Полимерный состав для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений, включающего регулирование профиля приемистости нагнетательных скважин и изоляцию водопритоков добывающих скважин. Полимерный состав для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений, содержащий полиакриламид, сшивающий агент, наполнитель и пластовую воду с минерализацией до 100 г/л, содержит в качестве сшивающего агента 50 %-ный раствор ацетата хрома и в качестве наполнителя - реагент AC-CSE-1313 марка В при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиакриламид 0,1-0,6, реагент AC-CSE-1313 марка В 0,5-5, 50 %-ный раствор ацетата хрома 0,01-0,06, пластовая вода остальное. Технический результат - повышение эффективности обеспечения регулирования разработки нефтяного месторождения. 3 пр., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений, включающего регулирование профиля приемистости нагнетательных скважин и изоляцию водопритоков добывающих скважин.

Известно регулирование разработки месторождений с помощью водного раствора полиакриламида. Однако этот способ малоэффективен на месторождениях с трещиноватой или высокопроницаемой породой, так как даже при больших концентрациях полиакриламида (0,3-0,5%) в растворе не создается эффективное сопротивление фильтрации воды в такой пористой среде.

Известен состав для регулирования разработки нефтяных месторождений (Пат. РФ №1710708, 07.02.1992, Е21В 43/22), содержащий полиакриламид - 0,05-0,5%, бентонитовую глину - 1-8% и воду - остальное. Недостатком известного состава является низкая эффективность из-за малой устойчивости к размыву бентонитовой глины вследствие неполного осаждения глинистых частиц в поровом пространстве.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому полимерному составу для регулирования разработки нефтяных месторождений является состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий, масс. %: водорастворимый полимер - полиакриламид, полисахарид, полиметакрилаты 0,1-0,3, сшивающий агент - ацетаты, тартраты, цитраты щелочных металлов, хроматы аммония 0,01-0,03 и наполнитель в виде диоксида кремния - белой сажи марки БС-120 или Росил-175 0,1-1,0 (Пат. РФ №2256785, опубл. 20.07.2005). Недостатком является низкая эффективность используемого состава вследствие деструктивных процессов, происходящих с полиакриламидом в процессе закачки, а также в пластовых условиях высокотемпературных месторождений.

Целью изобретения является повышение эффективности обеспечения регулирования разработки нефтяного месторождения за счет создания блокирующих экранов в водопромытых зонах пласта с улучшенными прочностными свойствами.

Указанная цель достигается тем, что полимерный состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, содержащий пластовую воду с минерализацией до 100 г/л, полиакриламид, сшивающий агент и наполнитель, содержит в качестве сшивающего агента ацетат хрома, а в качестве наполнителя - реагент AC-CSE-1313 марка В при следующем соотношении компонентов, масс. %: полиакриламид 0,1-0,6, 50% водный раствор ацетата хрома 0,01-0,06, указанный реагент 0,5-5,0, вода остальное.

В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламиды отечественных марок, в т.ч. полиакриламид «CSE-1614» (ТУ 2458-016-66875473-2014, производство ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг»). В качестве наполнителя используют тонкодисперсный реагент AC-CSE-1313 марка В (ТУ 2458-013-66875473-2013 с изм. 1, 2, производство ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг»), представляющий собой квасцы состава Na4Al4SiO10, порошок с насыпной плотностью не менее 500 кг/м3, средняя размерность частиц 30 мкм. Возможность эффективного регулирования разработки нефтяного месторождения с применением предлагаемого полимерного состава обеспечивается за счет постепенного наращивания прочности и объема образующейся гелевой системы в результате целенаправленного ударного вкрапления наполнителя в узловые схемы структуры геля.

Следующие примеры иллюстрируют эффективность предлагаемого состава по сравнению с составом-прототипом.

Пример 1. В стеклянную колбу объемом 250 мл заливается расчетное количество пластовой воды (99,39 г) с минерализацией 80 г/л. При постоянном перемешивании добавляется полиакриламид (0,1 г). Раствор перемешивается в течение 1 часа до полного растворения полимера. Затем при постоянном перемешивании в колбу загружается реагент AC-CSE-1313 марка В (0,5 г). При этом происходит равномерное распределение реагента во всем объеме. На заключительном этапе добавляется сшивающий агент - 50%-ный водный раствор ацетата хрома (0,01 г). Полученный состав имеет широкий температурный диапазон применения от 20 до 90°С. При этом скорость сшивания прямо пропорциональна окружающей температуре и увеличивается с ее ростом.

