RU2656654C2 - Способ увеличения добычи нефти - Google Patents
Способ увеличения добычи нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2656654C2 RU2656654C2 RU2016105712A RU2016105712A RU2656654C2 RU 2656654 C2 RU2656654 C2 RU 2656654C2 RU 2016105712 A RU2016105712 A RU 2016105712A RU 2016105712 A RU2016105712 A RU 2016105712A RU 2656654 C2 RU2656654 C2 RU 2656654C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- volume
- buffer volume
- composition
- chromium
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 47
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 33
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims abstract description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 20
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 16
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 14
- 230000005865 ionizing radiation Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 11
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims abstract description 9
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 9
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 7
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 14
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 14
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 8
- -1 aluminum oxychloride Chemical compound 0.000 claims description 6
- 229910000356 chromium(III) sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 235000015217 chromium(III) sulphate Nutrition 0.000 claims description 6
- 239000011696 chromium(III) sulphate Substances 0.000 claims description 6
- 150000001447 alkali salts Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 2
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract description 2
- 239000004411 aluminium Substances 0.000 abstract 2
- 150000001844 chromium Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 48
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 18
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 16
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- 229940050271 potassium alum Drugs 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 5
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 4
- DSHWASKZZBZKOE-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);hydroxide;sulfate Chemical compound [OH-].[Cr+3].[O-]S([O-])(=O)=O DSHWASKZZBZKOE-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 239000007863 gel particle Substances 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 235000011126 aluminium potassium sulphate Nutrition 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J potassium aluminium sulfate Chemical compound [Al+3].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- WKNIDMJWLWUOMZ-UHFFFAOYSA-N [K].[Cr] Chemical compound [K].[Cr] WKNIDMJWLWUOMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 2
- 235000001982 Physalis edulis Nutrition 0.000 description 1
- 244000064622 Physalis edulis Species 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 229940037003 alum Drugs 0.000 description 1
- 229940024546 aluminum hydroxide gel Drugs 0.000 description 1
- SMYKVLBUSSNXMV-UHFFFAOYSA-K aluminum;trihydroxide;hydrate Chemical compound O.[OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] SMYKVLBUSSNXMV-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- QWPPOHNGKGFGJK-UHFFFAOYSA-N hypochlorous acid Chemical compound ClO QWPPOHNGKGFGJK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтедобычи. В способе увеличения добычи нефти, включающем закачку в пласт через скважину водной гелевой дисперсии, полученной смешением с водой порошкообразной композиции, содержащей обработанный ионизирующим излучением полиакриламид - ПАА и неорганическую соль многовалентного металла, смешение осуществляют непосредственно перед закачкой в пласт в проточном буферном объеме, соответствующем объему скважины, используют ПАА, обработанный ионизирующим излучением дозой 1-15 кГр, в качестве указанной соли - сульфат или хлорид алюминия или хрома при следующем их соотношении, мас.%: указанная соль алюминия или хрома 1-10, указанный ПАА - остальное, при содержании, мас.%: указанная композиция 0,5-3,0, пластовая вода – остальное, и времени контакта указанных композиции и воды в буферном объеме, определяемом условием по формуле
где t - время контакта композиции и воды в буферном объеме, ч; Т - время равновесного набухания гелевой дисперсии в буферном объеме; Q - скорость закачки, м3/ч; V - буферный объем, м3. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. Технический результат – увеличение добычи нефти. 1 з.п. ф-лы, 3 пр., 2 табл., 2 ил.
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи, точнее к разработке нефтяных пластов, разрабатываемых с использованием системы поддержания пластового давления путем закачки воды в пласт. Изобретение может быть использовано для обработки добывающих и нагнетательных скважин в широком интервале пластовых температур.
