Реагент для нефтедобычи и способ нефтедобычи с его использованием



Реагент для нефтедобычи и способ нефтедобычи с его использованием
Реагент для нефтедобычи и способ нефтедобычи с его использованием
Реагент для нефтедобычи и способ нефтедобычи с его использованием
Реагент для нефтедобычи и способ нефтедобычи с его использованием

 


Владельцы патента RU 2562642:

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

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с высокой пластовой температурой, в том числе на поздних стадиях разработки. Реагент для нефтедобычи, содержащий порошкообразный полиакриламид - ПАА, обработанный ионизирующим облучением, содержит порошкообразный ПАА с молекулярной массой 14-25 млн. ед. и степенью гидролиза 20-30%, обработанный ионизирующим облучением дозой 3-20 кГр ускоренными электронами с энергией 5-10 МэВ в составе композиции, содержащей дополнительно 5-20 мас.% от массы ПАА стабилизатора - порошка сульфата алюминия или алюмокалиевых квасцов. Способ нефтедобычи, включающий закачку в нагнетательную скважину оторочки, содержащей водный раствор хлоридов натрия и кальция с минерализацией 4-40 г/л или пластовой воды той же минерализации и указанный выше реагент при его концентрации 0,5-2,0 мас.%. Технический результат - повышение температурного предела работоспособности реагента при сохранении простоты операций. 2 н.п. ф-лы, 4 табл., 4 пр.

 

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с высокой пластовой температурой, в том числе на поздних стадиях разработки.

При разработке пластов с использованием систем поддержания пластового давления закачкой воды в пласт широко используется нагнетание в пласт оторочек гидрофильных полимерных систем, в частности на основе полиакриламида - ПАА. Механизм действия этих систем основан на изменении направления потоков закачиваемой в нефтяной пласт воды, что приводит к увеличению охвата пласта заводнением, дренированию застойных зон нефтяного пласта и, как следствие, к получению дополнительной нефти.

Известен способ [1], в котором к раствору ПАА и ацетата хрома добавляют едкий натр до pH 8,0 и натрий углекислый кислый в количестве 2,48 мас.%. Недостатком способа является его сложность и использование экологически вредных солей тяжелых металлов.

Известен способ нефтедобычи, в котором в качестве сшивателя используются соли алюминия [2]. Способ заключается в попеременной закачке оторочек из раствора полимера, соли алюминия и пресной воды, объем которой рассчитывают по специальной формуле, учитывающей геопромысловые характеристики пласта (пористость, толщину высокопроницаемого участка, расстояние от забоя до места образования вязко-упругого состава). Недостатком способа является предварительное проведение большого объема геофизических работ по определению конкретных параметров используемой формулы.

Наиболее близкими по технической сущности и достигаемому эффекту являются содержащий гель реагент - добавка к воде для увеличения нефтедобычи, представляющая собой сшитый ионизирующим излучением в твердой фазе ПАА, и способ нефтедобычи с его использованием [3]. Этот реагент, в отличие от других сшитых систем, представляет собой однокомпонентный продукт. Его применение на скважине ограничивается смешением его с водой, в результате чего образуется суспензия из частичек мягких гелей (полимерно-гелевая система), которая легко закачивается в пласт и дает существенное увеличение добычи нефти. Однако этот реагент и способ нефтедобычи с его использованием применимы только в случае пластовых температур, не превышающих 60-70°C.

Целью изобретения является повышение температурного предела работоспособности реагента при сохранении присущей прототипу простоты технологических операций.

Поставленная цель достигается тем, что реагент для нефтедобычи, содержащий порошкообразный полиакриламид - ПАА, обработанный ионизирующим облучением, содержит порошкообразный ПАА с молекулярной массой 14-25 млн. ед. и степенью гидролиза 20-30%, обработанный ионизирующим облучением дозой 3-20 кГр ускоренными электронами с энергией 5-10 МэВ в составе композиции, содержащей дополнительно 5-20 мас.% от массы ПАА стабилизатора - порошка сульфата алюминия или алюмокалиевых квасцов.

