеры с очень высокой молекулярной массой, превышающей 18 миллионов, результаты, наблюдаемые в лаборатории на кернах (показывающих, что было улучшено микроскопическое смещение нефти), не подтверждались на нефтепромысле. Это можно объяснить вязкоупругостью полимера.
Этим объясняется тот факт, что в испытаниях на кернах используют точно определенные недеградированные полимеры, тогда как полимер на нефтепромысле подвергается значительным изменениям, которые обычно не воспроизводятся в лаборатории. С 1995 года компания SNF анализировала эти модификации на многочисленных образцах воды, добытых в проектах EOR. Полученные результаты показывают, что деградация полимера в месторождении иногда может быть предельно высокой, тем самым подтверждая, что испытания на кернах позволяют только частично провести исследование, касающееся исключительно приемистости нагнетательной скважины.
На месторождениях Дацин и Шенгли в Китае, где полимер нагнетают без удаления кислорода, наблюдают очень сильную деградацию, в связи со следующими факторами:
Наличие свободных радикалов. Когда нагнетаемый раствор содержит кислород, он реагирует с ингибитором кислорода (гидросульфитом аммония), железом, сульфидом аммония, с созданием свободных радикалов, которые, в результате цепных реакций, снижают молекулярную массу, и это достигается в течение нескольких часов или только нескольких дней после нагнетания. Разложение усиливается с ростом молекулярной массы.
Наличие механических напряжений. Полимер во время нагнетания подвергается воздействию высокого ускорения до величины от 5 до 20 м/сек вследствие малого проходного сечения при нагнетании и ввиду его сокращения со временем: пески, глины, ржавчина, твердые гели (недеградируемые сшитые полимеры), или из-за механического оборудования (форсунок). Мгновенная скорость пропуска может обусловливать резкую деградацию полимера, в особенности, если его молекулярная масса высока.
Наличие химического разложения с эффектом усиливающегося гидролиза определенных функциональных групп в полимере и возможностью осаждения, в особенности в присутствии ионов Са2+, что вызывает снижение концентрации и вязкости.
Таким образом, в частности, когда условия нагнетания в пласт не оптимальны, может наблюдаться следующее, в сравнении с лабораторными испытаниями:
падение вязкости нагнетаемой текучей среды в 5-20 раз;
снижение молекулярной массы полимера в 3-20 раз;
падение концентрации в результате осаждения или разбавления в 2-5 раз.
Для этой цели компания SNF разработала и запатентовала практические решения для сокращения этих негативных эффектов:
специализированное оборудование для растворения полимера с низкой сдвиговой нагрузкой при высокой концентрации в атмосфере азота для сокращения до минимума доступ кислорода;
эффективное применение минимального количества поглотителя кислорода для сокращения образования свободных радикалов;
применение поглотителей свободных радикалов, которые предохраняют полимеры от разрушения в результате цепных реакций;
получение полимеров, не образующих твердые неспособные к нагнетанию гели и минимально образующих мягкие гели, которые прокачиваются при низком давлении;
регулирование содержания железа в используемой воде;
регулирование распределения степени гидролиза с использованием методов сополимеризации и предотвращения сопутствующего гидролиза или последующего гидролиза, которые стимулируют осаждение в месторождении;
корректировка скорости гидролиза, в частности, температуре месторождения, во избежание или для ограничения осаждения в нем;
введение функционализированных мономеров, менее чувствительных к гидролизу и образованию осадков.
Подобным образом для ограничения воздействия процессов деградации на полимер исследования продемонстрировали, что существует оптимальная молекулярная масса, часто находящаяся в интервале между 12 и 18 миллионами в зависимости от месторождения, его температуры, его минерализации, его проницаемости, его условий для нагнетания, которая служит в качестве фактора выбора наилучшего отношения «затраты-выгода».
Несмотря на все эти меры предосторожности, следует полагать, что деградация молекулярной массы будет составлять от около 5 до 20%, требуя повышения концентрации при нагнетании, и также что разбавление в пласте является специфическим для него.
Однако, в отличие от того, что было испытано в месторождении Дацин (документ 101202 Общества инженеров-нефтяников Американского института горных инженеров), очень высокая степень деградации может быть компенсирована всего лишь простым повышением концентрации полимера в нагнетаемой воде, поскольку выполнение этого связано с проблемами приемистости нагнетательной скважины (производительности нагнетания) только тогда, когда эту концентрацию повышают в 2 раза или более. Таким образом существует физические пределы, которые должны быть преодолены для получения подходящей величины расхода потока на скважину.