Закачка воды в нефтяные пласты позволяет увеличить добычу нефти на месторождениях нефти. Однако при длительном применении этого способа происходит падение его эффективности из-за прорывов нагнетаемой в пласт воды от нагнетательных к добывающим скважинам, что приводит к снижению доли нефти в добываемой жидкости. Этот процесс, называемый водопритоком, приводит к удорожанию стоимости добычи нефти за счет нерациональной работы технологического оборудования и снижению уровня ее добычи. Для борьбы с водопритоками в скважинах разработан ряд технологий, например [1], но их недостатком является ограниченное применение низкотемпературными пластами.
Проблема водопритоков в добывающих скважинах, как правило, решается путем закачки в добывающие скважины водоизолирующих составов. Для пластов с температурой 60-90°С предложен ряд термотропных составов. Термотропным называется состав, который, будучи при температуре, близкой к нормальной (0-30°С), является текучим, но при попадании в пластовые условия повышает свою вязкость или образует гель. Это позволяет провести закачку в скважину указанного состава и создать в водонасыщенной части пласта непроницаемый для воды экран, но при этом не создается экран для притока нефти к скважине.
Известен способ, в котором используют алюминий с концентрацией 0,4-17,0 мас.%, карбамид с концентрацией 1,5-30,0 мас.%, полиакриламид с концентрацией 0,5-2,5 мас.%, так чтобы вязкость состава была не менее η>10⋅10-3 Па⋅с, и воду до 100%. Исходный состав закачивают в промытые зоны пласта, где под действием высокой температуры образуется гель гидроксида алюминия, вязкость среды при этом возрастает, что приводит к «затуханию» фильтрации флюида через высокопористую зону [2].
Недостатком способа является требование к температуре пласта не менее 90°С, при которой происходит реакция гидролиза карбамида. При снижении температуры время гелеобразования достигает нескольких суток или образования геля может не произойти вообще.
Известен гелеобразующий состав, получаемый смешением полиакриламида, карбамида, соли алюминия и воды, причем в качестве соли алюминия используют пентагидроксохлорид алюминия, а указанное смешение осуществляют путем введения карбамида в полимер-коллоидный комплекс, полученный смешением водного раствора полиакриламида с водным коллоидным раствором пентагидроксохлорида алюминия при следующем соотношении компонентов, мас.% [3]:
пентагидроксохлорид алюминия 3-6;
полиакриламид 0,25-0,5;
кабамид 7-14;
вода - остальное.
Недостаткам состава является низкая селективность водоизоляции вследствие неизбирательного процесса проникновения состава в поры, а также ограничение использования состава на месторождениях нефти исключительно с высокой пластовой температурой.
Наиболее близким по технической сущности является способ повышения добычи нефти, включающий закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением совместно с неорганической солью многовалентного металла [4]. Недостатком известного способа является малая продолжительность ограничения притока воды в добывающие скважины из-за ограниченных упругих свойств получаемых полимерных гелей.
Целью изобретения является увеличение добычи нефти за счет увеличения продолжительности эффекта, селективности воздействия на пласт и расширения области применения.
Поставленная цель достигается тем, что в известном способе, включающем закачку через добывающую или нагнетательную скважину в пласт водной дисперсии гелей полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением совместно с неорганической солью многовалентного металла, при этом гель получают непосредственно перед закачкой в пласт в проточном буферном объеме, например объеме скважины, путем смешения 100 массовых частей пластовой воды с 0.5-3 массовыми частями порошковой композиции следующего состава:
неорганическая соль алюминия или хрома 1-10%
полиакриламид – остальное,
при содержании, мас.%: указанная композиция 0,5-3, пластовая вода – остальное, и времени контакта указанных композиции и воды в буферном объеме, определяемом условием по формуле
где
t - время контакта композиции и воды в буферном объеме, ч;
Т - время равновесного набухания гелевой дисперсии в буферном объеме;
Q - скорость закачки, м3/ч;
V - буферный объем, м3.
Использование способа становится более удобным, если в качестве сульфатов и хлоридов алюминия и хрома используют их основные соли - основной сульфат хрома и оксихлорид алюминия. Это связано с тем, что эти соли не содержат кристаллизационной воды и поэтому не образуют комков в процессе хранения.
