RU2639339C1 - Полимерный состав для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений - Google Patents
Полимерный состав для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2639339C1 RU2639339C1 RU2016148909A RU2016148909A RU2639339C1 RU 2639339 C1 RU2639339 C1 RU 2639339C1 RU 2016148909 A RU2016148909 A RU 2016148909A RU 2016148909 A RU2016148909 A RU 2016148909A RU 2639339 C1 RU2639339 C1 RU 2639339C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- development
- polyacrylamide
- cse
- filler
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 27
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 11
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 16
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 12
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 11
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 6
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 abstract description 11
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 2
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 2
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- -1 alkali metal citrates Chemical class 0.000 description 1
- 229940037003 alum Drugs 0.000 description 1
- FEIXNIOTSKFSAZ-UHFFFAOYSA-L azane;dihydroxy(dioxo)chromium Chemical class N.N.O[Cr](O)(=O)=O FEIXNIOTSKFSAZ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920000193 polymethacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 150000003892 tartrate salts Chemical class 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/887—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений, включающего регулирование профиля приемистости нагнетательных скважин и изоляцию водопритоков добывающих скважин. Полимерный состав для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений, содержащий полиакриламид, сшивающий агент, наполнитель и пластовую воду с минерализацией до 100 г/л, содержит в качестве сшивающего агента 50 %-ный раствор ацетата хрома и в качестве наполнителя - реагент AC-CSE-1313 марка В при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиакриламид 0,1-0,6, реагент AC-CSE-1313 марка В 0,5-5, 50 %-ный раствор ацетата хрома 0,01-0,06, пластовая вода остальное. Технический результат - повышение эффективности обеспечения регулирования разработки нефтяного месторождения. 3 пр., 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений, включающего регулирование профиля приемистости нагнетательных скважин и изоляцию водопритоков добывающих скважин.
Известно регулирование разработки месторождений с помощью водного раствора полиакриламида. Однако этот способ малоэффективен на месторождениях с трещиноватой или высокопроницаемой породой, так как даже при больших концентрациях полиакриламида (0,3-0,5%) в растворе не создается эффективное сопротивление фильтрации воды в такой пористой среде.
Известен состав для регулирования разработки нефтяных месторождений (Пат. РФ №1710708, 07.02.1992, Е21В 43/22), содержащий полиакриламид - 0,05-0,5%, бентонитовую глину - 1-8% и воду - остальное. Недостатком известного состава является низкая эффективность из-за малой устойчивости к размыву бентонитовой глины вследствие неполного осаждения глинистых частиц в поровом пространстве.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому полимерному составу для регулирования разработки нефтяных месторождений является состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий, масс. %: водорастворимый полимер - полиакриламид, полисахарид, полиметакрилаты 0,1-0,3, сшивающий агент - ацетаты, тартраты, цитраты щелочных металлов, хроматы аммония 0,01-0,03 и наполнитель в виде диоксида кремния - белой сажи марки БС-120 или Росил-175 0,1-1,0 (Пат. РФ №2256785, опубл. 20.07.2005). Недостатком является низкая эффективность используемого состава вследствие деструктивных процессов, происходящих с полиакриламидом в процессе закачки, а также в пластовых условиях высокотемпературных месторождений.
Целью изобретения является повышение эффективности обеспечения регулирования разработки нефтяного месторождения за счет создания блокирующих экранов в водопромытых зонах пласта с улучшенными прочностными свойствами.
Указанная цель достигается тем, что полимерный состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, содержащий пластовую воду с минерализацией до 100 г/л, полиакриламид, сшивающий агент и наполнитель, содержит в качестве сшивающего агента ацетат хрома, а в качестве наполнителя - реагент AC-CSE-1313 марка В при следующем соотношении компонентов, масс. %: полиакриламид 0,1-0,6, 50% водный раствор ацетата хрома 0,01-0,06, указанный реагент 0,5-5,0, вода остальное.
В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламиды отечественных марок, в т.ч. полиакриламид «CSE-1614» (ТУ 2458-016-66875473-2014, производство ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг»). В качестве наполнителя используют тонкодисперсный реагент AC-CSE-1313 марка В (ТУ 2458-013-66875473-2013 с изм. 1, 2, производство ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг»), представляющий собой квасцы состава Na4Al4SiO10, порошок с насыпной плотностью не менее 500 кг/м3, средняя размерность частиц 30 мкм. Возможность эффективного регулирования разработки нефтяного месторождения с применением предлагаемого полимерного состава обеспечивается за счет постепенного наращивания прочности и объема образующейся гелевой системы в результате целенаправленного ударного вкрапления наполнителя в узловые схемы структуры геля.