В дополнение к проблемам, обусловленным деградацией полимера, основная проблема, возникающая на пути получения эффективной добычи, связана с тем, что практически не существует нефтеносного пласта, имеющего однородную проницаемость. Напротив, типичные нефтеносные пласты включают многочисленные слои породы, имеющие различные степени проницаемости и пористости, варьирующие от 1 до 30000 миллидарси (например, с пористостью от 5 до 30%), и создающие весьма различающиеся перепады давления соответственно жидкостям (рассол, нефть, водоносный пласт и т.д.). В таких обстоятельствах ясно, что вытесняющая среда склонна избирательно протекать по пути наименьшего сопротивления, например через зону с высокой проницаемостью, и быстро впитываться в нее, в то же время минуя нефть. В этих неблагоприятных условиях продуктивные скважины быстро выдают количество вытесняющей среды, которое является значительным по сравнению с нефтью, и добыча нефти вторичным методом перестает быть рентабельной.
Решения, принятые для модифицирования профиля и сокращения преимущественных протоков, являются следующими:
А - Перекрытие водоносных горизонтов, в которых нагнетание полимера и сшивающего реагента служит для создания геля в первую очередь в этих предпочтительных проходах. Однако многие меры по закрытию воды оказываются неудачными вследствие отсутствия какого-нибудь эффекта или из-за блокировки нагнетания, которое затем должно быть устранено химическим разложением полимера. Способ этого типа представлен в патенте США 3741307 А, в котором жидкостный агент, такой как оксид кремния, нагнетают в пласт с образованием тампонажного материала, уменьшающего проницаемость пласта.
В - Нагнетание сшитых полимеров, вязкость которых повышается в пласте с течением времени:
фирма Dow (патент США 4182417) использует нагнетание вязкой эмульсии сшитого полиакриламида;
компания BJ использует нагнетание сшитой эмульсии в рассоле, снижающей свою вязкость и достигающей своего эффекта при разбавлении в месторождении (патент США 5735349);
компания BJ использует нагнетание дважды сшитой эмульсии (стабильной и лабильной) в углеводород, которая достигает своей вязкости при гидролизе (патент США 5466792).
Фирма Nalco (патентные заявки США 2003-149212 и 2003-155122) использует нагнетание в суспензии в воде эмульсии дважды сшитого полиакриламида (стабильного и нестабильного), которая становится вязкой в результате гидролиза при температуре пласта или после закачивания базовой жидкости.
Однако внедрение этих способов требует применения обширных и специфических ресурсов, к которым обращаются только в случае крайней необходимости. Более того, многие нагнетательные скважины с введением полимеров (несколько тысяч на определенных месторождениях) требуют как простых, так и недорогих решений. Современные способы модификации профиля не в состоянии достигнуть этой цели.
Патент США 4415033А раскрывает способ добычи нефти, состоящий во введении в пласт мицеллярной текучей среды (микроэмульсии), содержащей поверхностно-активные вещества, и затем текучей среды для регулирования подвижности, содержащей полимер. Вязкость нагнетаемых текучих сред варьирует от низкой вязкости на их фронтальной части до высокой вязкости в их тыловой части, тем самым предотвращая образование вязких зон внутри нагнетаемых текучих сред вследствие взаимодействия полимера и поверхностно-активного вещества.
Настоящее изобретение устраняет все вышеописанные недостатки и, в частности, предназначено для уменьшения предпочтительных проходов для текучих сред с использованием малых количеств полимера и с высокими уровнями производительности добычи.
Настоящее изобретение относится к новому и наиболее эффективному непрерывному способу добычи нефти вторичным методом. Неожиданно было обнаружено, что можно поддерживать качество рабочей текучей среды для добычи нефти вторичным методом сначала нагнетанием вязкой пробки, имеющей более высокую вязкость, чем нефть на месте в зоны высокой проницаемости, т.е. нагнетанием пробки, содержащей полимер, концентрация которого возрастает до достижения вязкости, превышающей вязкость нефти в пласте, и затем после обработки предпочтительных проходов сокращением вязкости нагнетаемой рабочей текучей среды до нормального уровня, т.е. постепенное уменьшение концентрации полимера до достижения первоначальной вязкости, служащей для возвращения к начальным значениям производительности добычи.
Более конкретно, цель изобретения состоит в блокировке предпочтительных проходов воды, присутствующей в нефтеносном пласте, нагнетанием полимера с более высокой вязкостью, чем у нефти, то есть нагнетанием вязкой пробки для модифицирования профиля. Таким образом, вязкая пробка заполняет зону высокой проницаемости, занятую водой, и пропорционально снижает величину расхода потока в проходе. Восстановление первоначальной вязкости при нагнетании служит для возвращения к первоначальным дебитам скважины, но с гораздо более высокой степенью «загрязнения нефтью» (отношением «нефть/вода»). Побочным эффектом является снижение количества полимера, необходимого в расчете на баррель добытой нефти.
