RU2744686C2 - Oil recovery composition, method and reagent - Google Patents
Oil recovery composition, method and reagent Download PDFInfo
- Publication number
- RU2744686C2 RU2744686C2 RU2019115858A RU2019115858A RU2744686C2 RU 2744686 C2 RU2744686 C2 RU 2744686C2 RU 2019115858 A RU2019115858 A RU 2019115858A RU 2019115858 A RU2019115858 A RU 2019115858A RU 2744686 C2 RU2744686 C2 RU 2744686C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- particles
- composition
- water
- polyacrylamide
- volume
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 45
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 title claims abstract description 13
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 claims abstract description 53
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 31
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 29
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 26
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 18
- 235000015217 chromium(III) sulphate Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- 239000011696 chromium(III) sulphate Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 7
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 claims abstract description 6
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229940037003 alum Drugs 0.000 claims abstract description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 8
- 229910000356 chromium(III) sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 6
- DSHWASKZZBZKOE-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);hydroxide;sulfate Chemical compound [OH-].[Cr+3].[O-]S([O-])(=O)=O DSHWASKZZBZKOE-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 5
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims description 5
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 29
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 abstract description 21
- 230000005865 ionizing radiation Effects 0.000 abstract description 8
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 abstract 1
- 239000007863 gel particle Substances 0.000 description 15
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 13
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 6
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 6
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical class [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- WKNIDMJWLWUOMZ-UHFFFAOYSA-N [K].[Cr] Chemical compound [K].[Cr] WKNIDMJWLWUOMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000011126 aluminium potassium sulphate Nutrition 0.000 description 2
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 2
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229940050271 potassium alum Drugs 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- ZUGAOYSWHHGDJY-UHFFFAOYSA-K 5-hydroxy-2,8,9-trioxa-1-aluminabicyclo[3.3.2]decane-3,7,10-trione Chemical compound [Al+3].[O-]C(=O)CC(O)(CC([O-])=O)C([O-])=O ZUGAOYSWHHGDJY-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 241000237858 Gastropoda Species 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
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 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 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000010382 chemical cross-linking Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000000386 microscopy Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- -1 polyoxychloride aluminum Polymers 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 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 1
- GNHOJBNSNUXZQA-UHFFFAOYSA-J potassium aluminium sulfate dodecahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.[Al+3].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O GNHOJBNSNUXZQA-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
Images
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
-
- 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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для увеличения добычи нефти на поздних стадиях разработки продуктивных пластов с терригенными и карбонатными коллекторами.The invention relates to the field of oil production and can be used to increase oil production at the later stages of development of productive formations with terrigenous and carbonate reservoirs.
При продолжительной добыче нефти с использованием технологии поддержания пластового давления в нагнетательных скважинах в глубине пласта возникают промытые водой зоны между нагнетательными и добывающими скважинами, по которым и происходит основное движение воды. Следствием является снижение эффективности вытеснения нефти из пласта, снижение доли нефти в извлекаемой продукции и рост затрат на работу насосного оборудования.During long-term oil production using the technology of maintaining reservoir pressure in injection wells deep in the reservoir, water-washed zones appear between injection and production wells, along which the main movement of water takes place. The consequence is a decrease in the efficiency of oil displacement from the reservoir, a decrease in the share of oil in the recovered products and an increase in the cost of operating pumping equipment.
Одним из наиболее известных приемов повышения эффективности добычи нефти является создание гелевых экранов в промытых зонах пласта. Наиболее часто для этой цели используют полимерные гели на основе полиакриламида. При этом можно выделить два направления создания полимерно-гелевого экрана в пласте. Одно из направлений предполагает закачку в пласт раствора полиакриламида с добавкой медленно действующего сшивателя (Гумерова Г.Р., Яркеева Н.Р. Технология применения сшитых полимерных составов. Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2017, №2. С. 63-78). Сущностью такого способа является подбор концентраций полимера и сшивателя, при которых первоначально приготовленный технологический раствор в течение определенного времени, называемом временем гелеобразования, не образует гель, что позволяет использовать это время для закачки его в пласт. После закачки в пласт эта система образует в промытых водой зонах гелевый экран. Последующие порции закачиваемой воды, в дальнейшем, огибают область пласта, заполненную гелем, и производят вытеснение нефти из областей пласта, не охваченных заводнением. В качестве сшивателей используются вещества, содержащие атомы Cr+3 и Al+3, например, ацетат хрома или цитрат алюминия, хромокалиевые квасцы и т.п. Медленное сшивание при использовании таких методов достигается либо медленно работающими сшивателями, такими как ацетат хрома, либо применением низких концентраций полимера и сшивателя для снижения скорости сшивания.One of the most well-known techniques for increasing the efficiency of oil production is the creation of gel screens in the washed zones of the formation. Polymer gels based on polyacrylamide are most often used for this purpose. At the same time, two directions of creating a polymer-gel screen in the formation can be distinguished. One of the directions involves the injection into the formation of a polyacrylamide solution with the addition of a slow-acting crosslinker (Gumerova G.R., Yarkeeva N.R. Technology of application of crosslinked polymer compositions. Electronic scientific journal "Oil and Gas Business". - 2017, No. 2. P. 63- 78). The essence of this method is the selection of polymer and crosslinker concentrations at which the initially prepared process solution does not form a gel for a certain time, called the gelation time, which makes it possible to use this time for pumping it into the formation. After injection into the reservoir, this system forms a gel screen in the water-washed zones. Subsequent portions of the injected water, in the future, go around the reservoir area filled with gel and displace oil from the reservoir areas not covered by waterflooding. Substances containing Cr +3 and Al +3 atoms are used as crosslinkers, for example, chromium acetate or aluminum citrate, potassium chromium alum, etc. Slow crosslinking using these techniques is achieved either by slow working crosslinkers such as chromium acetate, or by using low concentrations of polymer and crosslinker to reduce crosslinking rate.
