RU2558565C1 - Способ повышения добычи нефти - Google Patents
Способ повышения добычи нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2558565C1 RU2558565C1 RU2014119728/03A RU2014119728A RU2558565C1 RU 2558565 C1 RU2558565 C1 RU 2558565C1 RU 2014119728/03 A RU2014119728/03 A RU 2014119728/03A RU 2014119728 A RU2014119728 A RU 2014119728A RU 2558565 C1 RU2558565 C1 RU 2558565C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- suspension
- polyacrylamide
- water
- gel
- well
- Prior art date
Links
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобыче, точнее к способам увеличения дебита нефти в добывающих скважинах. В способе повышения добычи нефти, включающем закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, суспензию получают смешением 1 вес. ч. порошкообразного полиакриламида со степенью гидролиза 20-35% и молекулярной массой 14-23 млн ед., обработанного ускоренными электронами с энергией электронов 5-10 МэВ дозой 3-30 кГр, с 25-150 вес. ч. воды с последующим набуханием суспензии до образования геля с модулем упругости 5-30 КПа и условной вязкостью суспензии геля в интервале 1,5-60. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности способа и упрощение работ на скважине. 2 з.п. ф-лы, 2 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобыче, точнее к способам увеличения дебита нефти в добывающих скважинах.
В ряду важнейших на месторождениях в поздних стадиях разработки постоянно находится проблема водопритоков в нефтяных скважинах. Предложено множество способов решения этой проблемы, причем значительная доля этих способов включает применение полиакриламида в качестве компонента используемых систем. Например, по способу [1] в скважину производят закачку раствора полиакриламида, бихромата калия и бактерицида. В способе по [2] суспензию полиакриламида в органической жидкости закачивают в пласт и продавливают ее водой. По способу [3] в скважину закачивают водный раствор полиакриламида с отвердителем и водную дисперсию глины. По способу [4] рекомендуется закачка гелеобразующего состава, содержащего полиакриламид, ацетат хрома или хромкалиевые квасцы, хлорид аммония и воду. Аналогичные составы предлагаются в способах по [5-7].
Недостатком использования систем на основе полиакриламида и химического сшивателя является низкая эффективность производимых работ и многокомпонентность используемых составов. В качестве сшивателя полиакриламида наиболее часто используется ацетат хрома - нежелательный компонент в экологической системе нефтяных месторождений.
Наиболее близким аналогом для заявленного изобретения является способ повышения добычи нефти, включающий закачку в пласт через скважину состава, содержащего полиакриламид, обработанный в твердой фазе ускоренными электронами дозой 0,3-10 Мрад, в виде суспензии в водном растворе силиката натрия с последующим нагнетанием растворов солей кальция, магния, алюминия или аммония [8]. Этот известный способ использует свойство частиц сшитого полиакриламида связывать часть воды в малоподвижный гель. Применение в качестве водных растворов солей указанных металлов и силиката натрия дополнительно снижает подвижность воды в поровом объеме за счет образования осадка нерастворимых солей.
Недостатком данного способа является низкая селективность, причиной которой являются низкие упругие свойств полиакриламидного раствора в высококонцентрированных солевых растворах силиката натрия.
Целью изобретения является повышение эффективности способа и упрощение работ на скважине.
Поставленная цель достигается тем, что в способе повышения добычи нефти, включающем закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, суспензию получают смешением 1 вес. ч. порошкообразного полиакриламида со степенью гидролиза 20-35% и молекулярной массой 14-23 млн ед., обработанного ускоренными электронами с энергией электронов 5-10 МэВ дозой 3-30 кГр, с 25-150 вес. ч. воды с последующим набуханием суспензии до образования геля с модулем упругости 5-30 кПа и условной вязкостью суспензии геля в интервале 1,5-60.
Причем одновременно с указанным полиакриламидом в воду добавляют до 15 мас.% стабилизатора - кристаллогидратов алюмокалиевых квасцов или сульфата алюминия, одновременно с указанной обработкой добывающей скважины дополнительно производят аналогичную обработку нагнетательной скважины, гидродинамически связанной с добывающей скважиной.
Сущность изобретения состоит в том, что данный способ позволяет получать упругие полимерные дисперсные гели непосредственно на скважине в контролируемых условиях.