Следующие примеры иллюстрируют эффективность предлагаемого состава по сравнению с составом-прототипом.
Пример 1. В стеклянную колбу объемом 250 мл заливается расчетное количество пластовой воды (99,39 г) с минерализацией 80 г/л. При постоянном перемешивании добавляется полиакриламид (0,1 г). Раствор перемешивается в течение 1 часа до полного растворения полимера. Затем при постоянном перемешивании в колбу загружается реагент AC-CSE-1313 марка В (0,5 г). При этом происходит равномерное распределение реагента во всем объеме. На заключительном этапе добавляется сшивающий агент - 50%-ный водный раствор ацетата хрома (0,01 г). Полученный состав имеет широкий температурный диапазон применения от 20 до 90°С. При этом скорость сшивания прямо пропорциональна окружающей температуре и увеличивается с ее ростом.
Пример 2. В стеклянную колбу объемом 250 мл заливается расчетное количество пластовой воды (97,17 г) с минерализацией 40 г/л. При постоянном перемешивании добавляется полиакриламид (0,3 г). Раствор перемешивается в течение 1 часа до полного растворения полимера. Затем при постоянном перемешивании в колбу загружается реагент AC-CSE-1313 марка В (2,5 г). При этом происходит равномерное распределение реагента во всем объеме. На заключительном этапе добавляется сшивающий агент - 50%-ный водный раствор ацетата хрома (0,03 г). Полученный состав имеет широкий температурный диапазон применения от 20 до 90°С. При этом скорость сшивания прямо пропорциональна окружающей температуре и увеличивается с ее ростом.
Пример 3. В стеклянную колбу объемом 250 мл заливается расчетное количество пластовой воды (94,34 г) с минерализацией 30 г/л. При постоянном перемешивании добавляется полиакриламид (0,6 г). Раствор перемешивается в течение 1 часа до полного растворения полимера. Затем при постоянном перемешивании в колбу загружается реагент AC-CSE-1313 марка В (5 г). При этом происходит равномерное распределение реагента во всем объеме. На заключительном этапе добавляется сшивающий агент - 50%-ный водный раствор ацетата хрома (0,06 г). Полученный состав имеет широкий температурный диапазон применения от 20 до 90°С. При этом скорость сшивания прямо пропорциональна окружающей температуре и увеличивается с ее ростом.
Прототип. Аналогично Примерам 1-3 готовился рабочий раствор по прототипу, используя компонентный состав, указанный в таблице 1.
Известный состав. Аналогично Примерам 1-3 готовился рабочий раствор известного состава, используя компонентный состав, указанный в таблице 1.
Отличается от прототипа: Гидрофильность поверхности предлагаемого наполнителя, а также размер частиц позволяет использовать наполнитель при низких значениях проницаемости пласта, а также равномерно распределяться в рабочем растворе и в дальнейшем в закачиваемой зоне пласта. Применение максимальных концентраций наполнителя в рабочем растворе не приводит к значительному росту давления.
Таким образом, предлагаемый состав является геологически адаптированным полимерным составом PAG для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений.
Эффективность предлагаемого полимерного состава подтверждается опытными промысловыми работами. Реализацию метода проводили на очаге воздействия, включающем одну нагнетательную и четыре добывающие скважины. Приемистость скважины - 420 м3/сут. Обводненность продукции добывающих скважин - 90%, среднесуточный дебит нефти - 35,6 т/сут, расход реагентов на обработку составил: 2 т ПАА, 0,400 т ацетата хрома, 2 т реагента AC-CSE-1313 марка В. Общий объем закачиваемого состава составил 400 м3 при следующих концентрациях применяемых химреагентов: ПАА - 0,5% масс.; ацетат хрома 50% раствор - 0,05% масс.; AC-CSE-1313 марка В - 0,5% масс. В процессе проведения технологического процесса по закачке состава давление нагнетания практически не увеличивалось. За период 5 месяцев после закачивания состава дополнительно добыто 900 т нефти, эффект продолжается.