Сущность изобретения состоит в том, что в пласт закачивают частично набухший гель полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, который дополнительно модифицирован путем добавки к полимеру соли многовалентного металла - алюминия или хрома. Модификация происходит в буферной емкости в зависимости от времени контакта полимера и воды. В качестве буферной емкости при работе непосредственно на скважине используют объем скважины и коммуникации, при этом буферный объем рассчитывается как сумма объема скважины и коммуникаций, находящихся между насосом и забоем скважины. В процессе модификации дисперсный гель, представляющий собой суспензию гелевых частичек в воде размером 1-10 мм, увеличивает свой объем за счет прививки к сшитому полимеру имеющихся в составе полимера линейных макромолекул и увеличению электрического заряда звеньев макромолекулы ПАА за счет замещения однозарядных ионов на многозарядные. Рост величины одноименных зарядов в составе макромолекулы приводит к их отталкиванию и соответственно к увеличению объема, занимаемого гелевой частицей, состоящей из набухшего сшитого ионизирующим излучением ПАА.
Время модификации геля задается временем контакта t композиции и воды отношением объема буфера V и скорости закачки Q в пласт в соответствии с условием соотношения
При этом время контакта t выбирается меньшим, чем время равновесного набухания Т. Время равновесного набухания определяется по результатам лабораторного определения кинетики набухания. Время равновесного набухания Т определяется как время, прошедшее от времени смешения реагента и воды до времени прекращения набухания (нулевой скорости набухания). Это позволяет закачанному в поровый объем пласта гелю дополнительно увеличить объем и тем самым более более эффективно влиять на фильтрацию воды к добывающей скважине. Время контакта в буферном объеме задается меньшим, чем время равновесного набухания полимера. В случае повышенной пластовой температуры эта формула справедлива, но не является обязательным условием вследствие того, что равновесие достигается при другой температуре (термотропный эффект). Время контакта в случае пластовой температуры выше 60°С может быть как меньше, так и больше времени равновесного набухания Т.
Полученная в результате модификации полимерно-гелевая система (суспензия гелей) сохраняет свою дисперсность и, следовательно, сохраняет возможность транспортировки ее по коммуникациям. Также сохраняется возможность движения гелей по пластовым трещинам и неоднородным по проницаемости участкам в пласте. Поэтому данный способ позволяет регулировать потоки воды в пласте как при закачке в пласт через добывающие скважины, так и через нагнетательные скважины.
В качестве неорганических солей трехвалентных алюминия или хрома используются неорганические порошкообразные соли алюминия или хрома:
- квасцы хромокалиевые (ГОСТ 4162-79);
- квасцы алюмокалиевые (ГОСТ 4329-77);
- оксихлорид (гидрокисхлорид, полиоксихлорид) алюминия (ТУ 6-09-05-1456-96);
- хром сернокислый основной, ХРОМОТЕЛЬ XGS (ТУ 2214-001-239325568-04).
Из перечисленного списка предпочтение отдается основным солям, так как наличие гидроксильной группы в составе солей дает им важное преимущество по сравнению с другими солями - стабильность в порошкообразном состоянии при хранении на воздухе. Также они имеют более высокую скорость растворения в воде за счет высокой дисперсности порошков, что обеспечивает получение полимерно-гелевых систем со стабильными свойствами.