Предварительная обработка порошкообразного полиакриламида ускоренными электронами дозой 3-30 кГр и энергией электронов 5-10 МэВ. Данные параметры ионизирующего излучения выбраны с одной стороны, исходя из требований отсутствия наведенной активности продукта, возможной при энергии ускоренных электронов свыше 10 МэВ, а при энергии электронов менее 5 МэВ резко возрастает неоднородность поля излучения вследствие поглощения электронов в материале полимера. Одновременно указанные параметры обработки полиакриламида позволяют получить при смешении такого полимера с водой дисперсные гели с определенным модулем упругости в интервале 5-30 кПа. Возможность эффективной закачки суспензии дисперсных гелей в скважину и пласт обеспечивается требованием, чтобы при смешении 1 вес. ч. обработанного полиакриламида с 25-150 вес. ч. воды условная вязкость находилась в пределах 1,5-30. Такие упругие свойства получаемых гелей обеспечивают надежное удержание гелей в высокопроницаемых участках пласта от напора пластовых вод и соответственно ограничение их притока. Дополнительный эффект повышения упругих свойств достигается введением в структуру гелевых частиц иона алюминия с образованием металлополимерного комплекса, повышающих стабильность гелевых частиц к температуре и механическому воздействию.
Этого удается достичь за счет быстрого растворения сульфата алюминия и алюмокалиевых квасцов, применяемых в виде кристаллогидрата. Дополнительное снижение выноса воды в добывающие скважины получается при одновременной обработке как добывающих, так и нагнетательных скважин, которые гидродинамически связаны с ними. Упрощение работ на скважине при использовании данного способа достигается за счет возможности проведения работ без подъема скважинного оборудования, через пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорной трубой.
Пример 1
Для приготовления суспензии полиакриламидных гелей 1 вес. ч. (10 г) порошка полиакриламида с молекулярной массой 18 млн ед. и степенью гидролиза 29%, обработанного ускоренными электронами с энергией 8 МэВ дозой 7 кГр, смешали со 100 вес. ч. (1000 г) воды при перемешивании до состояния равновесного набухания гелевых частиц. Из суспензии была отобрана гелевая частица и определен ее модуль упругости путем измерения зависимости напряжения в гелевой частице от величины деформации. Его величина составила 15 кПа. Далее была определена условная вязкость образца. Вязкость определяли путем измерения времени истечения 1 л суспензии гелей через воронку-вискозиметр с патрубком диаметром 15 мм. Предварительно было определено время истечения воды из воронки-вискозиметра. Условная вязкость рассчитывалась как отношение времени истечения суспензии гелей к времени истечения воды, в итоге измеренная вязкость оказалась равной 3,7. Дальнейшие испытания суспензии гелей проводили на модели пласта, представляющей собой цилиндрическую трубу диаметром 30 мм и длиной 200 мм, заполненную кварцевым песком проницаемостью 1200 мД. Модель пласта на входе и выходе снабжена манометрами. К модели пласта подведена линия подачи воды от водяного насоса, причем предусмотрена возможность изменять направление закачки воды через модель пласта для моделирования процесса закачки жидкостей из скважины в пласт и из пласта в скважину. Дальнейшая проверка способа проводилась следующим образом. В модель пласта закачивали воду с постоянной скоростью до стабилизации показаний манометров на входе. Далее со стороны нагнетательной линии вводили в модель пласта приготовленную суспензию гелевых частиц и измеряли возросшее давление. Закачку проводили до полного пропускания объема приготовленной гелевой суспензии и продавки ее в модель пласта водой и фиксировали возросшее давление. Далее изменяли направление нагнетания воды в модель пласта и проводили обратную фильтрацию воды через модель пласта и фиксировали максимальное давление при обратной фильтрации на входе пласт. Результаты измерений показали, что при прямой фильтрации в модель пласта давление закачки составило 72 атм, а при обратной фильтрации давление составило 29 атм. Таким образом, пример показывает, что предлагаемый способ позволяет вводить в поровое пространство модели пласта гели с модулем упругости 15 кПа и при этом создавать остаточное сопротивление при обратной фильтрации на уровне 29 атм. Аналогичные опыты были проведены при других исходных параметрах исследуемого способа. Результаты приведены в таблице 1.