Недостатком такого способа является низкая селективность в неоднородных по проницаемости пластах. Это происходит вследствие низкой первоначальной вязкости системы, которая фильтруется при закачке в пласт не только в высокопроницаемые зоны пласта, но и в низкопроницаемые зоны.The disadvantage of this method is low selectivity in reservoirs with heterogeneous permeability. This is due to the low initial viscosity of the system, which is filtered during injection into the formation not only into high-permeability zones of the formation, but also into low-permeability zones.
Более эффективными являются способы, основанные на закачке в пласт дисперсных полимерных гелевых систем, в которых полимерные гели в виде небольших частичек готовятся до закачки в пласт и в таком виде поступают в промытые зоны пласта. Особенно эффективны такие методы в неоднородных по проницаемости пластах. Движение частичек гелей происходит в этом случае только по высокопроницаемым зонам терригенных коллекторов - суперколлекторах и трещинам карбонатных коллекторов. В низкопроницаемые зоны такие системы не поступают.More effective are methods based on the injection of dispersed polymer gel systems into the formation, in which small particles of polymer gels are prepared prior to injection into the formation and in this form enter the washed zones of the formation. Such methods are especially effective in reservoirs with heterogeneous permeability. In this case, the movement of gel particles occurs only in highly permeable zones of terrigenous reservoirs - super reservoirs and fractures in carbonate reservoirs. Such systems do not enter low-permeability zones.
В свою очередь в указанной группе методов можно выделить два подхода, отличающихся концепцией по соотношению размеров отдельных гелей и размеров пор или каналов в пласте, по которым эти частицы могут двигаться.In turn, in this group of methods, two approaches can be distinguished, differing in concept in terms of the ratio of the sizes of individual gels and the sizes of pores or channels in the formation along which these particles can move.
Предполагается, что гели с размером частиц менее 10 мкм эффективно влияют на потоки пластовых флюидов. Примером использования таких систем является способ, где используют коллоидные частицы полиакриламида или полисахарида или эфира целлюлозы, содержащие 0.005-0.5% указанных полимеров, и полиоксихлорид алюминия (Патент RU №2298088), и состав для добычи нефти, содержащий микродисперсные гели (Патент RU(11)2215870).It is assumed that gels with a particle size of less than 10 μm effectively affect the flow of formation fluids. An example of the use of such systems is a method where colloidal particles of polyacrylamide or polysaccharide or cellulose ether containing 0.005-0.5% of these polymers and polyoxychloride aluminum (Patent RU No. 2298088) and a composition for oil production containing microdispersed gels (Patent RU (11 ) 2215870).