Пример 1. Для реализации способа необходимо определение времени равновесного набухания Т. Время равновесного набухания определяется на основании изучения зависимости объема геля от времени контакта композиции и воды. С этой целью 1 грамм порошка полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением дозой 8 кГр, и 0,03 грамма основного сульфата хрома (OCX) марки хромотель смешали со 100 граммами пластовой воды с минерализацией 50 грамм на литр в стакане объемом 200 мл. Периодически с интервалом 10 минут производили кратковременное (до 1 минуты) перемешивание системы и визуально измеряли объем осадка набухшего полимера. Объем осадка определяли после прекращения седиментации частичек. Циклы измерений проводили до стабилизации объема осадка в течение трех последовательных измерений. По результатам строили зависимость объема осадка (геля) от времени контакта полимера и воды. Результат представлен в виде кинетической зависимости объема осадка геля от времени контакта полимера, соли и воды (см. рис. 1). По этой зависимости находится время равновесного набухания (Т), равное времени на кинетической кривой, после которого объем осадка (геля) стабилизируется. В данном случае Т=110 минут. На основании полученной зависимости определяется диапазон допустимого времени контакта t - оно должно быть менее 110 минут. Для определенности выбираем время контакта в этом диапазоне, равное половине времени равновесного набухания, то есть t=55 минут. Для этого времени контакта объем геля в ПГС составляет 33%. Равновесный объем геля по представленным данным составляет 37%. Эти данные показывают, что при времени контакта композиции и воды в течение 55 минут в дальнейшем в течение еще 55 минут объем геля возрастет с 33% до 37%, то есть в пласт будет поступать частично набухший гель, который в пласте будет увеличивать свой объем.
Аналогично реализованы опыты по изучению кинетики набухания порошкообразного полиакриламида совместно с неорганическими солями многовалентных металлов в воде. В качестве неорганических солей апробированы: полиоксихлорид алюминия, алюмокалиевые квасцы, основной сульфат хрома, хромокалиевые квасцы. Результаты представлены в таблице 1. Эти данные подтверждают, что при времени контакта композиции и воды, меньшем, чем время равновесного набухания, гель остается способным к дальнейшему набуханию в пластовых условиях.
Пример 2. Моделирование предлагаемого способа проведено на лабораторной модели пласта, имитирующего обработку добывающей скважины для ограничения притока воды в скважину с целью увеличения доли нефти в добываемой продукции. Ограничение притока воды в скважину будет происходить при создании в призабойной зоне добывающей скважины гелевого экрана в водоносной части пласта. На первом этапе предварительно выбрана композиция и вода из примера №7 таблицы 1, для которой время равновесного набухания составляет 30 минут. Для испытаний способа в лабораторных условиях приготовлена трубчатая модель пласта диаметром 30 мм и длиной 200 мм, заполненная кварцевым песком проницаемостью 1,2 Дарси. Модель пласта обвязана по коммуникациям с дозирующим насосом высокого давления и манометром. В емкость объемом 200 мл (модель буферной емкости) поместили 100 мл пластовой воды с минерализацией 30 г на литр. При перемешивании в воду добавили 1.0 грамм порошкообразного полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением дозой 9 кГр, и 0,03 г хромокалиевых квасцов и произвели перемешивание в течение 25 минут. Время перемешивания в данном случае равно времени контакта воды и полимера и это время - t=25, меньше времени равновесного набухания Т=55 минут на 30 минут, что соответствует заявленной формуле.
Приготовленную суспензию закачали в модель пласта и выдержали в течение 20 часов. Далее произвели вытеснение закачанной в поровый объем модели пласта суспензии путем закачки пластовой воды в модель со скоростью 12 мл/мин. При этом закачку воды проводили в направлении обратном первоначальному. В процессе работы измеряли давление, при котором происходит фильтрация. Результаты измерения давления во времени, представленные на рис. 2, показывают появление снижения проницаемости пористой среды и рост сопротивления движению воды более чем в 20 раз по сравнению с первоначальным.
Пример 3.
Для определения возможности применения данного способа для повышения добычи нефти в пластах с температурой проведено исследование влияния температуры на фильтрационные и реологические свойства полимерно-гелевых систем (ПГС) получаемых по предлагаемому способу. Свойства изучены по двум показателям - показателю скрин-фактора, а также объема геля в ПГС.