Пример 2
На участке разработки нефтяного месторождения, разрабатываемого с применением поддержания пластового давления закачкой воды через одну нагнетательную скважину с приемистостью по воде 430 т воды в сутки, отобраны из ближайшего окружения 4 добывающие скважины. Предыдущими мероприятиями по увеличению нефтеотдачи пластов за счет нагнетания в нагнетательную скважину гелевой системы установлено, что из 4 скважин только в половине скважин произошло снижение притока воды и при этом дополнительно получено за 6 месяцев нефти в количестве 450 т. В двух скважинах обводненность добываемой жидкости не изменилась. На этом же участке после окончания эффекта произведена повторная обработка нагнетательной скважины в количестве 1,2 т реагента в виде водной суспензии, использованной в примере 1, и на двух скважинах, не показавших при первоначальной обработке снижения обводненности добываемой жидкости, произведена обработка этих добывающих скважин смесью 1 вес. ч. (400 кг) полиакриламида, обработанного ускоренными электронами дозой 12 кГр, при которой модуль упругости набухших в воде гелевых частиц этого полимера составил 14 кПа. При этом пропорция полимера и воды составила 1 : 50. В результате таких обработок удалось снизить обводненность добываемой жидкости во всех четырех скважинах в среднем на 9-15% от первоначальной.
Источники информации
1. Пат РФ 2148149
5. Пат РФ 2382185
2. Пат РФ 2188930
6. Пат РФ 2424426
3. Пат РФ 2234590
7. Пат РФ 2431741
4. Пат РФ 2277573
8. Пат РФ 2283423.
Claims (3)
1. Способ повышения добычи нефти, включающий закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, отличающийся тем, что суспензию получают смешением 1 вес. ч. порошкообразного полиакриламида со степенью гидролиза 20-35% и молекулярной массой 14-23 млн ед., обработанного ускоренными электронами с энергией электронов 5-10 МэВ дозой 3-30 кГр, с 25-150 вес. ч. воды с последующим набуханием суспензии до образования геля с модулем упругости 5-30 КПа и условной вязкостью суспензии геля в интервале 1,5-60.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что одновременно с указанным полиакриламидом в воду добавляют 5-15 мас.% стабилизатора - кристаллогидратов алюмокалиевых квасцов или сульфата алюминия.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что одновременно с указанной обработкой добывающей скважины дополнительно производят аналогичную обработку нагнетательной скважины, гидродинамически связанной с добывающей скважиной.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014119728/03A RU2558565C1 (ru) | 2014-05-16 | 2014-05-16 | Способ повышения добычи нефти |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014119728/03A RU2558565C1 (ru) | 2014-05-16 | 2014-05-16 | Способ повышения добычи нефти |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2558565C1 true RU2558565C1 (ru) | 2015-08-10 |
Family
ID=53795928
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014119728/03A RU2558565C1 (ru) | 2014-05-16 | 2014-05-16 | Способ повышения добычи нефти |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2558565C1 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2656654C2 (ru) * | 2016-02-19 | 2018-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ увеличения добычи нефти |
RU2711202C2 (ru) * | 2017-12-27 | 2020-01-15 | Учреждение Российской академии наук, Институт проблем нефти и газа РАН, Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением |
RU2712902C2 (ru) * | 2018-04-03 | 2020-01-31 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Порошковая композиция для ограничения водопритоков в скважины и способ ее применения |
RU2744686C2 (ru) * | 2019-05-23 | 2021-03-15 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Композиция, способ и реагент для нефтедобычи |
Citations (14)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3841401A (en) * | 1972-11-06 | 1974-10-15 | Ici America Inc | Process for recovering hydrocarbon using polymer obtained by radiation polymerization |
US3973629A (en) * | 1972-11-06 | 1976-08-10 | Knight Bruce L | Injection profiles with radiation induced copolymers |
SU1242000A3 (ru) * | 1977-01-21 | 1986-06-30 | Геркулес Инкорпорейтед (Фирма) | Способ разработки нефт ных залежей |
RU2046927C1 (ru) * | 1991-06-25 | 1995-10-27 | Научно-внедренческое товарищество с ограниченной ответственностью "Реотек" | Гелеобразующий состав для изоляции поглощающего пласта |
RU2136878C1 (ru) * | 1999-01-05 | 1999-09-10 | Мамедов Борис Абдулович | Состав для селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах |
RU2148149C1 (ru) * | 1998-11-16 | 2000-04-27 | Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "НЕФТЕОТДАЧА" | Состав для ограничения водопритоков в скважину |
RU2188930C2 (ru) * | 2000-11-02 | 2002-09-10 | Евстифеев Сергей Владиленович | Способ изоляции водопритока в скважине |
RU2234590C1 (ru) * | 2003-10-06 | 2004-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритоков в скважину |
RU2277573C1 (ru) * | 2004-12-14 | 2006-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину |
RU2283423C1 (ru) * | 2005-11-21 | 2006-09-10 | Давид Аронович Каушанский | Способ изоляции водопритоков |
RU2382185C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) |
RU2424426C1 (ru) * | 2010-04-19 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
RU2431741C1 (ru) * | 2010-04-20 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
RU2464415C2 (ru) * | 2010-06-03 | 2012-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ заводнения нефтяного пласта |
-
2014
- 2014-05-16 RU RU2014119728/03A patent/RU2558565C1/ru active
Patent Citations (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3841401A (en) * | 1972-11-06 | 1974-10-15 | Ici America Inc | Process for recovering hydrocarbon using polymer obtained by radiation polymerization |
US3973629A (en) * | 1972-11-06 | 1976-08-10 | Knight Bruce L | Injection profiles with radiation induced copolymers |
SU936822A3 (ru) * | 1972-11-06 | 1982-06-15 | Геркулес Инк. (Фирма) | Способ разработки нефт ной залежи |
SU1242000A3 (ru) * | 1977-01-21 | 1986-06-30 | Геркулес Инкорпорейтед (Фирма) | Способ разработки нефт ных залежей |
RU2046927C1 (ru) * | 1991-06-25 | 1995-10-27 | Научно-внедренческое товарищество с ограниченной ответственностью "Реотек" | Гелеобразующий состав для изоляции поглощающего пласта |
RU2148149C1 (ru) * | 1998-11-16 | 2000-04-27 | Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "НЕФТЕОТДАЧА" | Состав для ограничения водопритоков в скважину |
RU2136878C1 (ru) * | 1999-01-05 | 1999-09-10 | Мамедов Борис Абдулович | Состав для селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах |
RU2188930C2 (ru) * | 2000-11-02 | 2002-09-10 | Евстифеев Сергей Владиленович | Способ изоляции водопритока в скважине |
RU2234590C1 (ru) * | 2003-10-06 | 2004-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритоков в скважину |
RU2277573C1 (ru) * | 2004-12-14 | 2006-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину |
RU2283423C1 (ru) * | 2005-11-21 | 2006-09-10 | Давид Аронович Каушанский | Способ изоляции водопритоков |
RU2382185C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) |
RU2424426C1 (ru) * | 2010-04-19 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
RU2431741C1 (ru) * | 2010-04-20 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
RU2464415C2 (ru) * | 2010-06-03 | 2012-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ заводнения нефтяного пласта |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2656654C2 (ru) * | 2016-02-19 | 2018-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ увеличения добычи нефти |
RU2711202C2 (ru) * | 2017-12-27 | 2020-01-15 | Учреждение Российской академии наук, Институт проблем нефти и газа РАН, Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением |
RU2712902C2 (ru) * | 2018-04-03 | 2020-01-31 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Порошковая композиция для ограничения водопритоков в скважины и способ ее применения |
RU2744686C2 (ru) * | 2019-05-23 | 2021-03-15 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Композиция, способ и реагент для нефтедобычи |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2558565C1 (ru) | Способ повышения добычи нефти | |
CN103923629B (zh) | 一种堵水剂 | |
RU2382185C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) | |
CN106947449B (zh) | 一种屏蔽暂堵剂及其制备方法、使用方法 | |
CN106967403A (zh) | 一种油田储层大孔道或特高渗透条带封堵剂及其制备方法 | |
RU2398102C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп | |
RU2483092C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин | |
CN107810213A (zh) | 减摩三元共聚物组合物和压裂方法 | |
Yadav et al. | In situ gelation study of organically crosslinked polymer gel system for profile modification jobs | |
CA3002417C (en) | Composition in particulate form comprising a polymer and a proppant useful for hydraulic fracturing operation | |
RU2661973C2 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
RU2597593C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах | |
RU2482152C1 (ru) | Технологическая скважинная жидкость с низкими повреждающими свойствами и контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта | |
WO2021209150A1 (en) | Processes and devices for making aqueous wellbore treating fluids | |
RU2283423C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков | |
RU2562642C1 (ru) | Реагент для нефтедобычи и способ нефтедобычи с его использованием | |
RU2507386C2 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп | |
CA1102030A (en) | Process for the treatment of aqueous solutions of partially hydrolyzed polyacrylamides | |
CN113755144A (zh) | 一种凝胶堵水剂及其制备方法 | |
RU2160832C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в скважину | |
RU2712902C2 (ru) | Порошковая композиция для ограничения водопритоков в скважины и способ ее применения | |
RU2711202C2 (ru) | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением | |
RU2346151C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты) | |
RU2168618C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2533397C2 (ru) | Способ регулирования проницаемости пласта |