Claims (2)
- Полимерный состав для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений, содержащий полиакриламид, сшивающий агент, наполнитель и пластовую воду с минерализацией до 100 г/л, отличающийся тем, что содержит в качестве сшивающего агента 50%-ный раствор ацетата хрома и в качестве наполнителя - реагент AC-CSE-1313 марка В при следующем соотношении компонентов, мас. %:
-
Полиакриламид 0,1-0,6 Реагент AC-CSE-1313 марка В 0,5-5 50%-ный раствор ацетата хрома 0,01-0,06 Пластовая вода остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016148909A RU2639339C1 (ru) | 2016-12-13 | 2016-12-13 | Полимерный состав для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016148909A RU2639339C1 (ru) | 2016-12-13 | 2016-12-13 | Полимерный состав для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2639339C1 true RU2639339C1 (ru) | 2017-12-21 |
Family
ID=63857248
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016148909A RU2639339C1 (ru) | 2016-12-13 | 2016-12-13 | Полимерный состав для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2639339C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2723797C1 (ru) * | 2019-07-02 | 2020-06-17 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Состав для повышения нефтедобычи |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3971440A (en) * | 1975-09-10 | 1976-07-27 | Phillips Petroleum Company | Method for treating subterranean formations with cellulose ether-polyacrylamide aqueous gels |
| SU1710708A1 (ru) * | 1990-07-18 | 1992-02-07 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Состав дл регулировани разработки нефт ных месторождений и способ его приготовлени |
| RU2169256C1 (ru) * | 2000-04-03 | 2001-06-20 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
| RU2256785C1 (ru) * | 2004-05-21 | 2005-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Способ разработки неоднородного пласта |
| 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 |
| RU2456439C1 (ru) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
-
2016
- 2016-12-13 RU RU2016148909A patent/RU2639339C1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3971440A (en) * | 1975-09-10 | 1976-07-27 | Phillips Petroleum Company | Method for treating subterranean formations with cellulose ether-polyacrylamide aqueous gels |
| SU1710708A1 (ru) * | 1990-07-18 | 1992-02-07 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Состав дл регулировани разработки нефт ных месторождений и способ его приготовлени |
| RU2169256C1 (ru) * | 2000-04-03 | 2001-06-20 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
| RU2256785C1 (ru) * | 2004-05-21 | 2005-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Способ разработки неоднородного пласта |
| 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 |
| RU2456439C1 (ru) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2723797C1 (ru) * | 2019-07-02 | 2020-06-17 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Состав для повышения нефтедобычи |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2762502C (en) | Methods and compositions for reducing permeability of a subterranean formation | |
| AU717554B2 (en) | Process for stabilizing the gas flow in water-bearing natural gas fields and natural gas reservoirs | |
| AU2011206447B2 (en) | Treatment fluids for wetting control of multiple rock types and associated methods | |
| RU2382185C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) | |
| JP2020532627A (ja) | 増強された高温架橋破砕流体 | |
| RU2639339C1 (ru) | Полимерный состав для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений | |
| RU2398102C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп | |
| CN104692739A (zh) | 一种石材锯泥自保温轻质砌块及其制备方法 | |
| Wiszniewski et al. | Some geomechanical properties of a biopolymer treated medium sand | |
| RU2483092C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин | |
| US9598631B2 (en) | Sulfonated relative permeability modifiers for reducing subterranean formation water permeability | |
| RU2558565C1 (ru) | Способ повышения добычи нефти | |
| CN107629775A (zh) | 一种含油污泥调剖剂及其制备方法 | |
| RU2722488C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| CN102329604A (zh) | 一种用于古潜山花岗岩超高温压裂液 | |
| RU2507386C2 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп | |
| RU2719699C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| RU2536070C1 (ru) | Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов | |
| RU2562642C1 (ru) | Реагент для нефтедобычи и способ нефтедобычи с его использованием | |
| RU2167280C2 (ru) | Способ разработки неоднородной залежи углеводородов | |
| RU2730145C1 (ru) | Буровой раствор для строительства подводных переходов трубопроводов методом наклонно-направленного бурения | |
| RU2169258C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах | |
| RU2617661C1 (ru) | Жидкость для глушения скважин | |
| RU2763571C1 (ru) | Буровой раствор | |
| RU2592932C1 (ru) | Состав для повышения нефтедобычи |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181214 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20200713 |