В основу методики определения скрин-фактора положили показатель скрин-фактора, определяемый на скрин-вискозиметре конструкции «Гипровостокнефть» [4]. Сущность определения скрин-фактора по методике «Гипровостокнефть» сводится к измерению времени истечения раствора полимера под действием собственного веса из ячейки фиксированного объема через сетчатый фильтр с размером ячеек фильтра, близким к 100 мкм. Ввиду ограниченной сферы применения областью вязких полимерных растворов этот метод был модифицирован для проведения измерений не только растворов полимеров, но и дисперсных полимерно-гелевых систем. В модифицированном варианте течение жидкости через сетчатый фильтр происходит под действием избыточного давления газа. Скрин-фактор, определяемый по модифицированной методике, назвали комплексным скрин-фактором, так как позволяет измерять одновременно и скрин-фактор раствора полимера и дисперсной полимерно-гелевой системы. Определение комплексного скрин-фактора проводили на скрин-вискозиметре, состоящего из вертикально расположенной цилиндрической ячейки диаметром 3 см объемом 60 см3, в нижней части ячейки расположен сетчатый фильтр из нержавеющей стали с размером ячеек 100 мкм диаметром 15 мм. К верхней части ячейки подведена трубка от ресивера (емкости заполненной воздухом). Давление газа в емкости измеряется манометром. Воздушной помпой можно создавать давление газа в емкости на постоянном уровне равном 300 мм рт.ст. Для проведения измерений образец помещают в ячейку и соединяют ее с ресивером. Под действием избыточного давления газа жидкий образец вытекает из ячейки через сетчатый фильтр. При этом измеряют время истечения образца из ячейки или, если время истечения образца превысит 60 с, определяют объем фильтрата.
Расчет комплексного скрин-фактора производится по одной из формул в зависимости от времени истечения полимерно-гелевой системы из измерительной ячейки объемом V0=60 мл
при t ≤ t0 
при t ≥ t0 
где СФК - скрин-фактор комплексный, t - время истечения ПГС объема V0=60 мл, V - объем фильтрата за время t0=60 с.
Объем ячейки и время измерений выбраны из удобства проведения лабораторных тестов.
Размер ячеек фильтра приближен к характерным размерам поровых каналов нефтеносного коллектора и поэтому может служить оценкой фильтрационных свойств в них. Комплексный скрин-фактор позволяет оценивать реологические свойства как растворов полимеров, так и фильтрационные свойства дисперсных полимерно-гелевых систем.
Измерение объема геля в полимерно-гелевой системе проводили в мерном цилиндре объемом 100 мл. Измерение проводили следующим образом. Образец ПГС помещали в мерный цилиндр и выдерживали в статических условиях 30 минут для осаждения суспензии гелевых частиц. Далее фиксировали границу между слоем гелевых частиц и жидкостью. Доля геля определялась по формуле
где V - объем геля, V0 - объем ПГС.
Термотропную полимерно-гелевую систему готовили следующим образом. 0,75 г порошка полиакриламида с молекулярной массой 25 млн а.е.м. (атомных единиц массы) и степенью гидролиза 20-24% обработали ионизирующим излучением дозой 12 кГр. К порошку полимера добавили 0,030 полиоксихлорида алюминия (ПОХА). Порошкообразную смесь смешивали при непрерывном перемешивании с 100 г пластовой водой при 20°С, время составило 2 часа. В процессе смешения контролировали объем геля и определили время равновесного набухания - 60 минут. Далее выдержали полимерно-гелевую систему еще 1 час при 20°С. Полученную полимерно-гелевую систему исследовали на скрин-фактор и содержание геля по описанной выше методике. В дальнейшем систему подвергали обработке при 95°С в течение 24 часов до достижения нового равновесного набухания гелей при повышенной температуре и также определили скрин-фактор и объем геля (при температуре 20°С). Результат представлен в таблице 2, опыт №1. Из полученного результата видно, что после проведения термической обработки ПГС скрин-фактор увеличился с 2,5 до 30, а объем геля в ПГС возрос с 37 до 62%. Полученные данные показывают, что при времени контакта полимера и воды в буферном объеме в течение 2-часов при температуре 20°С, последующая термическая обработка при температуре 95°С в течение 24 часов приводит к возрастанию объема геля. При этом выполняется условие формулы, согласно которой время контакта композиции и воды t=2 часа больше, чем время равновесного набухания Т=1 ч, то есть t>T (при условии, что пластовая температура выше 60°С).