Поставленная цель достигается также тем, что способ нефтедобычи включает закачку в нагнетательную скважину оторочки, содержащей водный раствор хлоридов натрия и кальция с минерализацией 4-40 г/л или пластовой воды той же минерализации и указанный выше реагент при его концентрации 0,5-2,0 мас.%

Сущность изобретения состоит во взаимодействии частиц полиакриламида и сернокислой соли алюминия, обработанных совместно в твердой фазе ускоренными электронами с энергией 5-10 МэВ дозой 3-20 кГр, в водной среде с образованием дисперсной полимерно-гелевой системы на основе металло-полимерного композита. Этот продукт сохраняет реологические свойства полимерно-гелевой системы, присущие прототипу, но обладает более высокой термической стабильностью. Совместная обработка полиакриламида и соли алюминия позволяет получить готовый к использованию продукт непосредственно после обработки ионизирующим излучением и одновременно сохранить инициированные ионизирующим излучением радикалы как в полимере, так и в алюминиевой соли до непосредственного контакта реагента с водной средой. При этом совместное растворение полиакриламида и соли алюминия в воде не приводит к быстрому росту эффективной вязкости дисперсной полимерно-гелевой системы, так как реакция протекает внутри гелевой частицы и ее реологические свойства почти не изменяются. Эффективность реагента может быть повышена, если в качестве воды для приготовления указанной полимерно-гелевой системы использовать воду с минерализацией 4-40 г/л, которую можно приготовить добавкой к пресной воде хлоридов натрия и кальция или использовать пластовую воду с той же минерализацией. Увеличение эффективности реагента происходит за счет уменьшения объема гелевых частиц сшитого гидролизованного полиакриамида, которое происходит за счет снижения эффективного заряда ионогенных звеньев (карбоксильных групп) полиакриламида, вызванного повышением электропроводности водного раствора при добавке солей натрия, кальция.

При закачке полимерно-гелевой системы с использованием предлагаемого реагента его оптимальная концентрация в воде составляет 0,5-2 мас.%. При концентрации более 2% система не может быть закачана в пласт из-за высокой вязкости. При концентрации менее 0,5% эффективность применения снижается из-за того, что дальнейшее разбавление не приводит к увеличению объема закачиваемого в пласт геля.

Техническим результатом является повышение температурной стабильности гелеобразного металло-полимерного композита, следствием чего является возможность использовать его при пластовых температурах 60-100°C, в том числе в пластах с низкой проницаемостью коллектора, на поздних стадиях разработки.

Пример 1.

В лабораторных условиях проведено исследование фильтрационных свойств полимерно-гелевых систем, полученных смешением заявляемого реагента с пресной (минерализация 0,5 г/л) и пластовой (минерализация 20 г/л) водой при фильтрации через сетки с размером пор, близким к размеру пор поровых каналов пород пласта нефтяных месторождений. С этой целью изготовлен лабораторный стенд, включающий проточную фильтрационную ячейку, с одной стороны которой крепятся сменные фильтры-сетки, а с другой стороны ячейка соединена со шприцевым насосом, который с постоянной объемной скоростью нагнетает воздух в ячейку, создавая давление. Образец под действием давления газа начинал фильтроваться через сетку. Термостабильность рассчитывали по изменению остаточного гидравлического сопротивления сеточного фильтра диаметром 10 мм после фильтрации через него фиксированного объема полимерно-гелевой системы объемом 40 мл до и после термообработки ее при температуре 95-100°C в течение 20 и 72 часов. В процессе фильтрации замеряли объем фильтрата, время и давление газа, под действием которого происходила фильтрация образца через сетку. Сетка с диаметром ячеек 50 мкм, 100 мкм и 300 мкм, близких по размеру ячеек к размеру пор пластовых пород, что моделирует условия фильтрации в пласте. При фильтрации гелей через сеточный фильтр часть гелей закупоривает ячейки сетки, что приводит к возрастанию гидравлического сопротивления. Стабильность гелей оценивали по величине остаточного сопротивления на сетке, создаваемого гелевыми частицами, которые не разрушились при термообработке. Величину деструкции (Д) рассчитывали по изменению остаточного гидравлического сопротивления на сеточном фильтре после фильтрации гелевой системы в интервале времени термообработки между началом и концом этапа термообработки по формуле:

Где ΔP1, ΔP2 - остаточное сопротивление, измеренное в кПа, на сетке соответственно в начале и конце этапа термообработки.

