Способ повышения добычи нефти


 


Владельцы патента RU 2558565:

Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" (RU)

Изобретение относится к нефтедобыче, точнее к способам увеличения дебита нефти в добывающих скважинах. В способе повышения добычи нефти, включающем закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, суспензию получают смешением 1 вес. ч. порошкообразного полиакриламида со степенью гидролиза 20-35% и молекулярной массой 14-23 млн ед., обработанного ускоренными электронами с энергией электронов 5-10 МэВ дозой 3-30 кГр, с 25-150 вес. ч. воды с последующим набуханием суспензии до образования геля с модулем упругости 5-30 КПа и условной вязкостью суспензии геля в интервале 1,5-60. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности способа и упрощение работ на скважине. 2 з.п. ф-лы, 2 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобыче, точнее к способам увеличения дебита нефти в добывающих скважинах.

В ряду важнейших на месторождениях в поздних стадиях разработки постоянно находится проблема водопритоков в нефтяных скважинах. Предложено множество способов решения этой проблемы, причем значительная доля этих способов включает применение полиакриламида в качестве компонента используемых систем. Например, по способу [1] в скважину производят закачку раствора полиакриламида, бихромата калия и бактерицида. В способе по [2] суспензию полиакриламида в органической жидкости закачивают в пласт и продавливают ее водой. По способу [3] в скважину закачивают водный раствор полиакриламида с отвердителем и водную дисперсию глины. По способу [4] рекомендуется закачка гелеобразующего состава, содержащего полиакриламид, ацетат хрома или хромкалиевые квасцы, хлорид аммония и воду. Аналогичные составы предлагаются в способах по [5-7].

Недостатком использования систем на основе полиакриламида и химического сшивателя является низкая эффективность производимых работ и многокомпонентность используемых составов. В качестве сшивателя полиакриламида наиболее часто используется ацетат хрома - нежелательный компонент в экологической системе нефтяных месторождений.

Наиболее близким аналогом для заявленного изобретения является способ повышения добычи нефти, включающий закачку в пласт через скважину состава, содержащего полиакриламид, обработанный в твердой фазе ускоренными электронами дозой 0,3-10 Мрад, в виде суспензии в водном растворе силиката натрия с последующим нагнетанием растворов солей кальция, магния, алюминия или аммония [8]. Этот известный способ использует свойство частиц сшитого полиакриламида связывать часть воды в малоподвижный гель. Применение в качестве водных растворов солей указанных металлов и силиката натрия дополнительно снижает подвижность воды в поровом объеме за счет образования осадка нерастворимых солей.

Недостатком данного способа является низкая селективность, причиной которой являются низкие упругие свойств полиакриламидного раствора в высококонцентрированных солевых растворах силиката натрия.

Целью изобретения является повышение эффективности способа и упрощение работ на скважине.

Поставленная цель достигается тем, что в способе повышения добычи нефти, включающем закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, суспензию получают смешением 1 вес. ч. порошкообразного полиакриламида со степенью гидролиза 20-35% и молекулярной массой 14-23 млн ед., обработанного ускоренными электронами с энергией электронов 5-10 МэВ дозой 3-30 кГр, с 25-150 вес. ч. воды с последующим набуханием суспензии до образования геля с модулем упругости 5-30 кПа и условной вязкостью суспензии геля в интервале 1,5-60.

Причем одновременно с указанным полиакриламидом в воду добавляют до 15 мас.% стабилизатора - кристаллогидратов алюмокалиевых квасцов или сульфата алюминия, одновременно с указанной обработкой добывающей скважины дополнительно производят аналогичную обработку нагнетательной скважины, гидродинамически связанной с добывающей скважиной.

Сущность изобретения состоит в том, что данный способ позволяет получать упругие полимерные дисперсные гели непосредственно на скважине в контролируемых условиях.