Недостаток способа и состава - низкая эффективность в высокопроницаемых коллекторах из-за малых размеров коллоидных частиц, которые легко проходят через поровые каналы и не создают необходимого сопротивления в неоднородных пластах. Поэтому более эффективным способом регулирования потоков в неоднородном пласте является применение дисперсных полимерно-гелевых систем с размером гелей большим, чем размер основных поровых каналов. Примером является способ добычи нефти, в котором используется закачка в пласт полимерно-гелевой системы «Темпоскрин» (АС СССР №1669404 от 03.04.1989) на основе воды и суспензии порошка полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением. Сущность способа состоит в том, что при обработке гранул порошка полиакриламида ионизирующим излучением происходит радиационно-химическое сшивание линейных молекул полиакриламида в объеме полимерной гранулы. Гранулы, имеющие первоначальный размер около 0.5 мм, при контакте с водой связывают в гель до 1000 объемов воды, увеличиваясь в размерах до 10 мм. Размер таких гелевых частиц больше чем размер пор, и поэтому они, в первую очередь, поступают в наиболее крупные промытые каналы пласта и имеют при этом наибольшую селективность по отношению к размеру каналов.The disadvantage of the method and composition is low efficiency in highly permeable reservoirs due to the small size of colloidal particles that easily pass through pore channels and do not create the necessary resistance in heterogeneous formations. Therefore, a more effective way to regulate flows in a heterogeneous reservoir is to use dispersed polymer-gel systems with gels larger than the size of the main pore channels. An example is the method of oil production, which uses the injection into the formation of the polymer-gel system "Temposcrin" (AS USSR No. 1669404 dated 04/03/1989) based on water and a suspension of polyacrylamide powder treated with ionizing radiation. The essence of the method lies in the fact that when processing granules of polyacrylamide powder with ionizing radiation, radiation-chemical crosslinking of linear polyacrylamide molecules occurs in the volume of the polymer granule. Granules with an initial size of about 0.5 mm, upon contact with water, are bound into a gel up to 1000 volumes of water, increasing in size up to 10 mm. The size of such gel particles is larger than the pore size, and therefore, they, first of all, enter the largest flushed channels of the formation and thus have the highest selectivity in relation to the size of the channels.
Недостатком радиационно-сшитого полиакриламида является ограничение применения при температуре пласта более 60°С.The disadvantage of radiation-crosslinked polyacrylamide is the limitation of use at a formation temperature of more than 60 ° C.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является реагент для нефтедобычи и способ нефтедобычи с его использованием (Патент RU №2562642 от 16.05.2014. МПК: С02 Е21В 43/22). Указанный способ включает закачку в нагнетательную скважину оторочки, содержащей водный раствор хлоридов натрия и кальция с минерализацией 4-40 г/л или пластовой воды с той же минерализацией и реагент, содержащий порошкообразный полиакриламид с молекулярной массой 14-25 млн. ед. и степенью гидролиза 20-30%, обработанный ионизирующим излучением дозой 3-20 кГр ускоренными электронами с энергией 5-10 Мэв, в составе композиции, содержащей дополнительно 5-20% от массы ПАА стабилизатора - порошка сульфата алюминия или алюмокалиевых квасцов, выполняющих роль ионного модификатора в воде и дополнительного сшивающего растворимую фракцию полиакриламида, присутствующую изначально в радиационно-сшитом полиакриламиде, что ведет к получению частиц макрогелей,The closest in technical essence and the achieved effect is a reagent for oil production and a method of oil production with its use (Patent RU No. 2562642 dated May 16, 2014. IPC: C02 Е21В 43/22). This method includes injecting into an injection well a rim containing an aqueous solution of sodium and calcium chlorides with salinity of 4-40 g / l or formation water with the same salinity and a reagent containing powdered polyacrylamide with a molecular weight of 14-25 million units. and the degree of hydrolysis of 20-30%, treated with ionizing radiation with a dose of 3-20 kGy by accelerated electrons with an energy of 5-10 MeV, as part of a composition containing an additional 5-20% of the weight of PAA stabilizer - powder of aluminum sulfate or potassium alum acting as an ionic a modifier in water and an additional crosslinking of the soluble fraction of polyacrylamide, which is present initially in the radiation-crosslinked polyacrylamide, which leads to the production of macrogel particles,
Недостатком способа является сложность, связанная с необходимостью использования специального оборудования для обработки ионизирующим излучением, а также недостаточная для ряда месторождений термическая стабильность - 80°С. Целью изобретения является упрощение процесса добычи нефти за счет исключения стадии предварительной обработки полимера ионизирующим излучением, расширение области применения на пласты с температурой более 80°С и повышение эффективности выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с неоднородными пластами за счет улучшенных упругих свойств гелей.The disadvantage of this method is the complexity associated with the need to use special equipment for treatment with ionizing radiation, as well as insufficient thermal stability for a number of deposits - 80 ° C. The aim of the invention is to simplify the oil production process by eliminating the stage of polymer pretreatment with ionizing radiation, expanding the field of application to formations with temperatures above 80 ° C and increasing the efficiency of leveling the injectivity profile of injection wells with heterogeneous formations due to improved elastic properties of gels.