Образцы готовились следующим образом: порошкообразный полиакриламид с молекулярной массой 20 млн. ед. смешали с 10 мас.% (от массы полиакриламида) алюмокалиевых квасцов и обработали ускоренными электронами с энергией 8 МэВ дозой 12 кГр. Полученный продукт в количестве 0,5 мас.% смешали с водой пресной или пластовой и после набухания и образования полимерно-гелевой системы исследовали его фильтрационные свойства на описанном выше стенде. Часть образцов помещали в термостат с температурой в интервале 95-100°C и выдерживали их 20 или 72 часа. Далее исследовали их фильтрационные свойства. Результаты измерений для случая полимерно-гелевых систем, приготовленных как с применением обработки ускоренными электронами с энергией 8 МэВ, дозой 12 кГр с добавками стабилизаторов - алюмокалиевых квасцов и сульфата алюминия. Свойства полимерно-гелевых систем, приготовленных на пресной и пластовой водах представлены в таблице 1.

Из представленных в таблице 1 данных следует, что как исходный полиакриламид, так и полиакриламид, подвергнутый обработке ускоренными электронами (опыты №1-3, №7-9) не являются термически стабильными и деструктируют за время менее 20 часов. Образец ПАА с добавкой квасцов имеет ограниченную стабильность, его деструкция находится в пределах 23-95%. Деструкция ПАА, обработанного ионизирующим излучением (ускоренными электронами) совместно с алюмокалиевыми квасцами не превышает 15% в сопоставимых условиях.

Из анализа тех же данных следует, что меньшая деструкция наблюдается на сетках размера 50 мкм, чем на сетках 100 и 300 мкм, что означает более эффективную работу систем (опыт №4) в пластах с малой проницаемостью.

Пример 2

Было подготовлено 7 навесок порошкообразного полиакриламида по 100 г с молекулярной массой в интервале 14-25 млн. ед. и степенью гидролиза 20-30%. К каждому образцу добавлено от 5 до 20 (5-20 мас.%) грамм алюмокалиевых квасцов. После перемешивания композиции подвергли обработке на ускорителе электронов ускоренными электронами с энергией в интервале от 5 до 10 МэВ дозами в интервале 3-20 кГр. Далее образцы смешали с водой, имеющей минерализацию 15 г/л до образования однородной полимерно-гелевой системы с концентрацией реагента 1 мас.%. Эту систему испытывали на термическую стабильность при температуре 95-100°C в течение 20 и 72 часов по аналогии с примером 1. Результаты определения термостабильности по показателю остаточного сопротивления, создаваемого неразрушенными гелевыми частицами на фильтре с ячейками 100 мкм, представлены в таблице 2. Там же представлены расчетные показатели деструкции гелей в интервале времени термообработки 20-72 часа. Полученные данные показывают сохранение гелей в течение не менее 72 часов обработки в этих условиях при выбранных для испытаний условиях приготовления реагента и состава с его использованием.

Пример 3

Реагент для нефтедобычи, исследованный в примере 1, после смешения с водой образует полимерно-гелевую систему, реологические свойства которой изменяются в широких пределах. При достаточно высоких концентрациях полимера - более 2 мас.% - ее вязкость может возрасти настолько, что она не может быть закачана в скважину имеющимся технологическим оборудованием. Вязкость этой системы зависит от концентрации полимера и минерализации воды. В данном примере приводятся экспериментальные данные по величине вязкости этой системы в зависимости от концентрации полимера и минерализации воды. Модельные системы с различной минерализацией готовились на основе хлоридов натрия и кальция - основных компонентов пластовых вод. Выбрано типичное для этих вод соотношение хлорида натрия и хлорида кальция 9:2 и минерализация в интервале 4-40 г/л. Приготовленные образцы полимерно-гелевой системы были исследованы на реологические свойства и термическую стабильность. Для сравнения исследованы свойства аналогично приготовленных систем на основе полиакриламида, не подвергнутого обработке ускоренными электронами, с добавкой стабилизатора и без него. Для определения реологических свойств проводили измерение условной вязкости в вискозиметре-воронке с диаметром сливного патрубка 15 мм. Условная вязкость в данном случае рассчитывалась как отношение времени истечения смеси реагента и воды в указанных концентрациях к времени истечения воды. Термическую стабильность определяли по величине остаточного сопротивления на сеточном фильтре с размером пор 100 мкм после термообработки в течение 72 часов при 95-100°C. Факт наличия остаточного сопротивления и его величина является доказательством существования гелевых частиц в испытуемом образце. Результаты испытаний представлены в таблице 3. Из этих данных видно, что образцы систем на основе предлагаемого реагента в заявленных диапазонах концентраций реагента и минерализации воды (см. опыты 1-10) сочетают умеренную вязкость и наличие остаточного сопротивления на сеточном фильтре после термической обработки в течение 72 часов при 95-100°C. Сравнение с аналогичными системами на основе необработанного ускоренными электронами полиакриламида показывает, что последние имеют слишком высокую вязкость, чтобы быть закачаными в скважину.