Предварительная обработка порошкообразного полиакриламида ускоренными электронами дозой 3-30 кГр и энергией электронов 5-10 МэВ. Данные параметры ионизирующего излучения выбраны с одной стороны, исходя из требований отсутствия наведенной активности продукта, возможной при энергии ускоренных электронов свыше 10 МэВ, а при энергии электронов менее 5 МэВ резко возрастает неоднородность поля излучения вследствие поглощения электронов в материале полимера. Одновременно указанные параметры обработки полиакриламида позволяют получить при смешении такого полимера с водой дисперсные гели с определенным модулем упругости в интервале 5-30 кПа. Возможность эффективной закачки суспензии дисперсных гелей в скважину и пласт обеспечивается требованием, чтобы при смешении 1 вес. ч. обработанного полиакриламида с 25-150 вес. ч. воды условная вязкость находилась в пределах 1,5-30. Такие упругие свойства получаемых гелей обеспечивают надежное удержание гелей в высокопроницаемых участках пласта от напора пластовых вод и соответственно ограничение их притока. Дополнительный эффект повышения упругих свойств достигается введением в структуру гелевых частиц иона алюминия с образованием металлополимерного комплекса, повышающих стабильность гелевых частиц к температуре и механическому воздействию.

Этого удается достичь за счет быстрого растворения сульфата алюминия и алюмокалиевых квасцов, применяемых в виде кристаллогидрата. Дополнительное снижение выноса воды в добывающие скважины получается при одновременной обработке как добывающих, так и нагнетательных скважин, которые гидродинамически связаны с ними. Упрощение работ на скважине при использовании данного способа достигается за счет возможности проведения работ без подъема скважинного оборудования, через пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорной трубой.

Пример 1

Для приготовления суспензии полиакриламидных гелей 1 вес. ч. (10 г) порошка полиакриламида с молекулярной массой 18 млн ед. и степенью гидролиза 29%, обработанного ускоренными электронами с энергией 8 МэВ дозой 7 кГр, смешали со 100 вес. ч. (1000 г) воды при перемешивании до состояния равновесного набухания гелевых частиц. Из суспензии была отобрана гелевая частица и определен ее модуль упругости путем измерения зависимости напряжения в гелевой частице от величины деформации. Его величина составила 15 кПа. Далее была определена условная вязкость образца. Вязкость определяли путем измерения времени истечения 1 л суспензии гелей через воронку-вискозиметр с патрубком диаметром 15 мм. Предварительно было определено время истечения воды из воронки-вискозиметра. Условная вязкость рассчитывалась как отношение времени истечения суспензии гелей к времени истечения воды, в итоге измеренная вязкость оказалась равной 3,7. Дальнейшие испытания суспензии гелей проводили на модели пласта, представляющей собой цилиндрическую трубу диаметром 30 мм и длиной 200 мм, заполненную кварцевым песком проницаемостью 1200 мД. Модель пласта на входе и выходе снабжена манометрами. К модели пласта подведена линия подачи воды от водяного насоса, причем предусмотрена возможность изменять направление закачки воды через модель пласта для моделирования процесса закачки жидкостей из скважины в пласт и из пласта в скважину. Дальнейшая проверка способа проводилась следующим образом. В модель пласта закачивали воду с постоянной скоростью до стабилизации показаний манометров на входе. Далее со стороны нагнетательной линии вводили в модель пласта приготовленную суспензию гелевых частиц и измеряли возросшее давление. Закачку проводили до полного пропускания объема приготовленной гелевой суспензии и продавки ее в модель пласта водой и фиксировали возросшее давление. Далее изменяли направление нагнетания воды в модель пласта и проводили обратную фильтрацию воды через модель пласта и фиксировали максимальное давление при обратной фильтрации на входе пласт. Результаты измерений показали, что при прямой фильтрации в модель пласта давление закачки составило 72 атм, а при обратной фильтрации давление составило 29 атм. Таким образом, пример показывает, что предлагаемый способ позволяет вводить в поровое пространство модели пласта гели с модулем упругости 15 кПа и при этом создавать остаточное сопротивление при обратной фильтрации на уровне 29 атм. Аналогичные опыты были проведены при других исходных параметрах исследуемого способа. Результаты приведены в таблице 1.

