Состав для повышения нефтедобычи

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин. Состав для повышения нефтедобычи, содержащий полимерный реагент, сшивающий агент и воду, содержит в качестве полимерного реагента реагент AC-CSE-1313 марки А, сшивающего агента - соляную кислоту или реагент CSE-0713 и дополнительно - фторид аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%: AC-CSE-1313 марки А, 3,0-6,0, соляная кислота (на HCl) или реагент CSE-0713 (на HCl) 3,0-8,0, фторид аммония 0,1-1,0, вода минерализованная - остальное. Технический результат - повышение эффективности, расширение ресурсов. 8 пр.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин, с обеспечением повышения нефтеотдачи пласта.

Известен состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий полиакриламид и бентонитовую глину (SU а.с. №1710708, кл. Е21В 43/22, 1992). Однако этот состав малоэффективен в виду низкой устойчивости дисперсии глины в водном растворе полиакриламида.

Известен состав для регулирования проницаемости пласта (RU патент №2126083, кл. Е21В 43/22, 1999), содержащий смесь хлорида алюминия и соляной кислоты и щелочи. Эффективность применяемого состава является низкой, так как получаемые осадки быстро размываются в пластовых условиях, не выполняя функции по регулированию проницаемости обводненного пропластка.

Известен гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти из неоднородных пластов (RU патент №2058479, кл. Е21В 43/22, 1996) на основе применения гидролизованных полимеров и минерализованной воды или водного раствора солей кальция. В условиях разработки месторождений со слабой минерализацией пластовых вод необходимо использовать значительные объемы растворов солей кальция, что является экономически нецелесообразным.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемым результатам является состав для повышения нефтедобычи (SU, а.с. №985255, кл. Е21В 33/138, 1983), содержащий гидролизованный полиакриламид, сшивающий агент и воду, где в качестве сшивающего агента используется калийхромовые квасцы при следующем соотношении компонентов, вес.%:

Гидролизованный полиакриламид 0,3-1,0
Калийхромовые квасцы 0,001-0,03
Вода Остальное

К недостаткам данного состава относится низкая степень диссоциации калийхромовых квасцов в минерализованной воде и, как следствие, пониженная прочность образующего геля.

Цель изобретения заключается в повышении эффективности состава, расширении ресурсов сырья и значительном удешевлении состава.

Поставленная задача решается тем, что состав для повышения нефтедобычи, включающий полимерный реагент, сшивающий агент и воду, содержит воду минерализованную, в качестве полимерного реагента - реагент AC-CSE-1313 марки А, в качестве сшивающего агента - соляную кислоту или реагент CSE-0713 и дополнительно - фторид аммония при следующем соотношении компонентов, вес.%:

Реагент AC-CSE-1313 марки А 3,0-6,0
Соляная кислота или реагент CSE-0713 (на HCl) 3,0-8,0
Фторид аммония 0,1-1,0

Реагент AC-CSE-1313 марки А выпускается ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг» по ТУ 2458-013-66875473-2013 с изм. №1 и представляет собой квасцы состава Na3RAl4SiO16, где R - натриевая соль гидролизованного полиакрилонитрила, и является порошком с насыпной плотностью не менее 900 кг/м3, хорошо растворим в пластовых водах. Соляная кислота - 37%-ная. Реагент CSE-0713(производство ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг», ТУ 2458-007-66875473-2013) представляет собой раствор соляной кислоты и стабилизирующих добавок, а также ПАВ, является жидкостью с содержанием HCl не менее 12% масс. Фторид аммония - ГОСТ 4518-75. Вода - любой минерализации.

Предлагаемый состав проверяют в лабораторных условиях в сравнении с составом-прототипом.

Предлагаемый состав готовят следующим образом: в термостойкой стеклянной колбе объемом 250 мл с пластовой водой смешивают 37%-ную соляную кислоту или реагент CSE-0713 до получения раствора, содержащего НСl 3-8 мас. % (3-8%-ного раствора НСl), затем при перемешивании механической мешалкой насыпают реагент AC-CSE-1313 марки А. Через 20 мин в рабочую смесь добавляют фторид аммония. Полученная таким образом смесь перемешивается в течение 40 мин. Затем термостойкая стеклянная колба вместе с содержимым помещается в сушильный шкаф, где через 5-7 часов при температуре 80°С происходит гелирование указанного состава. Прочность геля определяется визуально.

