RU2757943C1 - Состав для повышения нефтеотдачи пласта - Google Patents

Состав для повышения нефтеотдачи пласта Download PDF

Info

Publication number
RU2757943C1
RU2757943C1 RU2020136578A RU2020136578A RU2757943C1 RU 2757943 C1 RU2757943 C1 RU 2757943C1 RU 2020136578 A RU2020136578 A RU 2020136578A RU 2020136578 A RU2020136578 A RU 2020136578A RU 2757943 C1 RU2757943 C1 RU 2757943C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
composition
petroleum
gel
aluminum
thermotropic
Prior art date
Application number
RU2020136578A
Other languages
English (en)
Inventor
Артем Ярославович Учаев
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие «НефтеСервисКомплект»
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие «НефтеСервисКомплект» filed Critical Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие «НефтеСервисКомплект»
Priority to RU2020136578A priority Critical patent/RU2757943C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2757943C1 publication Critical patent/RU2757943C1/ru

Links

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов с низкой проницаемостью и высокой пластовой температурой. Технический результат - создание более протяженного изоляционного экрана, вовлечение в разработку ранее неэксплуатируемых нефтенасыщенных пропластков, повышение нефтегазоотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции. Состав для повышения нефтеотдачи пласта представляет собой водный раствор гелеобразующей термотропной композиции в концентрации 5-15 мас.%. Гелеобразующая термотропная композиция содержит, мас.%: полиоксихлорид алюминия или пентагидроксихлорид алюминия 25-44,9; карбамид 55-74,9; катионный полиакриламид со степенью ионного заряда выше 30 0,1-5. 2 табл., 1 пр.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов с низкой проницаемостью и высокой пластовой температурой.
При разработке залежей заводнением со временем происходит обводнение добываемой продукции из-за прорывов вытесняющего агента (воды) по наиболее проницаемым зонам в пласте. Для исключения такого явления проводят необходимые мероприятия по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.
Известен «ТЕРМОТРОПНЫЙ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЙ СОСТАВ» RU 2406746 [1], включающий закачку в нефтяной пласт раствора гидроксохлорида алюминия с водородным показателем рН его 1%-ного водного раствора не ниже 3,5, полиэтиленоксид при соотношении компонентов, мас. %:
гидроксохлорид алюминия 25-40
карбамид 60-75
полиэтиленоксид 0,1-0,2
Недостатком известного способа является низкая вязкость получаемого геля, а также низкая термостабильность геля при высокой температуре выше 80°С.
Известен «СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА К ДОБЫВАЮЩИМ НЕФТЯНЫМ СКВАЖИНАМ» RU 2348792 [2]. Гелеобразующий состав получают 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. %:
пентагидроксохлорид алюминия 3-6
полиакриламид 0,25-0,5
карбамид 7-14
вода остальное
К недостаткам состава относится достаточно сложный процесс его приготовления. В частности, приготовление раствора полиакриламида в концентрациях 0,25-0,5 мас. % требует значительного времени перемешивания (не менее 1 часа).
Состав имеет значительную вязкость (более 20 мПа⋅с), что снижает селективность процесса водоизоляции при его закачке, особенно в условиях месторождений Западной Сибири, характеризующихся маловязкими нефтями. Относительно короткое время гелеобразования при 70°C и ниже, составляющее 7-8 часов, не позволяет закачать большие объемы реагента за это время в скважину, а в условиях месторождений с более высокой пластовой температурой делает невозможным применение состава из-за большой вероятности гелеобразования в скважине.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является «СОСТАВ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНОГО РЕАГЕНТА ДЛЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ» RU 2529975 [3], который содержит соли алюминия (2,5-20,0% масс.), ацетат натрия (2,0-10,0% масс.) и воду, может содержать карбамид (до 30% масс.) и мелкодисперсный полиакриламид с диаметром частиц 40-80 мкм (до 2,5% масс.).
Недостатком данного гелеобразующего состава, содержащего мелкодисперсный анионный полиакриламид, является плохая растворимость анионного полиакриламида в водном растворе солей алюминия, наличие нерастворенных частиц полиакриламида не позволяет использовать данный состав в низкопроницаемых пластах, так как приводит к торцевой забивке пласта, что существенно ограничивает его область применения.