Другими словами, изобретение относится к способу добычи нефти вторичным методом в нефтеносном пласте, имеющем зоны высокой проницаемости, образующие предпочтительные проходы для нагнетаемой жидкости, содержащему следующие стадии:
а) выборочное определение объема преимущественных проходов, подлежащих обработке,
б) обработка предпочтительных проходов посредством нагнетания в пласт, предпочтительно в соответствующем объеме, водного раствора, основанного на водорастворимых полимерах, с такой концентрацией, что вязкость водного раствора превышает вязкость нефти (вязкая пробка),
в) по завершении стадии б) нагнетание водного раствора, имеющего состав, идентичный составу, использованному на стадии б), с более низкой концентрацией полимера.
Согласно первому варианту осуществления изобретения, для определения объема обрабатываемых предпочтительных проходов в момент времени Т1 в нефтеносный пласт нагнетают водный раствор, содержащий индикатор, и затем измеряют количество закачанного водного раствора до появления индикатора в момент времени Т2 в попутной воде умножением величины расхода на разность между Т2 и Т1.
Согласно второму варианту осуществления изобретения для определения объема обрабатываемых предпочтительных проходов в момент времени Т1 в нефтеносный пласт нагнетают водный раствор полимера, содержащий индикатор, и затем измеряют количество закачанного водного раствора до появления индикатора в момент времени Т2 в попутной воде умножением величины расхода на разность между Т2 и Т1.
Во втором варианте исполнения полимер, присутствующий в водном растворе, который содержит индикатор, идентичен полимеру, присутствующему в нагнетаемом растворе, предназначенном для обработки предпочтительных проходов. Концентрация полимера, присутствующего в водном растворе, содержащем индикатор, предпочтительно является относительно более низкой, чем концентрация полимера, присутствующего в нагнетаемом растворе, предназначенном для обработки предпочтительных проходов.
Согласно еще одному признаку, концентрация полимера, присутствующего в водном растворе, содержащем индикатор, идентична концентрации полимера, нагнетаемого в растворе при завершении стадии б).
Более конкретно, стадии способа на практике являются следующими:
СТАДИЯ 1 (Анализ). Предварительное определение наличия полимера в попутной воде и/или индикатора или значительного повышения содержания воды. Эта стадия служит для проверки возможного существования предпочтительных проходов и избыточного полимера, нагнетаемого вследствие его разложения.
СТАДИЯ 2 (Анализ). При подтверждении существования предпочтительных проходов, определение времени протекания рабочей текучей среды в зонах высокой проницаемости. Это определение осуществляется с использованием индикатора (в основном иода), который закачивают в нагнетательную скважину, и затем определяют время, необходимое для извлечения индикатора в попутной воде скважины. Этого затем достаточно для преобразования этого времени в нагнетаемый объем (V) (величина расхода потока × время), причем измеренный таким образом объем соответствует обрабатываемому объему.
СТАДИЯ 3 (Нагнетание). Нагнетание объема, подобного объему V вязкой пробки, в пласт, принимая во внимание возможность разложения полимера. Термин «вязкая пробка» означает рабочую текучую среду, имеющую вязкость, более высокую, чем у нефти в месте ее нахождения, при скоростях распространения с коэффициентом надежности от около 10 до 30%. Вследствие вытеснения нефти в течение этого периода могут быть закачаны дополнительные количества относительно определенного объема V.
Более конкретно, для получения указанной концентрации степень разбавления раствора полимера постепенно снижают при поддержании давления нагнетания закачиваемым объемом во избежание гидравлического разрыва пласта. Это осуществляют только изменением параметров нагнетания на вспомогательном оборудовании или продукте на пульте управления.
Указанное нагнетание при высокой концентрации в различных случаях может продолжаться в соответствии с объемом вязкой пробки V в течение времени между 1 и 5 неделями.
СТАДИЯ 4 (Нагнетание). После нагнетания объема V вязкой пробки медленное увеличение разбавления для возобновления нормального нагнетания полимера при одновременной проверке давления нагнетания.
Согласно изобретению используемые водорастворимые полимеры не требуют разработки конкретного способа полимеризации. Они могут быть получены любыми способами полимеризации, хорошо известными квалифицированному специалисту в данной области техники (полимеризация в растворе, полимеризация в геле, осадительная полимеризация, эмульсионная полимеризация, после которой водная или инверсная проводится или не проводится стадия распылительной сушки, суспензионная полимеризация, мицеллярная полимеризация с последующей стадией осаждения или без нее.