Пример 4

Предложенные реагент и способ нефтедобычи с его использованием испытаны на Приобском нефтяном месторождении, для которого характерна высокая пластовая температура и низкая проницаемость коллектора. В качестве объекта испытаний выбран опытный участок с нагнетательной скважиной на Приобском месторождении с характеристиками, приведенными в таблице 4.

Для испытаний был приготовлен реагент в количестве 900 кг путем обработки смеси 810 кг полиакриламида молекулярной массы 14-24 млн. ед. и степенью гидролиза 25% с 90 кг алюмокалиевых квасцов (10 мас.%) ускоренными электронами с 8 МэВ дозой 12 кГр. На опытном объекте - нагнетательной скважине - произвели смешение этого реагента с 180 м3 подтоварной воды с минерализацией 4 г/л и произвели закачку полученной полимерно-гелевой системы в нагнетательную скважину. После этого нагнетательная скважина была пущена в эксплуатацию.

Наблюдением за окружением из добывающих скважин на упомянутом участке в течение 3-х месяцев установлен прирост дополнительной добычи в количестве 800 тонн. Это подтверждает результаты лабораторных экспериментов и доказывает применимость реагента и предлагаемого способа нефтедобычи для пластов с высокой температурой и низкой проницаемостью коллектора.

Источники информации

1. RU 2352771, E21B 43/22, 29.01.2007.

2. RU 2086757, E21B 43/22, 21.02.1995.

3. SU 1669404, E21B 43/22, 03.04.1989.

1. Реагент для нефтедобычи, содержащий порошкообразный полиакриламид - ПАА, обработанный ионизирующим облучением, отличающийся тем, что содержит порошкообразный ПАА с молекулярной массой 14-25 млн. ед. и степенью гидролиза 20-30%, обработанный ионизирующим облучением дозой 3-20 кГр ускоренными электронами с энергией 5-10 МэВ в составе композиции, содержащей дополнительно 5-20 мас.% от массы ПАА стабилизатора - порошка сульфата алюминия или алюмокалиевых квасцов.

2. Способ нефтедобычи, включающий закачку в нагнетательную скважину оторочки, содержащей водный раствор хлоридов натрия и кальция с минерализацией 4-40 г/л или пластовой воды той же минерализации и реагент по п. 1 при его концентрации 0,5-2,0 мас.%.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к обработке добывающих и нагнетательных скважин с трудноизвлекаемыми запасами нефти. В способе увеличения нефтеотдачи пласта, включающем последовательную закачку в пласт циклами не менее двух, разбитых на равные порции оторочек полимера в воде и солевого сшивающего агента в воде с буфером воды между ними, в качестве солевого сшивающего агента используют реагент АМГ и дополнительно осуществляют закачку оторочек глинистого агента в воде и оторочек реагента многофункционального действия и спирта алифатического и/или ароматического, или отхода производства, их содержащего, с обеспечением снижения межфазного натяжения в системе «нефть-вода» до 0,005 мН/м, в следующей последовательности оторочек и при следующих их составах, мас.%: 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ в воде, 3) 0,0001-20 глинистого агента в воде, 4) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1: (0,06-0,25) или 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ и 0,0001-20 глинистого агента в воде, 3) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1:0,06-0,25.

Изобретение относится к способу обработки угля и получению из него полезных продуктов. Способ обработки угля, содержащего углеродсодержащие соединения природного происхождения, включает стадии: введение в контакт угля с одним или более сложным эфиром уксусной кислоты, выбранным из группы, состоящей из метилацетата, этилацетата, пропилацетата, изопропилацетата, н-бутилацетата, изобутилацетата, амилацетата, изоамилацетата, гексилацетата, гептилацетата, октилацетата, нонилацетата, децилацетата, ундецилацетата, лаурилацетата, тридецилацетата, миристилацетата, пентадецилацетата, цетилацетата, гептадецилацетата, стеарилацетата, бегенилацетата, гексакозилацетата и триаконтилацетата, осуществляя таким образом солюбилизацию, по меньшей мере, части углеродсодержащих соединений в угле посредством превращения углеродсодержащих соединений в соединения, которые растворяются в воде, за счет разрыва химических связей углеродсодержащих соединений в угле и/или реагирования с углеродсодержащими соединениями в угле.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и используется для регулирования профилей приемистости нагнетательных скважин. Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, содержащий соль алюминия и воду, в качестве соли алюминия содержит хлорид и/или сульфат алюминия и дополнительно - технические лигносульфонаты на натриевой основе, соляную кислоту и нефтепродукты с вязкостью 1-30 мПа·с при следующем соотношении компонентов, мас.