Поставленная цель достигается тем, что в известном способе нефтедобычи, включающем закачку в пласт композиции, содержащей упругие частицы дисперсных макрогелей гидролизованного полиакриамида и связанных с ним ионов трехвалентного металла, новым является то, что каждая из частиц содержит 0.5-5% масс молекул полиакриламида со степенью гидролиза 5-30%, структурно связанных в пределах одной частицы ионами Cr+3 и молекулами пластовой или подтоварной воды в частицах объемом 1-1000 мм3, при этом материал геля имеет модуль упругости в пределах 5-100 кПа, а в общем объеме композиции частицы занимают 30-90% ее объема. Указанные пределы объемов гелевых частиц, модуля упругости и объемной доли в гелевой системе, в совокупности, нацелены на обеспечение получения наибольшего количества дополнительной нефти. Так, например, заявляемый объем связываемой воды в частице в интервале 1-1000 мм3 означает соответственно диапазон размеров частиц гелей в интервале 1-10 мм и совпадает с диапазоном размеров частиц гелей в прототипе. То же имеет место и по интервалу модулей упругости. Чрезмерно упругие гели - с модулем упрости более 100 кПа - с большой долей вероятности могут быть отфильтрованы в интервале перфорации и внедриться в пласт. Интервал объема гелей 30-90% связан с требованиями обеспечения возможности закачки композиции в пласт, так как, например, при 100%-ом содержании гелей сопротивление, возникающее при закачке композиции, может превысить пределы давления, устанавливаемые при работе нагнетательных скважин.This goal is achieved by the fact that in the known oil production method, including the injection into the formation of a composition containing elastic particles of dispersed macrogels of hydrolyzed polyacryamide and associated trivalent metal ions, it is new that each of the particles contains 0.5-5% of the mass of polyacrylamide molecules with a degree hydrolysis 5-30%, structurally bound within one particle by ions of Cr +3 and molecules of formation or produced water in particles with a volume of 1-1000 mm 3 , while the gel material has an elastic modulus in the range of 5-100 kPa, and in the total volume of the composition particles occupy 30-90% of its volume. The specified limits of the volumes of gel particles, modulus of elasticity and volume fraction in the gel system, in aggregate, are aimed at ensuring the production of the largest amount of additional oil. So, for example, the claimed volume of bound water in a particle in the range of 1-1000 mm 3 means, respectively, a range of sizes of gel particles in the range of 1-10 mm and coincides with the range of sizes of gel particles in the prototype. The same is true for the interval of elastic moduli. Excessively elastic gels - with a modulus of simplification of more than 100 kPa - with a high degree of probability can be filtered out in the perforated interval and penetrate into the formation. The interval of the volume of gels of 30-90% is associated with the requirements to ensure the possibility of injecting the composition into the formation, since, for example, at a 100% content of gels, the resistance arising during injection of the composition can exceed the pressure limits established during the operation of injection wells.
Новым является способ нефтедобычи, включающий закачку в нагнетательную скважину воды из системы поддержания пластового давления и оторочек указанной композиции, изготавливаемой непосредственно на скважине в реакции между частично набухшими частицами полиакриламида и ионами Cr+3 (ионный модификатор) в воде во взвешенном состоянии при их суммарной концентрации до 2% до стабилизации объема осадка дисперсных гелей, но не менее 30 минут. Для ускорения работ на скважине целесообразно порошкообразные компоненты - полиакрил амид и модификатор - объединять в виде реагента - состава, содержащего 2-8% основного сульфата хрома или хромовых квасцов и полиакриламида.A new method is oil production, which includes the injection of water into an injection well from the reservoir pressure maintenance system and slugs of the specified composition, which is made directly on the well in the reaction between partially swollen polyacrylamide particles and Cr +3 ions (ionic modifier) in water in suspension at their total concentration up to 2% until the volume of the sediment of dispersed gels stabilizes, but not less than 30 minutes. To speed up work on the well, it is advisable to combine powdered components - polyacryl amide and a modifier - in the form of a reagent - a composition containing 2-8% of basic chromium sulfate or chromium alum and polyacrylamide.
Сущность изобретения состоит в том, что композиция для нефтедобычи, содержащая дисперсные структурированные гелевые частицы, готовится смешением доступных порошкообразных компонентов с водой непосредственно на скважине в неравновесных (относительно набухания гранул полимера) условиях. Физико-химический механизм образования дисперсной полимерно-гелевой системы по предлагаемому изобретению основан на контролируемом локальном сшивании молекул полиакриламида в объеме полимерной гранулы в состоянии неравновесного набухания.The essence of the invention lies in the fact that a composition for oil production containing dispersed structured gel particles is prepared by mixing the available powdery components with water directly in the well under non-equilibrium (relative to the swelling of polymer granules) conditions. The physicochemical mechanism of the formation of a dispersed polymer-gel system according to the invention is based on controlled local crosslinking of polyacrylamide molecules in the volume of a polymer granule in a state of non-equilibrium swelling.
Контролируемое локальное сшивание полимера в грануле можно рассматривать как химическую реакцию между гранулой полимера (совокупность физически связанных макромолекул) с молекулами воды и ионами Cr+3. Продуктом реакции является гелевая частица как самостоятельная кинетическая единица:Controlled local crosslinking of a polymer in a granule can be viewed as a chemical reaction between a polymer granule (a collection of physically bound macromolecules) with water molecules and Cr +3 ions. The reaction product is a gel particle as an independent kinetic unit:
где m, n - целые числа.where m, n are integers.