Пример 1. Состав содержит, масс. %: реагент AC-CSE-131 марки А - 6,0, соляная кислота (на HCl) - 8,0, фторид аммония - 1,0 и вода с минерализацией 10 г/л - 85,0. Получаемый гель имеет вязкоупругую структуру, относится к «звенящим гелям», не деформируется при встряхивании колбы, после перемешивания сохраняет структуру геля.

Пример 2. Состав содержит, масс. %: реагент AC-CSE-1313 марки А - 4,2, соляная кислота (на HCl) - 6,0, фторид аммония - 0,5 и вода с минерализацией 20 г/л - 89,3. Получаемый гель имеет вязкоупругую структуру, не деформируется при встряхивании колбы, после перемешивания сохраняет структуру геля.

Пример 3. Состав содержит, масс. %: реагент AC-CSE-1313 марки А - 3,0, соляная кислота (на HCl) - 3,0, фторид аммония - 0,1 и вода с минерализацией 40 г/л - 93,9. Получаемый гель имеет подвижную структуру, деформируется при встряхивании колбы, после перемешивания превращается в золь.

Пример 4. Состав содержит, масс. %: реагент AC-CSE-1313 марки А - 6,0, реагент CSE-0713 (на HCl) - 8,0, фторид аммония - 1,0 и вода с минерализацией 10 г/л - 85,0. Получаемый гель имеет вязкоупругую структуру, относится к «звенящим гелям», не деформируется при встряхивании колбы, после перемешивания сохраняет структуру геля.

Пример 5. Состав содержит, масс. %: реагент AC-CSE-1313 марки А - 4,2, реагент CSE-0713 (на HCl) 6,0, фторид аммония 0,5 и вода с минерализацией 20 г/л - 89,3. Получаемый гель имеет вязкоупругую структуру, не деформируется при встряхивании колбы, после перемешивания сохраняет структуру геля.

Пример 6. Состав содержит, масс. %: реагент AC-CSE-1313 марки А - 3,0, реагент CSE-0713 (на HCl) - 3,0, фторид аммония - 0,1 и вода с минерализацией 40 г/л - 93,9. Получаемый гель имеет подвижную структуру, деформируется при встряхивании колбы, после перемешивания превращается в золь.

Пример 7 - контрольный, масс: реагент AC-CSE-1313 марки А - 3,0, соляная кислота (на HCl) - 3,0, фторид аммония - 1,5 и пластовая вода с минерализацией 40 г/л - 92,5. Получаемый гель имеет подвижную структуру, деформируется при встряхивании колбы, после перемешивания превращается в золь.

Пример 8 - Прототип.

Состав на основе полиакриламида (ПАА) и калийхромовых квасцов готовят следующим образом:

К 100 мл 0,3%-ного водного раствора ПАА в пластовой воде с минерализацией 40 г/л при перемешивании механической мешалкой приливают 1,2 мл 1%-ного водного раствора калийхромовых квасцов (0,012% на вес приготовленной смеси). Полученную массу перемешивают 10 мин. Через 16-18 часов при температуре 80°С образуется гель.

Полученный гель деформируется при встряхивании, имеет слабую адгезию к поверхности стеклянной колбы, при растворении калийхромовых квасцов в пластовой воде наблюдается взвесь.

Недостатком указанного метода является зависимость степени диссоциации калийхромовых квасцов от минерализации пластовой воды - чем выше минерализация, тем ниже степень диссоциации и, как следствие, пониженная прочность получаемого геля.

Таким образом, приведенные результаты испытания состава, содержащего реагент AC-CSE-1313 марки А, соляную кислоту или реагент CSE-0713, стабилизатор - фторид аммония и воду при заявленных значениях их соотношения, свидетельствуют о возможности получения гелей, обладающих высокой прочностью и приемлемыми для практики сроками гелеобразования.

Таким образом, предлагаемый состав имеет ряд преимуществ перед известными:

1. Применение воды любой минерализации.

2. Термостабильность получаемых гелей.

3. Возможность получения гелей с различными вязкоупругими характеристиками.