Пример 2. В стеклянную колбу объемом 250 мл заливается расчетное количество пластовой воды (97,17 г) с минерализацией 40 г/л. При постоянном перемешивании добавляется полиакриламид (0,3 г). Раствор перемешивается в течение 1 часа до полного растворения полимера. Затем при постоянном перемешивании в колбу загружается реагент AC-CSE-1313 марка В (2,5 г). При этом происходит равномерное распределение реагента во всем объеме. На заключительном этапе добавляется сшивающий агент - 50%-ный водный раствор ацетата хрома (0,03 г). Полученный состав имеет широкий температурный диапазон применения от 20 до 90°С. При этом скорость сшивания прямо пропорциональна окружающей температуре и увеличивается с ее ростом.

Пример 3. В стеклянную колбу объемом 250 мл заливается расчетное количество пластовой воды (94,34 г) с минерализацией 30 г/л. При постоянном перемешивании добавляется полиакриламид (0,6 г). Раствор перемешивается в течение 1 часа до полного растворения полимера. Затем при постоянном перемешивании в колбу загружается реагент AC-CSE-1313 марка В (5 г). При этом происходит равномерное распределение реагента во всем объеме. На заключительном этапе добавляется сшивающий агент - 50%-ный водный раствор ацетата хрома (0,06 г). Полученный состав имеет широкий температурный диапазон применения от 20 до 90°С. При этом скорость сшивания прямо пропорциональна окружающей температуре и увеличивается с ее ростом.

Прототип. Аналогично Примерам 1-3 готовился рабочий раствор по прототипу, используя компонентный состав, указанный в таблице 1.

Известный состав. Аналогично Примерам 1-3 готовился рабочий раствор известного состава, используя компонентный состав, указанный в таблице 1.

Отличается от прототипа: Гидрофильность поверхности предлагаемого наполнителя, а также размер частиц позволяет использовать наполнитель при низких значениях проницаемости пласта, а также равномерно распределяться в рабочем растворе и в дальнейшем в закачиваемой зоне пласта. Применение максимальных концентраций наполнителя в рабочем растворе не приводит к значительному росту давления.

Таким образом, предлагаемый состав является геологически адаптированным полимерным составом PAG для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений.

Эффективность предлагаемого полимерного состава подтверждается опытными промысловыми работами. Реализацию метода проводили на очаге воздействия, включающем одну нагнетательную и четыре добывающие скважины. Приемистость скважины - 420 м3/сут. Обводненность продукции добывающих скважин - 90%, среднесуточный дебит нефти - 35,6 т/сут, расход реагентов на обработку составил: 2 т ПАА, 0,400 т ацетата хрома, 2 т реагента AC-CSE-1313 марка В. Общий объем закачиваемого состава составил 400 м3 при следующих концентрациях применяемых химреагентов: ПАА - 0,5% масс.; ацетат хрома 50% раствор - 0,05% масс.; AC-CSE-1313 марка В - 0,5% масс. В процессе проведения технологического процесса по закачке состава давление нагнетания практически не увеличивалось. За период 5 месяцев после закачивания состава дополнительно добыто 900 т нефти, эффект продолжается.

Полимерный состав для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений, содержащий полиакриламид, сшивающий агент, наполнитель и пластовую воду с минерализацией до 100 г/л, отличающийся тем, что содержит в качестве сшивающего агента 50%-ный раствор ацетата хрома и в качестве наполнителя - реагент AC-CSE-1313 марка В при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Полиакриламид 0,1-0,6
Реагент AC-CSE-1313 марка В 0,5-5
50%-ный раствор ацетата хрома 0,01-0,06
Пластовая вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к частице сшитого препятствующего образованию отложений вещества для операций добычи нефти, для источника воды охлаждающей колонны, способу изготовления частицы и ее использованию.

Группа изобретений относится к цементным композициям с отсроченным сроком схватывания. Способ вытеснения флюида в стволе скважины включает введение продавочной жидкости, содержащей цементную композицию с отсроченным схватыванием, в ствол скважины, так, что продавочная жидкость вытесняет один или более ранее внесенных флюидов из ствола скважины.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение области применения технологии за счет реагентов, устойчивых к высоким температурам, с одновременным снижением стоимости обработки за счет снижения количества используемой техники.