Если в процессе проведения реакции предотвращать слипание гранул за счет постоянного перемешивания, то полимер из гранулы полностью войдет в гелевую частицу, а это является образованием дисперсной полимерно-гелевой системы.If in the course of the reaction to prevent sticking of the granules due to constant stirring, the polymer from the granule will completely enter the gel particle, and this is the formation of a dispersed polymer-gel system.
Процесс приготовления полимерной композиции, содержащей дисперсные гели, исключает целую стадию сшивания, присутствующую в прототипе. Кроме того, как показывает результат лабораторных испытаний, получаемые при этом дисперсные гели обладают также большей термической стабильностью.The process of preparing a polymer composition containing dispersed gels eliminates the whole stage of crosslinking present in the prototype. In addition, as the result of laboratory tests shows, the resulting dispersed gels also have higher thermal stability.
Реализация предлагаемого способа нефтедобычи имеет по сравнению с прототипом следующие преимущества: упрощение технологии за счет устранения стадии обработки полимера ионизирующим излучением и связанное с этим снижение затрат на скважино-обработку; расширение области применения способа на месторождения нефти с более высокой пластовой температурой.The implementation of the proposed method of oil production has, in comparison with the prototype, the following advantages: simplification of technology due to the elimination of the stage of processing the polymer with ionizing radiation and the associated reduction in costs for well processing; expanding the field of application of the method to oil fields with a higher reservoir temperature.
Пример 1.Example 1.
Для сравнения с предшествующим уровнем техники проведены лабораторные исследования свойств композиции, полученной по способу-прототипу (Патент RU №2562642 от 16.05.2014. МПК: С02 Е21В 43/22).For comparison with the prior art, laboratory studies of the properties of the composition obtained by the prototype method were carried out (Patent RU No. 2562642 dated May 16, 2014. IPC: C02 E21B 43/22).
Данные по эффективности применения одного из вариантов прототипа на реальном месторождении приведены в работе: Каушанский Д.А., Демьяновский В.Б., Сурмаев А.В. и др. Результаты физико-химического воздействия на продуктивные пласты вятской площади Арланского месторождения полимерно-гелевой технологией «Темпоскрин» // Нефтепромысловое дело. №11, 2010. С. 19-24. Для проведение лабораторного сравнения предлагаемого технического решения по сравнению с прототипом проведены лабораторные сравнительные исследования, в которых измеряли их основные физико-механические свойства, термическую стабильность и сравнивали отдельные этапы применения технологий на основе разных способов.The data on the effectiveness of using one of the prototype options in a real field are given in the work: Kaushansky D.A., Demyanovsky V.B., Surmaev A.V. and others. Results of physicochemical impact on productive strata of the Vyatka area of the Arlanskoye field by polymer-gel technology "Temposcrin" // Oilfield business. No. 11, 2010. S. 19-24. To conduct a laboratory comparison of the proposed technical solution in comparison with the prototype, laboratory comparative studies were carried out, in which their main physical and mechanical properties, thermal stability were measured and individual stages of the application of technologies based on different methods were compared.
С этой целью проведено лабораторное моделирование процесса приготовления реагента-прототипа и изучение основных физико-механических свойств полимерно-гелевой системы на его основе. Приготовлен образец для испытаний следующим образом. 100 грамм гранулированного гидролизованного полиакриламида фракции 0.1-1 мм с молекулярной массой 18*10^6 ед. обработали ионизирующим излучением дозой 5 кГр. Далее в емкости с мешалкой произвели одновременное перемешивание 1,0 г полимера и 0,05 грамм алюмокалиевых квасцов и перемешивали в воде с минерализацией 17 г/л до образования композиции, содержащей дисперсные гели. Готовую композицию дисперсных гелей исследовали по следующим показателям:For this purpose, laboratory modeling of the process of preparing a prototype reagent and a study of the main physical and mechanical properties of a polymer-gel system based on it were carried out. A test sample was prepared as follows. 100 grams of granular hydrolyzed polyacrylamide fraction 0.1-1 mm with a molecular weight of 18 * 10 ^ 6 units. treated with ionizing radiation at a dose of 5 kGy. Then, in a container with a stirrer, 1.0 g of polymer and 0.05 g of potassium alum were simultaneously mixed and mixed in water with a salinity of 17 g / l until a composition containing dispersed gels was formed. The finished composition of dispersed gels was investigated according to the following indicators:
- общий объем осадка, образующегося при отстаивании системы в течение 20 минут;- the total volume of sediment formed when the system is allowed to stand for 20 minutes;
- гидравлическое сопротивление при продавливании композиции через капиллярный канал размером 1.0, 1.6, 2.0, 2.5, 3.0 мм под действием давления, создаваемого воздушным компрессором;- hydraulic resistance when the composition is pushed through a capillary channel of 1.0, 1.6, 2.0, 2.5, 3.0 mm in size under the action of the pressure generated by the air compressor;
- доля полимера в гелевой частице;- the proportion of polymer in the gel particle;
- размер наиболее крупных частиц гелей;- the size of the largest particles of gels;
- объем наиболее крупных частиц гелей;- the volume of the largest particles of gels;
- модуль упругости отдельных частиц;- modulus of elasticity of individual particles;
- изменение объема гелей после термической обработки при температуре 95°С в течение 72 часов (измерение термической стабильности).- change in the volume of gels after heat treatment at a temperature of 95 ° C for 72 hours (measurement of thermal stability).