Эффективность используемого гелеобразующего состава подтверждается опытными промысловыми работами. Задача предлагаемого изобретения решается путем закачки 6%-ного раствора реагента AC-CSE-1313 марки А в 8%-ном водном растворе соляной кислоты в присутствии 0,5% фторида аммония. Пилотный участок включает одну нагнетательную скважины и 6 добывающих скважин. Приемистость нагнетательной скважины - 144 м3/сут, обводненность добываемой продукции - 96-98%. Среднесуточный дебит по нефти-1,1-1,7 т/сут. Закачивают всего 50 м3 рабочего раствора.

В результате воздействия обводненность добываемой продукции скважин снизилась до 68-87%. Дополнительная добыча нефти за 6 месяцев после проведения обработки составила 3240 т при снижении попутно добываемой воды на 4800 т.

Состав для повышения нефтедобычи, содержащий полимерный реагент, сшивающий агент и воду, отличающийся тем, что содержит в качестве полимерного реагента реагент AC-CSE-1313 марки А, сшивающего агента - соляную кислоту или реагент CSE-0713 и дополнительно - фторид аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%:

AC-CSE-1313 марки А 3,0-6,0
Соляная кислота (на HCl) или реагент CSE-0713 (на HCl) 3,0-8,0
Фторид аммония 0,1-1,0
Вода минерализованная Остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам увеличения нефтеотдачи пластов. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти из пласта за счет снижения капиллярных сил, удерживающих остаточную нефть.

Изобретения относятся к области нефтедобычи, в частности к технологическим жидкостям на водной основе и к композициям для ее приготовления, применяющимися в различных пластовых условиях в качестве технологической жидкости - пропантоносителя для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к текучей среде для обслуживания скважин газовых, геотермальных, угольнопластовых метановых или нефтяных месторождений. Способ обслуживания ствола скважины включает: смешивание агента для снижения трения, анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы с образованием вязкоупругого геля на водной основе, введение в ствол скважины текучей среды для обслуживания скважин, содержащей вязкоупругий гель на водной основе, где агент для снижения трения содержит по меньшей мере одно высокомолекулярное полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты, а гель на водной основе содержит анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество и где концентрация агента для снижения трения составляет 0,06 кг/м3 (0,5 фунта/1000 галлонов) или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин.
Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к разработке придонных залежей газовых гидратов. В способе добычи аквальных газовых гидратов из придонных слоев морей, океанов и озер, включающем прокладку трубопровода с платформы до залежей гидратов, накачку морской воды в емкость с последующей ее закачкой в трубопровод, разрушение газового гидрата водой из трубопровода и откачку смеси воды и газа на поверхность платформы, добычу осуществляют при помощи наночастиц-фуллеренов, добавленных в емкость с морской водой в соотношении 1 наночастица к 15-25 ячейкам газового гидрата, при этом подачу полученного состава осуществляют с ускорением на выходе из трубопровода с помощью гидромониторной насадки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи пластов. В способе повышения нефтеотдачи гидрофильных пластов, состоящих из высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и разбуренных нагнетательными и добывающими скважинами, включающем закачку через нагнетательную скважину в пласт в процессе заводнения водного раствора на основе электролита, растворителя, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и воды, продавливание указанного раствора вглубь пласта, причем большая часть раствора движется по высокопроницаемой части пласта, вытесняя нефть к забою добывающей скважины, а меньшая часть указанного раствора под действием перепада давления между высокопроницаемым и низкопроницаемым пропластком продавливается в низкопроницаемый пропасток, осуществляя капиллярную пропитку для обеспечения снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз остаточной пластовой воды и нефти в низкопроницаемом пропластке гидрофильного коллектора, затем осуществляют остановку нагнетательной скважины на технологическую выстойку продолжительностью Тсут, определяемой по зависимости от расстояния нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти указанным водным раствором и пьзопроводности пласта Т=l2×/2χ, где l - указанное расстояние, м, χ - пьезопроводность пласта, м2/сут, и последующую закачку раствора заводнения с последующей добычей нефти через добывающие скважины, в качестве водного раствора используют водный раствор, содержащий в качестве электролита хлорид магния, в качестве жидкого агента - ацетон, при следующем соотношении компонентов, об.%: хлорид магния 5-10, ацетон 40-60, НПАВ 0,1, вода - остальное.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа).