Аналогичным образом были получены и исследованы полимерно-гелевые системы, приготовленные на основе порошкообразного полиакриламида различной молекулярной массы и степени гидролиза, обработанного ионизирующим излучением разными дозами, а также другими добавками неорганических солей многовалентных металлов - основного сульфата хрома и полиоксихлорида алюминия. Результаты представлены в таблице 2, опыты №2-5. В опыте №6 в качестве соли использованы аклюмокалиевые квасцы и температура дополнительной термической обработки полимерно-гелевой системы составила 60°С. Эти опыты подтверждают возрастание скрин-фактора и объема геля при термической обработке приготовленных полимерно-гелевых систем и позволяют отнести их к типу термотропных гелей.
Источники информации
1. РД-39-81483П-206-85. Руководство по проектированию и технико-экономическому анализу разработки нефтяных месторождений с применением метода полимерного воздействия на пласт. Миннефтепром, Гипровостокнефть, 1985 г., 209 стр.
2. Пат. РФ 2076202, кл. Е21В 49/22, опубл. 27.03.97.
3. Пат. РФ 2348792, Е21В 33/138, C09K 8/508, 2009.
4. Пат. РФ 2558565, Е21В 43/22, C09K 8/575.
Claims (11)
1. Способ увеличения добычи нефти, включающий закачку в пласт через скважину водной гелевой дисперсии, полученной смешением с водой порошкообразной композиции, содержащей обработанный ионизирующим излучением полиакриламид - ПАА и неорганическую соль многовалентного металла, отличающийся тем, что смешение осуществляют непосредственно перед закачкой в пласт в проточном буферном объеме, соответствующем объему скважины, используют ПАА, обработанный ионизирующим излучением дозой 1-15 кГр, в качестве указанной соли - сульфат или хлорид алюминия или хрома при следующем их соотношении, мас.%:
указанная соль алюминия или хрома 1-10,
указанный ПАА - остальное,
при содержании, мас.%: указанная композиция 0,5-3,0, пластовая вода – остальное, и времени контакта указанных композиции и воды в буферном объеме, определяемом условием по формуле
где
t - время контакта композиции и воды в буферном объеме, ч;
Т - время равновесного набухания гелевой дисперсии в буферном объеме;
Q - скорость закачки, м3/ч;
V - буферный объем, м3.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве сульфатов и хлоридов алюминия или хрома используют их основные соли - основной сульфат хрома или оксихлорид алюминия.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016105712A RU2656654C2 (ru) | 2016-02-19 | 2016-02-19 | Способ увеличения добычи нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016105712A RU2656654C2 (ru) | 2016-02-19 | 2016-02-19 | Способ увеличения добычи нефти |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016105712A RU2016105712A (ru) | 2017-08-24 |
| RU2656654C2 true RU2656654C2 (ru) | 2018-06-06 |
Family
ID=59744697
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016105712A RU2656654C2 (ru) | 2016-02-19 | 2016-02-19 | Способ увеличения добычи нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2656654C2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2743157C1 (ru) * | 2020-03-23 | 2021-02-15 | Павел Владимирович Химченко | Способ повышения нефтеотдачи |
| RU2744686C2 (ru) * | 2019-05-23 | 2021-03-15 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Композиция, способ и реагент для нефтедобычи |
Citations (7)
| 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 |
| US4744418A (en) * | 1986-01-27 | 1988-05-17 | Marathon Oil Company | Delayed polyacrylamide gelation process for oil recovery applications |
| RU2076202C1 (ru) * | 1994-10-18 | 1997-03-27 | Институт химии нефти СО РАН | Состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи |
| RU2283423C1 (ru) * | 2005-11-21 | 2006-09-10 | Давид Аронович Каушанский | Способ изоляции водопритоков |
| RU2348792C1 (ru) * | 2007-06-09 | 2009-03-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) | Способ селективной изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам |
| RU2464415C2 (ru) * | 2010-06-03 | 2012-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ заводнения нефтяного пласта |
| RU2558565C1 (ru) * | 2014-05-16 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ повышения добычи нефти |
-
2016
- 2016-02-19 RU RU2016105712A patent/RU2656654C2/ru active