На практике используемый полимер состоит из по меньшей мере одного мономера, выбранного из неионных мономеров: акриламида, метакриламида, N-винилпирролидона, винилацетата, винилового спирта, сложных эфиров акриловой кислоты, аллилового спирта, N-винилацетамида, N-винилформамида, и выборочного одного или более ионных мономеров, выбранных из анионных мономеров, имеющих карбоксильную функциональную группу, например акриловой кислоты, метакриловой кислоты и их солей, или имеющих функциональный остаток сульфоновой кислоты, например, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты и ее солей.
Полимер может быть линейным, разветвленным, ассоциативным, гребенчатым, блок-сополимером и т.д., но в любом случае водорастворимым.
На практике полимер имеет молекулярную массу выше 5 миллионов г/моль, предпочтительно выше 8 миллионов г/моль, в частности для обработки предпочтительных проходов с проницаемостью выше 500 миллидарси.
Полимеры предпочтительно являются водорастворимыми, анионными на основе акриламида и имеют молекулярную массу в основном между 8 и 30 миллионами г/моль. Анионные свойства обусловливаются процессом сополимеризации, совместного гидролиза или дополнительного гидролиза.
Согласно изобретению концентрация полимера, присутствующего в водном растворе, содержащем индикатор, варьирует между 500 и 3000 частей на миллион по массе.
Подобным образом, концентрация полимера в вязкой пробке варьируется между 1000 и 10000 частей на миллион по массе.
Согласно изобретению, применяемые индикаторы не требуют никакой конкретной разработки. Они в основном хорошо известны квалифицированному специалисту в этой области технологии и могут представлять собой краситель, выбранный из производных флуоресцеина или уранина, радиоактивный изотоп, выбранный из Na24, Ca47, J131, цезия, трития, или соль для измерения микрохимическим анализом, выбранную из иодида натрия или калия, хлорида калия, сульфата цинка или меди.
Способ обработки согласно изобретению может быть осуществлен однократно или многократно, если концентрация нефти в технологической воде начинает снижаться.
Усовершенствованный способ добычи нефти вторичным методом согласно изобретению служит для повышения доли нефти в попутной воде в 2-10 раз.
Кроме того, было обнаружено, что изобретение, в дополнение к повышению производительности добычи и общей продуктивности на промысле также предназначено для сокращения количества полимера, необходимого на баррель добытой нефти, что является значительным достижением по сравнению с существующими способами.
Далее изобретение иллюстрировано более полно с помощью неограничивающих примеров, которые, в частности, не могут рассматриваться как ограничение для составов и форм полимеров.
ПРИМЕР
Выбранный пласт имеет следующие параметры:
давление: 100 бар (10 МПа)
температура: 45°С
минерализация: 5000 частей на миллион TDS (общее содержание растворенных твердых веществ)
вязкость нефти: 25 сантипуаз
вязкость воды: 0,6 сантипуаз
анизотропия (вертикальная/горизонтальная проницаемость) (Kv/Kh): 01
Swir, «насыщение остаточной водой»: доля воды, присутствующей в скважине: 0,25
Sor, «остаточная водонасыщенность»: доля неизвлекаемой нефти в скважине: 0,30
Эксплуатационная схема является следующей\
Скорость нагнетания составляет 200 м3/час.
Забойное давление поддерживается ниже давления гидроразрыва на уровне 170 бар (17 МПа).
Начальная добыча составляет 80 м3/день на скважину.
Этот старт может быть отрегулирован для поддержания минимального забойного давления в продуктивной скважине на уровне 10 бар (1 МПа). Нагнетаемый полимер представляет собой сополимер акриламида и акрилата натрия, имеющий молекулярную массу 15 миллионов. Его растворяют в маточном растворе с использованием измельчительного устройства (публикация WO 2008/107492) в атмосфере азота, содержащей менее 200 частей на миллион кислорода с концентрацией 10 г/литр, при начальной концентрации кислорода 20 частей на миллиард. Затем его разбавляют обработанной попутной водой, содержащей 10 частей на миллион кислорода. Этот маточный раствор разбавляют до концентрации 800 частей на миллион, обеспечивающей вязкость 19 сантипуаз по измерению вискозиметром Brookfield UL при скорости шпинделя 6 об/мин, и вязкость при нулевой скорости сдвига (реометр Bohlin Gemini) 35 сантипуаз.