Изобретение направлено на создание термотропного гелеобразующего состава для разработки обводненной нефтяной залежи путем закачки в нагнетательные скважины термотропной гелеобразующей композиции, глубоко проникающей в пласт.
Раскрытие сущности изобретения.
Состав для повышения нефтеотдачи пласта представляет собой водный раствор гелеобразующей термотропной композиции в концентрации 5-15 мас.%, содержащей мас.%: полиоксихлорид алюминия или пентагидроксихлорид алюминия 25-44,9, карбамид 55-74,9, катионный полиакриламид со степенью ионного заряда выше 30 0,1-5.
Состав отличается тем, что в качестве структурообразователя используется не анионный полиакриламид, а хорошо растворимый в растворе солей алюминия катионный полиакриламид с высокой степенью ионного заряда. При этом в процессе гидролиза солей алюминия при температуре помимо образования неорганического геля, происходит сшивка катионного полиакриламида ионами алюминия. В результате чего, образуется пространственная решетка из сшитого катионного полиакриламида, которая значительно увеличивает реологические свойства образующего геля.
При реализации способа можно использовать полиоксихлорид алюминия Аква-Аурат-30 ТУ 2163-069-00205067-2007; карбамид ГОСТ 2081-2010 и катионный полиакриламид со степенью ионного заряда выше 30 производства Китай.
Осуществление изобретения:
Для иллюстрации предлагаемого технического решения были приготовлены образцы термотропного состава.
Подготовленные образцы проходили испытания в термошкафу при температуре 90°С, что соответствует высоким пластовым температурам нефтегазоносных горизонтов Западной Сибири. В качестве воды использовали модельную пластовую воду с минерализацией 21,4 г/л.
Результаты испытаний сведены в таблицу 1.
Результаты лабораторных исследований показали, что при температуре 90°С, образуется гель, реологические свойства, которого на порядок выше, термотропных составов без катионного полиакриламида.
Диапазон содержания катионного полиакриламида 0,1-5%, при более низкой концентрации катионного полиакриламида эффект не значителен. Верхняя граница содержания катионного полиакриламида обусловлена вязкостью рабочих растворов, закачка таких растворов будет приводить к торцевой забивке низкопроницаемых пластов. Время начала образования геля составляет не менее 7 часов при пластовой температуре. Данный фактор является не маловажным при создании протяженного изоляционного экрана. С течением времени вязкость геля увеличивается, достигая наивысшего значения через 24 ч.
При замене полиоксихлорида алюминия на пентагидроксихлорид алюминия концентрация этого ингредиента не изменяется.
Концентрация закачиваемой гелеобразующей термотропной композиции зависит от коллекторских свойств пласта. Для изоляции низкопроницаемых пластов могут быть использованы более разбавленные растворы, для высокопроницаемых пластов - более концентрированные растворы. Наиболее предпочтительным диапазоном является концентрация термотропной гелеобразующей композиции от 5% до 15% в рабочем растворе.
Для определения эффективности предлагаемого способа определяли проницаемость насыпных моделей по воде, а также протяженность изоляционного экрана. Экспериментальные данные приведены в таблице 2.
Из таблицы 2 следует, что введение катионного полиакриламида увеличивает протяженность изоляционного экрана, а также снижает проницаемость по воде после изоляции.
Пример реализации способа.
Перед проведением изоляционных работ проводят комплекс гидродинамических исследований и определяют приемистость пласта при различных давлениях закачки.
Исходя из результатов исследований выбирают концентрацию реагента, необходимую для создания изолирующего экрана. Способ осуществляют с использованием стандартной промысловой техники. Перед закачкой готовят расчетное количество водного раствора термотропной композиции. Далее осуществляют закачку и оставляют скважину на технологическую выстойку в течение 24 ч. После технологической выстойки на скважине проводят гидродинамические исследования и исследования по определению профиля приемистости.
Реализация предлагаемого способа позволит за счет создания более протяженного изоляционного экрана вовлечь в разработку ранее не эксплуатируемые нефтенасыщенные пропластки, и, следовательно, повысить нефтегазоотдачу пласта и снизить обводненность добываемой продукции.
Figure 00000001
Figure 00000002

Claims (2)