Изобретение относится к способам и системам для увеличения проводимости разрыва подземного пласта. Способ обработки подземной формации, через которую проходит скважина, в котором закачивают состав ступени для обработки с давлением, большим давления разрыва, для образования разрыва в формации, при этом текучая среда содержит постоянную концентрацию первых твердых частиц и непостоянную концентрацию якорного материала, объединяют первые твердые частицы, распределенные в разрыве, чтобы образовывать расположенные с промежутком кластеры в разрыве, заякоривают по меньшей мере некоторые из кластеров в разрыве, чтобы замедлить объединение по меньшей мере некоторых из кластеров, и уменьшают давление в разрыве, чтобы удерживать разрыв открытым на кластерах и образовывать взаимосвязанные гидравлически проводящие каналы между кластерами.
Изобретение относится к операциям цементирования. Вариант осуществления настоящего изобретения включает способную к схватыванию композицию, содержащую размолотый невспученный перлит, пумицит, цементную печную пыль и воду.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение степени повреждения продуктивного пласта, увеличение степени защиты скважинного оборудования и призабойной зоны пласта от отложения неорганических солей при высокой минерализации пластовых вод.

Изобретение относится к способу цементирования, включающему подачу цементной композиции с отсроченным схватыванием, содержащей воду, пемзу, гашеную известь и замедлитель схватывания, активацию цементной композиции с отсроченным схватыванием жидкой добавкой для получения активированной цементной композиции, где жидкая добавка содержит одновалентную соль, полифосфат, диспергатор и воду, и где одновалентная соль присутствует в жидкой добавке в количестве от 0,1% до 30% по массе жидкой добавки, причем полифосфат присутствует в жидкой добавке в количестве от 0,1% до 30% по массе жидкой добавки, при этом диспергатор присутствует в жидкой добавке в количестве от 0,1% до 90% по массе жидкой добавки и при этом вода присутствует в жидкой добавке в количестве от 50% до 90% по массе жидкой добавки; и предоставление возможности активированной цементной композиции затвердеть.

Группа изобретений относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, безопасности процесса, уменьшение сырьевых затрат.

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, может быть использовано в рецептурах буровых растворов, а также других технологических жидкостей в различных отраслях промышленности, в которых используются крахмалосодержащие продукты.

Изобретение относится к флюидам, применяемым при обработке нефтегазоносной формации. Флюид для обработки подземной формации, содержащий водную двухфазную систему, включающую первую водную фазу и вторую водную фазу, где первая фаза содержит нанокристаллическую целлюлозу - NCC, включающую стержнеобразные частицы NCC, имеющие кристаллическую структуру, концентрация частиц NCC в первой фазе выше, чем их концентрация во второй фазе, и флюид способен становиться более вязким, чем либо первая фаза, либо вторая фаза, при переходе водной двухфазной системы в однофазную систему.

Расклинивающий агент для применения для разрыва геологических формаций получают из бокситовых руд и кальцийсодержащего соединения. Расклинивающий агент содержит, мас.%: 25-75 Al2O3, 0-70 SiO2, по меньшей мере 3 СаО и менее 0,1 кристобалита, а также по меньшей мере 5 (предпочтительно более 10) мас.% кальцийсодержащей кристаллической фазы, представляющей собой анортит. Технический результат изобретения – улучшение сопротивления раздавливанию проппанта. 18 з.п. ф-лы, 3 табл., 3 ил.
Изобретение относится к составам для бурения скважин. Технический результат – расширение арсенала средств, получение бурового раствора со следующими свойствами: плотность 1,16-1,17 г/см3, вязкость 43 сР, условная вязкость 43 с/л. Буровой раствор содержит, мас.%: фторангидрит 16,7-24,4; ксантановую камедь 0,15-0,16; сахарозу 0,85-0,99; воду остальное. 3 пр.