Измерение реологических свойств проводили путем определения максимального давления, при котором композиция продавливается через капиллярное отверстие. Расчет модуля упругости материала дисперсных гелей проводили по формуле и методике, предложенной в работе: Барабанов В.Л., Демьяновский В.Б., Каушанский Д.А. Изучение реологической неоднородности жидких систем на примере набухших в воде дисперсных гелей полиакриламида // Научное сетевое издание «Актуальные проблемы нефти и газа». 2016. №1 (13). С.4.Measurement of rheological properties was carried out by determining the maximum pressure at which the composition is forced through the capillary opening. The calculation of the modulus of elasticity of the material of dispersed gels was carried out according to the formula and methodology proposed in the work: Barabanov V.L., Demyanovskiy V.B., Kaushanskiy D.A. Study of rheological inhomogeneity of liquid systems on the example of dispersed polyacrylamide gels swollen in water // Scientific network publication "Actual problems of oil and gas". 2016. No. 1 (13). C.4.
Определение размеров гелевых частиц проводили методом микроскопии с фиксацией результатов цифровой камерой. Термическую обработку гелевой композиции проводили в закрытых емкостях при температуре 95°С в течение 72 часов в термическом шкафу. Результаты представляли как отношение объема геля после термической обработки к исходному объему геля.Determination of the size of the gel particles was carried out by microscopy with the fixation of the results with a digital camera. Heat treatment of the gel composition was carried out in closed containers at a temperature of 95 ° C for 72 hours in a thermal cabinet. The results were presented as the ratio of the volume of the gel after heat treatment to the initial volume of the gel.
Результаты определения гидравлического сопротивления композиции через капиллярные каналы сравнивали с результатами течения чистой воды при постоянных параметрах работы воздушного компрессора. Параметры работы воздушного компрессора: производительность 200 мл в минуту при отсутствии сопротивления на выходе и максимальное развиваемое давление 50 кПа.The results of determining the hydraulic resistance of the composition through the capillary channels were compared with the results of the flow of pure water at constant operating parameters of the air compressor. Air compressor operating parameters: capacity 200 ml per minute with no resistance at the outlet and maximum developed pressure of 50 kPa.
Результаты испытаний свойств воды, а также композиции-прототипа и способа-прототипа представлены в таблице 1 (п.1 и п. 2). Из представленных данных видно, что композиция-прототип позволяет получить полимерно-гелевую систему, образующую дисперсный осадок геля в объеме 55%. Эта композиция не протекает (в отличие от воды) через капиллярный канал размером 1 мм, но протекает (как и вода) через канал размером 3 мм. При этом размер гелевых частиц составляет максимально 2,5 мм, их объем - 15,6 мм3, а модуль упругости составляет 33 кПа. После термической обработки объем гелей составляет 65% от исходного объема.The results of testing the properties of water, as well as the prototype composition and the prototype method are presented in table 1 (item 1 and item 2). From the presented data, it can be seen that the prototype composition makes it possible to obtain a polymer-gel system that forms a dispersed gel precipitate in a volume of 55%. This composition does not flow (unlike water) through a 1 mm capillary channel, but flows (like water) through a 3 mm channel. In this case, the size of the gel particles is at most 2.5 mm, their volume is 15.6 mm 3 , and the modulus of elasticity is 33 kPa. After heat treatment, the volume of the gels is 65% of the original volume.
Пример 2.Example 2.
В настоящем примере приведены результаты лабораторного исследования свойств композиции и реагента, полученных с использованием предлагаемого технического решения.This example shows the results of a laboratory study of the properties of the composition and the reagent obtained using the proposed technical solution.