Месторождение предварительно было обработано нагнетанием воды до концентрации нефти в воде 4% при расчетной теоретической отдаче 24,3% при 2% нефти.
Затем раствор полимера, содержащий 800 частей на миллион, нагнетали в течение 3 лет до концентрации нефти, составляющей 7%, полученной расчетом отдачи 32,5% при 2% нефти.
Закачивали иодный индикатор, и его обнаруживали в попутной воде на 17-й день при закачанном объеме 3400 м3.
Извлеченный полимер имеет молекулярную массу 12,5 миллионов.
При таких обстоятельствах было решено повысить концентрацию полимера до 1200 частей на миллион для получения вязкости 35 сантипуаз по измерению вискозиметром Brookfield UL при скорости шпинделя 6 об/мин и вязкости при нулевой скорости сдвига (реометр Bohlin Gemini) 70 сантипуаз, чтобы учесть как разложение, так и разбавление.
Величину расхода потока воды постепенно снижали при поддержании давления нагнетания, и равновесное состояние было достигнуто для 1200 частей на миллион полимера при величине расхода потока 130 м3/день.
Это значение расхода потока поддерживали в течение 26 дней.
Затем величины расхода потоков воды и полимера вернули к прежнему состоянию, в то же время отслеживая давление нагнетания в течение 8 дней.
Доля нефти в попутной воде возросла до 26%, и расчет показывает, что отдача при конечной концентрации 2% составляет около 44%.
Расход полимера в отношении добытой нефти снизился более чем в 3 раза в течение периода 2 лет.
Применение способа не требует модификации поверхностного оборудования и никакого нового химиката.
Это заменяет постоянное и значительное увеличение расхода полимера, выбранное для случая очень высоких уровней разложения в месторождении.
Claims (11)
1. Способ добычи нефти вторичным методом в нефтеносном пласте, имеющем зоны высокой проницаемости, образующие предпочтительные проходы для нагнетаемой жидкости, содержащий следующие стадии:
а) блокирование предпочтительных проходов посредством нагнетания в пласт водного раствора, основанного на водорастворимых полимерах с концентрацией, обеспечивающей большую вязкость водного раствора по сравнению с вязкостью нефти,
б) по завершении стадии а) нагнетание водного раствора, имеющего состав, идентичный составу, использованному на стадии а), с более низкой концентрацией полимера.
а) блокирование предпочтительных проходов посредством нагнетания в пласт водного раствора, основанного на водорастворимых полимерах с концентрацией, обеспечивающей большую вязкость водного раствора по сравнению с вязкостью нефти,
б) по завершении стадии а) нагнетание водного раствора, имеющего состав, идентичный составу, использованному на стадии а), с более низкой концентрацией полимера.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что содержит до стадии блокирования предпочтительных проходов стадию определения объема предпочтительных проходов, подлежащих обработке.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что для определения объема обрабатываемых предпочтительных проходов в момент времени Т1 в нефтеносный пласт нагнетается водный раствор полимера, содержащий индикатор, и затем измеряется количество закачанного водного раствора до появления индикатора в момент времени Т2 в попутной воде умножением величины расхода на разность между Т2 и Т1.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что полимер, присутствующий в водном растворе, содержащем индикатор, идентичен полимеру, присутствующему в растворе, предназначенном для блокирования предпочтительных проходов.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагнетание водного раствора на основе полимера, предназначенного для блокирования предпочтительных проходов, осуществляется с постепенным уменьшением разбавления водного раствора полимера, содержащего индикатор, при сохранении одинакового давления нагнетания.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагнетание водного раствора по завершении стадии б) осуществляется с разбавлением нагнетаемого раствора, предназначенного для обработки предпочтительных проходов, при сохранении одинакового давления нагнетания.
7. Способ по п.3, отличающийся тем, что концентрация полимера в водном растворе полимера, содержащем индикатор, составляет между 500 и 3000 частей на миллион по массе.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что концентрация полимера в водном растворе, предназначенном для обработки предпочтительных проходов, составляет между 1000 и 10000 частей на миллион по массе.
9. Способ по одному из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что полимер имеет молекулярную массу более 5 миллионов г/моль.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что полимер состоит из по меньшей мере одного мономера, выбранного из неионных мономеров: акриламида, метакриламида, N-винилпирролидона, винилацетата, винилового спирта, сложных эфиров акриловой кислоты, аллилового спирта, N-винилацетамида, N-винилформамида, и выборочного одного или более ионных мономеров, выбранных из анионных мономеров, имеющих карбоксильную функциональную группу: акриловой кислоты, метакриловой кислоты и их солей, или имеющих функциональный остаток сульфоновой кислоты: 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты и ее солей.