  1. Состав для повышения нефтеотдачи пласта, включающий водный раствор полиоксихлорида алюминия или пентагидроксихлорида алюминия и карбамида, отличающийся тем, что содержит дополнительно катионный полиакриламид со степенью ионного заряда выше 30, представляет собой водный раствор гелеобразующей термотропной композиции в концентрации 5-15 мас.%, содержащей, мас.%:
  2. полиоксихлорид алюминия или пентагидроксихлорид алюминия 25-44,9 карбамид 55-74,9 катионный полиакриламид со степенью ионного заряда выше 30 0,1-5
RU2020136578A 2020-11-08 2020-11-08 Состав для повышения нефтеотдачи пласта RU2757943C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020136578A RU2757943C1 (ru) 2020-11-08 2020-11-08 Состав для повышения нефтеотдачи пласта

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020136578A RU2757943C1 (ru) 2020-11-08 2020-11-08 Состав для повышения нефтеотдачи пласта

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2757943C1 true RU2757943C1 (ru) 2021-10-25

Family

ID=78289660

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020136578A RU2757943C1 (ru) 2020-11-08 2020-11-08 Состав для повышения нефтеотдачи пласта

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2757943C1 (ru)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4744418A (en) * 1986-01-27 1988-05-17 Marathon Oil Company Delayed polyacrylamide gelation process for oil recovery applications
RU2224092C1 (ru) * 2002-07-10 2004-02-20 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта
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
RU2440485C1 (ru) * 2010-07-15 2012-01-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) Способ изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам
RU2529975C1 (ru) * 2013-06-28 2014-10-10 Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун)
RU2614839C1 (ru) * 2015-10-12 2017-03-29 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Катионный буровой раствор с повышенными ингибирующими и крепящими свойствами

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4744418A (en) * 1986-01-27 1988-05-17 Marathon Oil Company Delayed polyacrylamide gelation process for oil recovery applications
RU2224092C1 (ru) * 2002-07-10 2004-02-20 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта
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
RU2440485C1 (ru) * 2010-07-15 2012-01-20 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) Способ изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам
RU2529975C1 (ru) * 2013-06-28 2014-10-10 Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун)
RU2614839C1 (ru) * 2015-10-12 2017-03-29 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" Катионный буровой раствор с повышенными ингибирующими и крепящими свойствами

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA1228227A (en) Gel for retarding water flow
US5101903A (en) Method for modifying the permeability of an underground formation
US20150007989A1 (en) Viscoelastic surfactants crosslinked with divalent ions and methods for making and using same
RU2614827C2 (ru) Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений
WO2015038153A1 (en) Conductivity enhancenment of complex fracture networks in subterranean formations
US9945219B2 (en) Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits
US4718491A (en) Process for preventing water inflow in an oil- and/or gas-producing well
US4665987A (en) Prepartially crosslinked gel for retarding fluid flow
US20130081809A1 (en) Process for producing mineral oil from an underground deposit
RU2757943C1 (ru) Состав для повышения нефтеотдачи пласта
Zhao et al. Using associated polymer gels to control conformance for high temperature and high salinity reservoirs
US4261422A (en) Method for treating underground formations
CN113136185A (zh) 一种低温高矿化度油藏用有机堵水冻胶
Qing et al. Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir
RU2529975C1 (ru) Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун)
RU2397195C1 (ru) Гелеобразующие составы для ограничения водопритока в скважину
CA2791134C (en) Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits
CA3001565C (en) Methods of acidizing subterranean formations
US20140008065A1 (en) Formulations based on crude glycerol (cg), cellulose ether and urea, process for producing mineral oil from mineral oil deposits having inhomogeneous permeability and process for producing these formulations
RU2410406C1 (ru) Состав для повышения нефтеотдачи пластов и способ его приготовления
RU2757331C1 (ru) Состав для разработки обводненной нефтяной залежи
RU2627807C1 (ru) Жидкость для глушения нефтегазовых скважин
CA2819952A1 (en) Formulations based on crude glycerol (cg), cellulose ether and urea, process for producing mineral oil from mineral oil deposits having inhomogeneous permeability and process for producing these formulations
US20140008064A1 (en) Use of crude glycerol (cg) for production of formulations for mineral oil production and process for producing mineral oil from mineral oil deposits having inhomogeneous permeability
RU2781204C1 (ru) Способ ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах и гелеобразующий состав для его реализации