Для получения полимерно-гелевой композиции 1 г порошка полиакриламида с размером частиц 0,2-1,0 мм, степень гидролиза 18%, смешали с 0,05 г порошка основного сульфата хрома и получили смесовый порошок-реагент, в котором содержание основного сульфата хрома составило 5% масс. Полученную смесь постепенно добавляли в емкость с работающей мешалкой с моделью пластовой воды хлоркальциевого типа с минерализацией 200 г/л и в течение 60 минут за счет работы мешалки поддерживали гранулы ПАА во взвешенном состоянии. Периодически перемешивание прекращали и после седиментации осадка фиксировали его объем. После прекращения роста объема осадка считали композицию готовой для исследования.To obtain a polymer-gel composition, 1 g of polyacrylamide powder with a particle size of 0.2-1.0 mm, a degree of hydrolysis of 18%, was mixed with 0.05 g of a powder of basic chromium sulfate and a mixed reagent powder was obtained, in which the content of basic chromium sulfate amounted to 5% of the mass. The resulting mixture was gradually added to a container with an operating mixer with a model of calcium chloride type formation water with a salinity of 200 g / l, and for 60 minutes, due to the operation of the mixer, the PAA granules were kept in suspension. Stirring was stopped periodically, and after sedimentation of the sediment, its volume was fixed. After the cessation of the growth of the sediment volume, the composition was considered ready for research.
Вид исследования и условиях испытаний были такими же, что при испытании прототипа в примере 1. Кроме того в таблице 1 приведены фотографии частиц гелей - компонентов композиции, а также фотография гранул исходного полимера (п.4 табл. 1) с масштабной линейкой. Фотографии гелевых частиц и гранул полимера приведены в одном масштабе. Результат испытаний данной композиции представлен в п. 3 Таблицы 1. Из представленных результатов видно, что при контакте в течение 60 минут гранул ПАА и гранул основного сульфата хрома в воде с минерализацией 200 г/л при перемешивании произошло образование дисперсной полимерно-гелевой системы со следующими свойствами:The type of research and test conditions were the same as when testing the prototype in example 1. In addition, table 1 shows photographs of the particles of the gels - the components of the composition, as well as a photograph of the granules of the original polymer (item 4 of table. 1) with a scale bar. Photographs of gel particles and polymer beads are to scale. The test result of this composition is presented in clause 3 of Table 1. From the presented results it can be seen that upon contact for 60 minutes of PAA granules and granules of basic chromium sulfate in water with a salinity of 200 g / l with stirring, a dispersed polymer-gel system was formed with the following properties:
- объемная доля гелей 54%,- volume fraction of gels 54%,
- максимальное гидродинамическое сопротивление движению гелевых частиц через отверстие диаметром 2.0 мм составляет 28 кПа., что выше, чем в прототипе, а через отверстие диаметром 3 мм такое же как в прототипе - около 0 кПа. Содержание полимера в гелевой частице 1.8%,- the maximum hydrodynamic resistance to the movement of gel particles through a hole with a diameter of 2.0 mm is 28 kPa, which is higher than in the prototype, and through a hole with a diameter of 3 mm, the same as in the prototype - about 0 kPa. The polymer content in the gel particle is 1.8%,
- модуль упругости материала гелевой частицы - 72 кПа (в прототипе 33 кПа). Термическая стабильность предлагаемой композиции равна 78%, по сравнению с 65% у прототипа.- the modulus of elasticity of the material of the gel particle - 72 kPa (in the prototype 33 kPa). The thermal stability of the proposed composition is 78%, compared to 65% for the prototype.
Из этих данных и данных таблицы 1 можно сделать вывод, что предлагаемая композиция, содержащая дисперсные гели, по своим механическим свойствам аналогична прототипу, но при этом имеет место более высокая термическая стабильность. Кроме того сравнивая процесс получения композиции предлагаемым способом со способом-прототипом видно, что предлагаемая схема процесса более проста в реализации.From these data and the data in Table 1, it can be concluded that the proposed composition containing dispersed gels is similar in mechanical properties to the prototype, but at the same time there is a higher thermal stability. In addition, comparing the process of obtaining a composition by the proposed method with the prototype method, it can be seen that the proposed process scheme is easier to implement.