Группа изобретений относится к добыче углеродсодержащего вещества из подземного месторождения. Технический результат - оптимизация индуктивного нагрева резервуара для снижения вязкости при добыче углеродсодержащего вещества, понижение потребления воды, ускорение добычи, увеличение добычи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в том числе к разработке нефтяных пластов с неоднородными, низкопроницаемыми, глинизированными коллекторами, при наличии искусственных трещин и кольматацин порового пространства глинистым материалом, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, а именно к способам выравнивания профиля приемистости скважин, вскрывающих разнопроницаемые интервалы пласта.

Изобретение относится к области бурения скважин, а именно к буферным жидкостям для очистки скважин, пробуренных с использованием бурового раствора на углеводородной основе.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к аварийному глушению фонтанирующих газовых скважин в условиях наличия многолетнемерзлых пород (ММП).

Группа изобретений относится к строительству нефтяных и газовых скважин, в частности, к созданию составов для сохранения устойчивости стенок скважин в глинистых породах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к надпакерным жидкостям на водной основе, предотвращающих теплопередачу от продуктивного пласта к высокольдистым мерзлым породам.

Изобретение относится к производству проппантов с покрытием, проппантам, получаемым таким способом, их применению и способам использования проппантов. Способ производства проппантов с покрытием включает (a) смешивание проппантов с полиольным компонентом и изоцианатным компонентом, где полиольный компонент включает фенольную смолу и, необязательно, другие соединения, содержащие гидроксигруппу, где изоцианатный компонент включает изоцианат с по меньшей мере двумя изоцианатными группами и, необязательно, другие соединения, содержащие изоцианатную группу, и где x частей изоцианатного компонента по массе используют в соотношении к 100 частям по массе полиольного компонента, со значением x от примерно 105% до примерно 550% от исходной величины изоцианата, (b) затвердевание смеси, полученной на стадии (а), с помощью обработки катализатором; и (c) необязательное повторение стадий (а) и (b) один или несколько раз, где смесь, полученная на стадии (b), или проппанты, выделенные из нее, применяются в качестве проппантов на стадии (a), где полиольный компонент на стадии (a) является тем же самым или отличным от полиольного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), и где изоцианатный компонент в стадии (a) является тем же самым или отличным от изоцианатного компонента, используемого на предыдущей стадии (a), где проппанты с покрытием включают смесь покрытых частиц и совокупностей, где количество совокупностей не больше 10% от смеси.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании обсадных колонн глубоких нефтяных и газовых скважин в интервале аномально высоких пластовых давлений и температур.

Изобретения относятся к области нефтедобычи, в частности к технологическим жидкостям на водной основе и к композициям для ее приготовления, применяющимися в различных пластовых условиях в качестве технологической жидкости - пропантоносителя для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к текучей среде для обслуживания скважин газовых, геотермальных, угольнопластовых метановых или нефтяных месторождений. Способ обслуживания ствола скважины включает: смешивание агента для снижения трения, анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы с образованием вязкоупругого геля на водной основе, введение в ствол скважины текучей среды для обслуживания скважин, содержащей вязкоупругий гель на водной основе, где агент для снижения трения содержит по меньшей мере одно высокомолекулярное полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты, а гель на водной основе содержит анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество и где концентрация агента для снижения трения составляет 0,06 кг/м3 (0,5 фунта/1000 галлонов) или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - снижение фильтратоотдачи, снижение пластической и условной вязкостей. Жидкость-песконоситель для реализации щелевой гидропескоструйной перфорации содержит, мас. %: ксантановую камедь 0,2-0,25; кальцинированную соду 0,1-0,2; формиат натрия 5-20; поверхностно-активное вещество ГФ-1 марки K 0,1-0,25; воду остальное. 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин. Состав для повышения нефтедобычи, содержащий полимерный реагент, сшивающий агент и воду, содержит в качестве полимерного реагента реагент AC-CSE-1313 марки А, сшивающего агента - соляную кислоту или реагент CSE-0713 и дополнительно - фторид аммония при следующем соотношении компонентов, мас.: AC-CSE-1313 марки А, 3,0-6,0, соляная кислота или реагент CSE-0713 3,0-8,0, фторид аммония 0,1-1,0, вода минерализованная - остальное. Технический результат - повышение эффективности, расширение ресурсов. 8 пр.

Наверх