Изобретение относится к производству проппанта и его суспензии в жидкости для гидроразрыва. Способ формирования газонаполненных пузырьков на поверхности частицы проппанта, содержащий этапы помещения частиц проппанта в воду при рабочем давлении 8000-12000 фунтов на квадратный дюйм, создание избыточного давления газа в воде, равного или большего, чем рабочее давление 8000-12000 фунтов на квадратный дюйм, для создания насыщения вокруг или в непосредственной близости от частицы проппанта, в результате чего образуются пузырьки на поверхности частиц проппанта, и сброса избыточного давления из воды до уровня рабочего давления. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности гидравлического разрыва пласта. 10 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к выполнению многостадийной обработки скважин, пронизывающих подземные формации. Способ разрыва с отведением с помощью способного разлагаться материала, содержащий этапы, на которых осуществляют: нагнетание скважинной обрабатывающей текучей среды в скважину, пронизывающую многослойную формацию, для распространения гидравлического разрыва в слое формации, нагнетание водной суспензии, содержащей волокна нерастворимого, способного разлагаться материала в твердой фазе для формирования пробки из уплотненных волокон и изолирования гидравлического разрыва от скважины, где способный разлагаться материал присутствует в суспензии в концентрации, по меньшей мере, 4,8 г/л (40 фунтов массы/1000 галлонов), и жидкая фаза суспензии содержит полимерный загуститель, вязкоупругое поверхностно-активное вещество, вспомогательное поверхностно-активное вещество, модификатор реологических свойств, полимерное вещество для снижения сопротивления, поверхностно-активное вещество для снижения сопротивления, полимерный усилитель снижения сопротивления, мономерный усилитель снижения сопротивления, водный рассол, или их комбинацию или смесь, с помощью пробки, отводящей от предшествующего гидроразрыва, нагнетание скважинной обрабатывающей текучей среды в скважину для распространения следующего гидравлического разрыва в другом слое формации и разложение способного разлагаться материала для удаления пробки. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение эффективности обработки. 9 з.п. ф-лы, 8 пр., 3 табл., 13 ил.

Варианты реализации изобретения относятся к операциям цементирования и, более конкретно, некоторые варианты реализации относятся к затвердевающим композициям, которые содержат печную пыль и волластонит, а также к способам их применения в подземных пластах . Способ цементирования включает: обеспечение затвердевающей композиции, содержащей печную пыль, волластонит и воду; причем содержание волластонита в затвердевающей композиции составляет от примерно 1% до примерно 75% по массе относительно общего количества цементирующих компонентов, содержащихся в затвердевающей композиции, при этом содержание печной пыли в затвердевающей композиции составляет от 5% до примерно 90% по массе относительно общего количества цементирующих компонентов, содержащихся в затвердевающей композиции, предоставление возможности схватывания затвердевающей композиции, причем затвердевающая композиция предназначена для введения в подземную формацию. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 4 табл., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважинах включает приготовление и закачивание в скважину водоизоляционной композиции, содержащей, мас. %: ацетоноформальдегидную смолу – 20,0-40,0, щелочной сток производства капролактама – 45,0-60,0 и 10%-ный раствор гидроксида натрия – 15,0-20,0. Для приготовления водоизоляционной композиции щелочной сток производства капролактама перемешивают с 10%-ным раствором гидроксида натрия и добавляют при перемешивании в ацетоноформальдегидную смолу. Полученную водоизоляционную композицию закачивают в скважину, после чего оставляют ее на время гелеобразования в течение 24-48 ч. Техническим результатом является повышение эффективности способа РИР за счет увеличения радиуса водоизоляционного экрана и увеличения охвата воздействия, расширения интервала времени гелеобразования, а также снижения продолжительности и трудоемкости работ. 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности. Технический результат - низкая коррозионная активность состава для кислотной обработки, замедленная скорость реагирования состава для кислотной обработки с карбонатной породой, отсутствие образования асфальтосмолопарофиновых отложений за счет низкого межфазного поверхностного натяжения на границе с нефтью, предотвращение выпадения вторичных осадков, высокая способность связывания железа. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: соляную кислоту 12-15; уксусную кислоту 1,0-5,0; гидрофобизатор ИВВ-1 0,5-1,2; аскорбиновую кислоту 0,5-0,7; оксилидендифосфоновую кислоту 1,0-1,2; метабисульфит натрия 0,03-0,05; воду – остальное. 2 ил.