Пример 2

На участке разработки нефтяного месторождения, разрабатываемого с применением поддержания пластового давления закачкой воды через одну нагнетательную скважину с приемистостью по воде 430 т воды в сутки, отобраны из ближайшего окружения 4 добывающие скважины. Предыдущими мероприятиями по увеличению нефтеотдачи пластов за счет нагнетания в нагнетательную скважину гелевой системы установлено, что из 4 скважин только в половине скважин произошло снижение притока воды и при этом дополнительно получено за 6 месяцев нефти в количестве 450 т. В двух скважинах обводненность добываемой жидкости не изменилась. На этом же участке после окончания эффекта произведена повторная обработка нагнетательной скважины в количестве 1,2 т реагента в виде водной суспензии, использованной в примере 1, и на двух скважинах, не показавших при первоначальной обработке снижения обводненности добываемой жидкости, произведена обработка этих добывающих скважин смесью 1 вес. ч. (400 кг) полиакриламида, обработанного ускоренными электронами дозой 12 кГр, при которой модуль упругости набухших в воде гелевых частиц этого полимера составил 14 кПа. При этом пропорция полимера и воды составила 1 : 50. В результате таких обработок удалось снизить обводненность добываемой жидкости во всех четырех скважинах в среднем на 9-15% от первоначальной.

Источники информации

1. Пат РФ 2148149

5. Пат РФ 2382185

2. Пат РФ 2188930

6. Пат РФ 2424426

3. Пат РФ 2234590

7. Пат РФ 2431741

4. Пат РФ 2277573

8. Пат РФ 2283423.

1. Способ повышения добычи нефти, включающий закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, отличающийся тем, что суспензию получают смешением 1 вес. ч. порошкообразного полиакриламида со степенью гидролиза 20-35% и молекулярной массой 14-23 млн ед., обработанного ускоренными электронами с энергией электронов 5-10 МэВ дозой 3-30 кГр, с 25-150 вес. ч. воды с последующим набуханием суспензии до образования геля с модулем упругости 5-30 КПа и условной вязкостью суспензии геля в интервале 1,5-60.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что одновременно с указанным полиакриламидом в воду добавляют 5-15 мас.% стабилизатора - кристаллогидратов алюмокалиевых квасцов или сульфата алюминия.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что одновременно с указанной обработкой добывающей скважины дополнительно производят аналогичную обработку нагнетательной скважины, гидродинамически связанной с добывающей скважиной.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче высоковязкой нефти, в частности к вытеснению высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне распространения многолетнемерзлых пород.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - возможность постоянного контроля за изменением вязкости добываемой продукции, возможность регулирования процесса закачки, равномерный прогрев пласта, увеличение уровня добычи высоковязкой нефти и битума с одновременным снижением материальных затрат и энергозатрат.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение проницаемости осушенной призабойной зоны пласта, повышение степени разглинизации призабойной зоны и повышение производительности скважин.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, а также может быть использована для ликвидации зон поглощений при ремонте добывающих и нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Технический результат - повышение эффективности добычи вязкой нефтяной эмульсии.

Группа изобретений относится к выработке и аккумулированию биогенного газа в анаэробной геологической формации, содержащей углеродсодержащий материал. Технический результат - повышение эффективности добычи биогенного газа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам для добычи высоковязкой нефти. Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущенной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности НКТ клямсами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки залежи высоковязкой нефти или битума. Технический результат - увеличение охвата пласта воздействием, увеличение уровня добычи высоковязкой нефти и битума с одновременным снижением материальных затрат и энергозатрат.

Изобретение относится к извлечению тяжелой нефти из подземного месторождения. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения включает: закачивание наноэмульсии типа масло-в-воде в одну или более нагнетательных скважин, извлечение указанной тяжелой нефти из одной или более эксплуатационных скважин, где указанную наноэмульсию получают способом, включающим: получение однородной смеси (1) вода/нефтепродукт, отличающейся поверхностным натяжением не выше 1 мН/м, содержащей воду в количестве от 65% масс.