11. Способ по п.3, отличающийся тем, что индикатор представляет собой краситель, выбранный из производных флуоресцеина или уранина, радиоактивный изотоп, выбранный из Na24, Ca47, J131, цезия, трития, или соль, выбранную из иодида натрия или калия, хлорида калия, сульфата цинка или меди.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR0858774 | 2008-12-18 | ||
| FR0858774A FR2940348B1 (fr) | 2008-12-18 | 2008-12-18 | Amelioration de la recuperation assistee du petrole par polymere sans equipement ou produit complementaire. |
| PCT/EP2009/064452 WO2010069662A1 (en) | 2008-12-18 | 2009-11-02 | Improvement in enhanced oil recovery by polymer without supplementary equipment or product |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011124911A RU2011124911A (ru) | 2012-12-27 |
| RU2528186C2 true RU2528186C2 (ru) | 2014-09-10 |
Family
ID=40886133
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011124911/03A RU2528186C2 (ru) | 2008-12-18 | 2009-11-02 | Усовершенствование способа добычи нефти с использованием полимера без дополнительного оборудования или продукта |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8230922B2 (ru) |
| EP (1) | EP2358839B1 (ru) |
| CN (1) | CN102257094B (ru) |
| BR (1) | BRPI0923266B1 (ru) |
| CA (1) | CA2745911C (ru) |
| FR (1) | FR2940348B1 (ru) |
| RU (1) | RU2528186C2 (ru) |
| WO (1) | WO2010069662A1 (ru) |
Families Citing this family (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2962153B1 (fr) * | 2010-07-02 | 2013-04-05 | Total Sa | Vanne de controle de debit pour les solutions de polymeres |
| FR2966820B1 (fr) * | 2010-11-03 | 2015-04-03 | Spcm Sa | Procede de traitement d'eau de production produite a l'issue d'un procede de recuperation assistee du petrole mettant en oeuvre des polymeres |
| CN102321465B (zh) * | 2011-05-18 | 2014-01-29 | 山东大学 | 高粘度抗分散注浆材料 |
| CA2861858A1 (en) * | 2011-12-30 | 2013-07-04 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of producing oil |
| WO2014151284A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-25 | Meadwestvaco Corporation | Method and composition for hydraulic fracturing |
| CN103321621B (zh) * | 2013-06-24 | 2016-12-28 | 大庆大华宏业石油工程技术有限公司 | 稠油楔形粘度段塞驱油方法 |
| MX2016000709A (es) * | 2013-07-17 | 2016-04-13 | Bp Exploration Operating | Metodo de recuperacion de crudo. |
| EP3060748B1 (en) * | 2013-10-23 | 2023-05-31 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for reducing viscosity of polymer-containing fluid produced in the recovery of oil |
| CN103923626B (zh) * | 2014-04-11 | 2016-08-17 | 长江大学 | 一种用于油井堵水的化学堵剂及其使用方法 |
| US10781362B2 (en) | 2016-01-19 | 2020-09-22 | Saudi Arabian Oil Company | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs |
| US10961831B2 (en) | 2016-01-19 | 2021-03-30 | Saudi Arabian Oil Company | Polymer flooding processes for viscous oil recovery in carbonate reservoirs |
| US10287486B2 (en) | 2016-01-19 | 2019-05-14 | Saudi Arabian Oil Company | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs |
| US10550312B2 (en) | 2016-01-19 | 2020-02-04 | Saudi Arabian Oil Company | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs |
| US10287485B2 (en) | 2016-01-19 | 2019-05-14 | Saudi Arabian Oil Company | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs |
| US10723937B2 (en) | 2016-01-19 | 2020-07-28 | Saudi Arabian Oil Company | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs |
| CN107843688A (zh) * | 2016-09-19 | 2018-03-27 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于尿素水溶液的示踪剂及其应用 |
| FR3064004B1 (fr) * | 2017-03-20 | 2019-03-29 | S.P.C.M. Sa | Forme cristalline hydratee de l'acide 2-acrylamido-2-methylpropane sulfonique |
| CN110485974A (zh) * | 2019-04-19 | 2019-11-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种注水井调剖方法 |
| WO2021209148A1 (en) | 2020-04-17 | 2021-10-21 | Basf Se | Process for making an aqueous injection fluid |
| WO2023027726A1 (en) * | 2021-08-27 | 2023-03-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Detection of polymer shale encapsulators in wellbore fluid |
| MX2024010105A (es) | 2022-02-17 | 2024-08-28 | Basf Se | Proceso mejorado para elaborar fluidos acuosos para tratamiento de pozos. |
Citations (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2625529A (en) * | 1952-02-12 | 1953-01-13 | Monsanto Chemicals | Method of conditioning soils |