Изобретение относится к защите от коррозии оборудования для добычи нефти, а также трубопроводов и резервуаров для нее. Ингибитор коррозии для защиты оборудования для добычи сырой нефти, нефтепроводов и резервуаров для сырой нефти, содержащий: компонент а), полученный в результате выполнения следующих процессов: А) - частичной нейтрализации смеси модифицированных производных имидазолина общих приведенных структурных формул путем обработки алифатической и/или ароматической монокарбоновой кислотой, содержащей от 1 до 7 атомов углерода в молекуле, и В) - дальнейшей частичной нейтрализации полученного промежуточного продукта жирными кислотами, содержащими от 12 до 22 атомов углерода в молекуле, и/или полимерами жирных кислот, содержащими от 18 до 54 атомов углерода в молекуле, компонент b), представляющий собой этоксилированные жирные амины, содержащие от 14 до 22 атомов углерода в молекуле, и от 2 до 22, предпочтительно от 5 до 15, этокси-групп в молекуле, компонент d), представляющий собой алифатические спирты, содержащие от 1 до 6 атомов углерода на молекулу, возможно, с добавлением воды. Способ получения указанного выше ингибитора коррозии включает указанные выше операции. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности ингибирования. 2 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 табл., 13 пр.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано при изоляции горных выработок от притоков воды и газа и инъекционном химическом укреплении горных пород и грунтов. Полимерный состав содержит раздельно нагнетаемые в породный массив в объемном соотношении 1:1 преполимер с короткими полимерными цепями, образующийся при смешивании растворителя 2,2,4-триметил-1,3-пентандиолдиизобутират, гидроксилсодержащего компонента полипропиленгликоль и полиизоцианата марки «Wannate PM-200», взятого в двойном избытке. При этом нагнетание осуществляют при следующем соотношении компонент в преполимере, мас.%: полиизоцианат – 73-75, полипропиленгликоль – 11-12, растворитель – 14-15 и гидроксилсодержащий пластификатор, образующийся при смешивании растворителя 2,2,4-триметил-1,3-пентандиолдиизобутират и полипропиленгликоля с добавкой регулятора полимеризации «АМИН А33» при следующем соотношении компонент в пластификаторе, мас.%: растворитель – 84-87, полипропиленгликоль – 11-13, регулятор полимеризации – 0.1-4.5. Техническим результатом является повышение глубины проникновения и эффективности нагнетания полимерного состава в породный массив за счет снижения вязкости рабочих жидкостей при сохранении низкой сжимаемости состава под действием давления и малом содержании в нем остаточного изоцианата. 1 ил.

Способ повышения эффективности добычи углеводородов из подземной формации, которая включает в себя нефтегазоносные сланцы, содержащие кальцит с трещинами в нем, причем этот способ включает: введение флюида, содержащего положительно заряженные ионы, по меньшей мере, в некоторые трещины; обеспечение упомянутым ионам возможности преобразовывать сланцы вдоль трещин в кристаллы арагонита таким образом, что некоторые кристаллы арагонита становятся взвешенными во флюиде; удаление некоторого количества флюида со взвешенными кристаллами арагонита из этой формации. Причем упомянутое удаление кристаллов арагонита открывает или расширяет трещины и повышает проницаемость этой формации, тем самым увеличивая количество и скорость добычи углеводородов из этой формации. Причем оставшийся в толще флюид продолжает преобразовывать следующие кристаллы кальцита вдоль трещин в кристаллы арагонита, так что во флюиде становится больше взвешенного арагонита, после чего некоторое количество упомянутого флюида со взвешенным арагонитом удаляют из этой формации, посредством чего дополнительно повышают или поддерживают проницаемость этой формации. Технический результат заключается в повышении эффективности добычи углеводородов. 10 з.п. ф-лы, 39 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений, включающего регулирование профиля приемистости нагнетательных скважин и изоляцию водопритоков добывающих скважин. Полимерный состав для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений, содержащий полиакриламид, сшивающий агент, наполнитель и пластовую воду с минерализацией до 100 гл, содержит в качестве сшивающего агента 50 -ный раствор ацетата хрома и в качестве наполнителя - реагент AC-CSE-1313 марка В при следующем соотношении компонентов, мас. : полиакриламид 0,1-0,6, реагент AC-CSE-1313 марка В 0,5-5, 50 -ный раствор ацетата хрома 0,01-0,06, пластовая вода остальное. Технический результат - повышение эффективности обеспечения регулирования разработки нефтяного месторождения. 3 пр., 1 табл.

Наверх