Patent Citations (7)
| 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 |
| US4744418A (en) * | 1986-01-27 | 1988-05-17 | Marathon Oil Company | Delayed polyacrylamide gelation process for oil recovery applications |
| RU2076202C1 (ru) * | 1994-10-18 | 1997-03-27 | Институт химии нефти СО РАН | Состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи |
| RU2283423C1 (ru) * | 2005-11-21 | 2006-09-10 | Давид Аронович Каушанский | Способ изоляции водопритоков |
| RU2348792C1 (ru) * | 2007-06-09 | 2009-03-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) | Способ селективной изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам |
| RU2464415C2 (ru) * | 2010-06-03 | 2012-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ заводнения нефтяного пласта |
| RU2558565C1 (ru) * | 2014-05-16 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ повышения добычи нефти |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| РАБИНОВИЧ В.А. и др. Краткий химический справочник, Ленинград, Химия, 1977, с. 334. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2743157C1 (ru) * | 2020-03-23 | 2021-02-15 | Павел Владимирович Химченко | Способ повышения нефтеотдачи |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2016105712A (ru) | 2017-08-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Chauveteau et al. | Basic rheological behavior of xanthan polysaccharide solutions in porous media: effects of pore size and polymer concentration | |
| Zhu et al. | Development of a high-temperature-resistant polymer-gel system for conformance control in Jidong oil field | |
| Zaitoun et al. | The role of adsorption in polymer propagation through reservoir rocks | |
| Al-Assi et al. | Formation and propagation of gel aggregates using partially hydrolyzed polyacrylamide and aluminum citrate | |
| RU2656654C2 (ru) | Способ увеличения добычи нефти | |
| Dupuis et al. | Flow of hydrophobically modified water-soluble-polymer solutions in porous media: New experimental insights in the diluted regime | |
| Zitha et al. | Permeability-dependent propagation of polyacrylamides under near-wellbore flow conditions | |
| Zaitoun et al. | Thin polyacrylamide gels for water control in high-permeability production wells | |
| Song et al. | Evaluation of a novel recrosslinkable hyperbranched preformed particle gel for the conformance control of high-temperature reservoirs with fractures | |
| Al-Shajalee et al. | A multiscale investigation of cross-linked polymer gel injection in sandstone gas reservoirs: implications for water shutoff treatment | |
| Nouri et al. | A study of polymer solution rheology, flow behavior, and oil displacement processes | |
| Shagiakhmetov et al. | Investigation of selective properties of the gel-forming composition for the limitation of water inflow to carbonate reservoirs conditions | |
| RU2348792C1 (ru) | Способ селективной изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам | |
| Ren et al. | New insights into phenol–formaldehyde‐based gel systems with ammonium salt for low‐temperature reservoirs | |
| Cozic et al. | Novel insights into microgel systems for water control | |
| Ramazani SA et al. | Analytical and experimental study to predict the residual resistance factor on polymer flooding process in fractured medium | |
| Ben Ali et al. | Impact of composition and salinity on swelling and gel strength of poly (acrylamide-co-acrylic acid) preformed particle gel | |
| Elmkies et al. | Further Investigations on Two-Phase Flow Property Modification by Polymers: Wettability Effects. | |
| RU2440485C1 (ru) | Способ изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам | |
| Al-Maamari et al. | Development of thermo-gels for in depth conformance control | |
| Marty et al. | The effect of flow rate on the in-situ gelation of a chrome/redox/polyacrylamide system | |
| Cozic et al. | Broadening the application range of water shutoff/conformance control microgels: an investigation of their chemical robustness | |
| RU2076202C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи | |
| CN113136185A (zh) | 一种低温高矿化度油藏用有机堵水冻胶 | |
| CA2791134C (en) | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HE9A | Changing address for correspondence with an applicant |