Изобретение относится к повышению нефтеотдачи пласта. Способ микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта по четырем его вариантам включает обработку воды, предназначенной для закачки в нефтеносный пласт, для реализации микробиологической активности и добавление кислорода, способствующего микробиологического активности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для снижения выноса песка в скважину. Технический результат - увеличение межремонтного пробега работы скважины и повышение добычи углеводородов.

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.
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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к обработке добывающих и нагнетательных скважин с трудноизвлекаемыми запасами нефти. В способе увеличения нефтеотдачи пласта, включающем последовательную закачку в пласт циклами не менее двух, разбитых на равные порции оторочек полимера в воде и солевого сшивающего агента в воде с буфером воды между ними, в качестве солевого сшивающего агента используют реагент АМГ и дополнительно осуществляют закачку оторочек глинистого агента в воде и оторочек реагента многофункционального действия и спирта алифатического и/или ароматического, или отхода производства, их содержащего, с обеспечением снижения межфазного натяжения в системе «нефть-вода» до 0,005 мН/м, в следующей последовательности оторочек и при следующих их составах, мас.%: 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ в воде, 3) 0,0001-20 глинистого агента в воде, 4) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1: (0,06-0,25) или 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ и 0,0001-20 глинистого агента в воде, 3) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1:0,06-0,25.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования, включающему введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей невспученный перлит, цементную печную пыль, пумицит и воду, и предоставление возможности композиции схватиться.

Изобретение относится к биополимерным буровым растворам, используемым при бурении скважин, в том числе горизонтальных, наклонно-направленных, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов.

Изобретение относится к безглинистым биополимерным буровым растворам, которые используются для бурения в сложных горно-геологических условиях. Технический результат изобретения - повышение структурно-реологических свойств и термостойкости, обеспечение солестойкости, снижение вредного влияния на окружающую среду, уменьшение количества и концентрации компонентов, необходимых для приготовления бурового раствора, при сохранении ингибирующих, смазочных, фильтрационных и противоприхватных свойств.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к технологии создания забойных фильтров в глубоких скважинах, вскрывших неустойчивые слабосцементированные породы коллектора.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования, призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий.

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к утяжеленным буферным жидкостям, применяемым при цементировании обсадных колонн. Техническим результатом является снижение водоотдачи, повышение плотности, повышение седиментационной устойчивости, образование структуры, способной нести утяжелитель, и исключение коагуляции контактных зон между буровыми и тампонажными растворами в зоне аномально высоких пластовых давлений и температур.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение скорости растворения и удаления солевых отложений, предотвращение образования труднорастворимых эмульсий в пласте, уменьшение коррозии подземного оборудования.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к растеплению ствола в процессе эксплуатации или ремонта газовых и газоконденсатных скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых высокольдистых горных пород.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров.

Изобретение относится к антиагломерирующей композиции, предназначенной для ингибирования образования гидратов газа в жидкости, состоящей из соединений формулы (I) или (III) и полярного растворителя или смеси полярных растворителей. Где для соединений формул (I) или (III) R представляет собой по меньшей мере один насыщенный или ненасыщенный С8, С10, С12, C14, C16 и C18 алкил или алкенил, Hex представляет собой гексил, Bu представляет собой бутил, COCO представляет собой кокоамин и X- представляет собой противоион, обозначающий по меньшей мере один галогенид или карбоксилат. Также изобретение относится к способу ингибирования образования агломератов гидратов в жидкости, содержащей воду, газ и необязательно жидкие углеводороды. Технический результат заключается в разработке антиагломерирующих композиций, предназначенных для ингибирования образования агломератов гидратов в жидкости, содержащей воду, газ и, необязательно, жидкие углеводороды, где жидкость необязательно содержится в трубопроводе нефти или газа или на нефтеперерабатывающем заводе. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 пр.
Наверх