| US2729557A (en) * | 1955-02-02 | 1956-01-03 | American Cyanamid Co | Method of preventing deposition of alkaline earth metal salts in cyanidation of precious metal ores |
| US2740522A (en) * | 1953-04-07 | 1956-04-03 | American Cyanamid Co | Flotation of ores using addition polymers as depressants |
| US3282337A (en) * | 1963-12-09 | 1966-11-01 | Dow Chemical Co | Water flooding process for the recovery of petroleum |
| US3687199A (en) * | 1970-05-07 | 1972-08-29 | Dow Chemical Co | Process for the secondary recovery of petroleum |
| US3741307A (en) * | 1971-03-09 | 1973-06-26 | Union Oil Co | Oil recovery method |
| US4069869A (en) * | 1977-02-11 | 1978-01-24 | Union Oil Company Of California | Plugging high permeability zones of reservoirs having heterogeneous permeability |
| SU1104243A1 (ru) * | 1982-12-27 | 1984-07-23 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Ядерной Геофизики И Геохимии | Способ контрол за разработкой нефт ной залежи заводнением |
| GB2151279A (en) * | 1981-06-19 | 1985-07-17 | Marathon Oil Co | Process for the recovery of oil from oil-bearing subterranean formations |
| RU2061854C1 (ru) * | 1990-08-23 | 1996-06-10 | Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | Способ выработки из переходных нефтяных залежей |
| RU2085710C1 (ru) * | 1993-01-14 | 1997-07-27 | Производственное объединение "Татнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
| US6331435B1 (en) * | 1995-10-04 | 2001-12-18 | Streak Laboratories, Inc. | Erythrocyte sedimentation rate control |
| US6725926B2 (en) * | 2002-04-18 | 2004-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of tracking fluids produced from various zones in subterranean wells |
| EP1147288B1 (en) * | 1998-12-15 | 2004-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for reducing the permeabilities of subterranean zones |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2874124A (en) * | 1955-06-10 | 1959-02-17 | American Cyanamid Co | Anti-soil redeposition agents |
| US3434542A (en) * | 1967-10-09 | 1969-03-25 | Mobil Oil Corp | Waterflood process employing surfactant and graded viscosity |
| US3949811A (en) * | 1973-04-23 | 1976-04-13 | Phillips Petroleum Company | Method for reducing the permeability of subterranean formations to brines |
| US4182417A (en) | 1977-07-08 | 1980-01-08 | The Dow Chemical Company | Method for controlling permeability of subterranean formations |
| US4231426A (en) * | 1979-05-09 | 1980-11-04 | Texaco Inc. | Method of using tracer fluids for enhanced oil recovery |
| US4299709A (en) * | 1979-05-09 | 1981-11-10 | Texaco Inc. | Tracer fluids for enhanced oil recovery |
| US4415033A (en) * | 1981-09-14 | 1983-11-15 | Standard Oil Company | Inverse viscosity grading |
| US5735349A (en) | 1996-08-16 | 1998-04-07 | Bj Services Company | Compositions and methods for modifying the permeability of subterranean formations |
| US6454003B1 (en) | 2000-06-14 | 2002-09-24 | Ondeo Nalco Energy Services, L.P. | Composition and method for recovering hydrocarbon fluids from a subterranean reservoir |
| FR2922214B1 (fr) | 2007-10-12 | 2010-03-12 | Spcm Sa | Dispositif pour la dispersion dans l'eau de polymeres hydrosolubles, et procede mettant en oeuvre le dispositif |
-
2008
- 2008-12-18 FR FR0858774A patent/FR2940348B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2009
- 2009-11-02 CA CA2745911A patent/CA2745911C/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-11-02 EP EP09744158A patent/EP2358839B1/en active Active
- 2009-11-02 CN CN2009801509730A patent/CN102257094B/zh active Active
- 2009-11-02 BR BRPI0923266-4A patent/BRPI0923266B1/pt active IP Right Grant
- 2009-11-02 WO PCT/EP2009/064452 patent/WO2010069662A1/en active Application Filing
- 2009-11-02 RU RU2011124911/03A patent/RU2528186C2/ru active
-
2011
- 2011-06-17 US US13/163,519 patent/US8230922B2/en active Active
Patent Citations (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2625529A (en) * | 1952-02-12 | 1953-01-13 | Monsanto Chemicals | Method of conditioning soils |
| US2740522A (en) * | 1953-04-07 | 1956-04-03 | American Cyanamid Co | Flotation of ores using addition polymers as depressants |
| US2729557A (en) * | 1955-02-02 | 1956-01-03 | American Cyanamid Co | Method of preventing deposition of alkaline earth metal salts in cyanidation of precious metal ores |