Группа изобретений относится к добыче тяжелых углеводородов. Технический результат - максимизация разжижения тяжелой нефти и, как следствие, максимизация ее извлечения.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для гидравлического разрыва пласта. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе, гидрофобные волокна, суспендированные в нем, гидрофобный зернистый материал, также суспендированный в жидкости-носителе и газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано при проведении подземного ремонта эксплуатационных нефтяных и газовых скважин. Состав для ремонта нефтяных и газовых скважин, включающий уретановый предполимер, углеводородный растворитель и отвердитель, содержит в качестве уретанового предполимера гидрофобный уретановый предполимер, в качестве отвердителя - оксидированное растительное масло, в качестве углеводородного растворителя - органический растворитель, растворимый в ацетоне, или ацетон, или их смесь при следующем соотношении компонентов, мас.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к сухим смесям для приготовления жидкости глушения, используемой при капитальном ремонте скважин, в том числе при низких климатических температурах до минус 40°С.
Изобретение относится к области сельского хозяйства и мелиорации. Способ включает глубокое рыхление почвы, внесение удобрений и раствора сульфата железа и полив повышенной оросительной нормой.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к сухим термотропным составам, водные растворы которых образуют гель за счет пластовой температуры после введения в нефтяной пласт.

Изобретение относится к составу тампонажного раствора.Тампонажный раствор, содержит 46,0-75,0 мас.% вяжущего материала, в качестве которого используется портландцемент тампонажный класса G, или цементная смесь ЦС БТРУО “Микро”, или смесь глиноземистого цемента ГЦ-40 и микроцемента ЦС БТРУО “Микро” в массовом соотношении 3:7, или смесь глиноземистого цемента ГЦ-40 и портландцемента ПЦТ 50 в массовом соотношении 1:4; 1,0-4,0 мас.% ПАВ, в качестве которого используется смесь эмульгатора МР-150 с алкилбензосульфонатом кальция и эмульгатором ОП-4 в массовом соотношении, равном 1:4:9; или смесь эмульгатора МР-150 с алкилбензосульфонатом кальция, гидрофобизатором АБР и нефтенолом ВКС-Н в массовом соотношении, равном 4:4:3:3; 9,0-27,0 мас.% дизельного топлива; 0,0-0,5 мас.% хлористого кальция; 0,0-2,0 мас.% микрокремнезема конденсированного МК-85 и пресную воду - остальное.

Изобретение относится к композициям и способам обработки буровой скважины. Технический результат изобретения заключается в улучшении связывания цемента в затрубном пространстве между обсадной трубой и поверхностью горной породы.

Изобретение относится к составам для обработки скважин для применения в нефтедобывающей области. Состав для обработки скважины, содержащий реагент для обработки скважины, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте, где состав получают осаждением реагента для обработки скважины из жидкости, при этом реагент для обработки скважины адсорбируют на водонерастворимом адсорбенте, и где реагент для обработки скважины осаждают в присутствии металлической соли.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым для цементирования обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, осложненных наличием пластов с низким давлением гидроразрыва.

Изобретение относится к области составов для нефтяной и газовой промышленности и может быть применено в производстве реагентов для обработки буровых растворов, используемых при бурении нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к гелеобразующим составам для изоляции водопритоков в нефтяные и газодобывающие скважины, а также может быть использовано для регулирования профилей приемистости в нагнетательных скважинах. Состав включает компоненты при следующем их соотношении, мас.%: реагент РИКОР - 3,0-4,0; ЛАПРОКСИД ДЭГ-1 - 1,5-2,0; вода - остальное. Приготовление состава заключается в предварительном растворении реагента РИКОР в расчетном количестве воды. Затем в полученном растворе растворяют ЛАПРОКСИД ДЭГ-1 до получения однородного состава. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритоков в скважину за счет повышения термостойкости образующегося геля во времени при взаимодействии его с маломинерализованной пластовой водой и увеличения длительности изоляции. 10 пр., 1 табл.
Наверх