Результаты исследования свойств предлагаемой композиции, способа приготовления и реагента при использовании различных концентраций реагентов для случая реагентов на основе различных полимеров акрил амида с различной степенью гидролиза и различных производителей., а также двух типов ионных модификаторов - компонентов реагента -основного сульфата хрома и хромокалиевых квасцов приведены в примерах п. 5-12 таблицы 1.The results of studying the properties of the proposed composition, preparation method and reagent using different concentrations of reagents for the case of reagents based on different acryl amide polymers with different degrees of hydrolysis and different manufacturers, as well as two types of ionic modifiers - reagent components - basic chromium sulfate and potassium chromium alum are given in the examples of clauses 5-12 of Table 1.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019115858A RU2744686C2 (en) | 2019-05-23 | 2019-05-23 | Oil recovery composition, method and reagent |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019115858A RU2744686C2 (en) | 2019-05-23 | 2019-05-23 | Oil recovery composition, method and reagent |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2019115858A3 RU2019115858A3 (en) | 2020-11-23 |
| RU2019115858A RU2019115858A (en) | 2020-11-23 |
| RU2744686C2 true RU2744686C2 (en) | 2021-03-15 |
Family
ID=73543477
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019115858A RU2744686C2 (en) | 2019-05-23 | 2019-05-23 | Oil recovery composition, method and reagent |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2744686C2 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4018286A (en) * | 1975-11-06 | 1977-04-19 | Phillips Petroleum Company | Controlled well plugging with dilute polymer solutions |
| RU2352771C2 (en) * | 2007-01-29 | 2009-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of applying modified polymer compositions for increased oil withdrawal of formations |
| RU2436941C1 (en) * | 2010-07-13 | 2011-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for control over water flood of non-uniform reservoir |
| RU2558565C1 (en) * | 2014-05-16 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Oil production increase method |
| RU2562642C1 (en) * | 2014-05-16 | 2015-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Reagent for oil production and oil production method using it |
| RU2639341C1 (en) * | 2017-03-10 | 2017-12-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Производственная Компания Дацин Кемикал" | Method for development of nonuniform permeability reservoirs |
| RU2656654C2 (en) * | 2016-02-19 | 2018-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Method to increase oil production |
-
2019
- 2019-05-23 RU RU2019115858A patent/RU2744686C2/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4018286A (en) * | 1975-11-06 | 1977-04-19 | Phillips Petroleum Company | Controlled well plugging with dilute polymer solutions |
| RU2352771C2 (en) * | 2007-01-29 | 2009-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of applying modified polymer compositions for increased oil withdrawal of formations |
| RU2436941C1 (en) * | 2010-07-13 | 2011-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for control over water flood of non-uniform reservoir |
| RU2558565C1 (en) * | 2014-05-16 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Oil production increase method |
| RU2562642C1 (en) * | 2014-05-16 | 2015-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Reagent for oil production and oil production method using it |
| RU2656654C2 (en) * | 2016-02-19 | 2018-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Method to increase oil production |
| RU2639341C1 (en) * | 2017-03-10 | 2017-12-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Производственная Компания Дацин Кемикал" | Method for development of nonuniform permeability reservoirs |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2019115858A3 (en) | 2020-11-23 |
| RU2019115858A (en) | 2020-11-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11015109B2 (en) | Particulate profile control agent self-adaptive to size of formation pore throat and preparation method thereof | |
| US7897545B2 (en) | Fluid loss compositions and methods of use for subterranean operations | |
| Bai et al. | Experimental study on hydrophobically associating hydroxyethyl cellulose flooding system for enhanced oil recovery | |
| Zhou et al. | Study of crosslinked copolymer nanospheres with temperature resistance, salinity resistance, and deep profile control | |
| CA2825034A1 (en) | Oil field treatment fluids | |
| MX2013000047A (en) | Gelled foam compositions and methods. | |
| WO2012068080A1 (en) | Oil field treatment fluids | |
| JPS6112706A (en) | Manufacture of reverse microlatex of water-soluble copolymer | |
| CN103409118A (en) | Synthetic method of water-base drilling fluid ultra-temperature stabilizing agent | |
| RU2546700C1 (en) | Composition for increase of oil recovery of formations (versions) | |
| RU2744686C2 (en) | Oil recovery composition, method and reagent | |
| Wang et al. | Preparation and investigation of self-healing gel for mitigating circulation loss. | |
| Li et al. | Enhanced oil recovery in fractured low-permeability reservoirs by a novel gel system prepared by sustained-release crosslinker and water-soluble thixotropic polymer | |
| RU2656654C2 (en) | Method to increase oil production | |
| RU2529975C1 (en) | Composition of multi-functional reagent for physical and chemical advanced recovery methods (arm) | |
| RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| CN112979879B (en) | High-strength high-toughness gel based on macromolecular cross-linking polymerization, and preparation method and application thereof | |
| CN106467733B (en) | Cross linked amphoteric polymeric microballoon-hydrophobic associated polymer profile control agent and its application | |
| Bai et al. | Investigation on the Mechanism and Properties of a Novel Colloidal Dispersion Gel for Profile Modification in High Salinity Reservoir | |
| RU2562642C1 (en) | Reagent for oil production and oil production method using it | |
| CN104293324A (en) | Ultrahigh-temperature drilling fluid filtrate reducer and its preparation method | |
| RU2180039C2 (en) | Method of selecting gelating compositions for increasing oil recovery of strata | |
| RU2169256C1 (en) | Method of development of water-encroached oil deposit | |
| RU2719699C1 (en) | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability | |
| CA1102030A (en) | Process for the treatment of aqueous solutions of partially hydrolyzed polyacrylamides |