| US3282337A (en) * | 1963-12-09 | 1966-11-01 | Dow Chemical Co | Water flooding process for the recovery of petroleum |
| US3687199A (en) * | 1970-05-07 | 1972-08-29 | Dow Chemical Co | Process for the secondary recovery of petroleum |
| US3741307A (en) * | 1971-03-09 | 1973-06-26 | Union Oil Co | Oil recovery method |
| US4069869A (en) * | 1977-02-11 | 1978-01-24 | Union Oil Company Of California | Plugging high permeability zones of reservoirs having heterogeneous permeability |
| GB2151279A (en) * | 1981-06-19 | 1985-07-17 | Marathon Oil Co | Process for the recovery of oil from oil-bearing subterranean formations |
| SU1104243A1 (ru) * | 1982-12-27 | 1984-07-23 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Ядерной Геофизики И Геохимии | Способ контрол за разработкой нефт ной залежи заводнением |
| RU2061854C1 (ru) * | 1990-08-23 | 1996-06-10 | Западно-Сибирский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения | Способ выработки из переходных нефтяных залежей |
| RU2085710C1 (ru) * | 1993-01-14 | 1997-07-27 | Производственное объединение "Татнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
| US6331435B1 (en) * | 1995-10-04 | 2001-12-18 | Streak Laboratories, Inc. | Erythrocyte sedimentation rate control |
| EP1147288B1 (en) * | 1998-12-15 | 2004-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and compositions for reducing the permeabilities of subterranean zones |
| US6725926B2 (en) * | 2002-04-18 | 2004-04-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of tracking fluids produced from various zones in subterranean wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011124911A (ru) | 2012-12-27 |
| BRPI0923266A8 (pt) | 2019-02-05 |
| BRPI0923266A2 (pt) | 2016-01-26 |
| CA2745911A1 (en) | 2010-06-24 |
| CN102257094A (zh) | 2011-11-23 |
| WO2010069662A1 (en) | 2010-06-24 |
| US20110240289A1 (en) | 2011-10-06 |
| FR2940348B1 (fr) | 2011-01-21 |
| EP2358839B1 (en) | 2013-01-16 |
| CN102257094B (zh) | 2013-08-28 |
| BRPI0923266B1 (pt) | 2020-10-13 |
| FR2940348A1 (fr) | 2010-06-25 |
| CA2745911C (en) | 2016-06-28 |
| EP2358839A1 (en) | 2011-08-24 |
| US8230922B2 (en) | 2012-07-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2528186C2 (ru) | Усовершенствование способа добычи нефти с использованием полимера без дополнительного оборудования или продукта | |
| US10526530B2 (en) | Flooding operations employing chlorine dioxide | |
| US9909403B2 (en) | Adjusting surfactant concentrations during hyraulic fracturing | |
| CN113646381B (zh) | 用于水力压裂的反相乳液 | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| RU2670808C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| Ketova et al. | Testing of preformed particles polymer gel technology on core filtration models to limit water inflows | |
| Li et al. | The research and application of adjustable drive improve oil recovery technology in ansai low permeable fracture reservoir | |
| US11708750B2 (en) | Methods of enhanced oil recovery using dense carbon dioxide compositions | |
| US11578572B2 (en) | Methods of controlling water production from hydrocarbon bearing subterranean formations using dense carbon dioxide compositions | |
| Setiati et al. | The potential of polymer for enhanced oil recovery process on oil refinery: A literature research | |
| CN110791279A (zh) | 一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系 | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| CN110511735B (zh) | 一种致密油藏高粘度强溶蚀酸液体系 | |
| RU2536070C1 (ru) | Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов | |
| US20220082002A1 (en) | Heating to induce strong polymer gel for conformance improvement | |
| Liu et al. | Research and application of a novel polymer plugging removal agent | |
| RU2811097C1 (ru) | Способ повышения эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН) | |
| US20230243246A1 (en) | Hot polymer injection for improving heavy oil recovery | |
| Wang et al. | Study and Application of a Gelled Foam Treatment Technology for Water Shutoff in Naturally Fractured Reservoir | |
| RU2209958C1 (ru) | Способ разработки неоднородной по проницаемости нефтяной залежи | |
| EA040894B1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| Zhang et al. | Plugging Mechanism and Blockage Removal Agent for Polymer Injection Wells in Bohai Oilfield |