[go: up one dir, main page]

RU2180039C2 - Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов - Google Patents

Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов Download PDF

Info

Publication number
RU2180039C2
RU2180039C2 RU2000103628A RU2000103628A RU2180039C2 RU 2180039 C2 RU2180039 C2 RU 2180039C2 RU 2000103628 A RU2000103628 A RU 2000103628A RU 2000103628 A RU2000103628 A RU 2000103628A RU 2180039 C2 RU2180039 C2 RU 2180039C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
polyacrylamide
gelation
crosslinker
concentration
cross
Prior art date
Application number
RU2000103628A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2000103628A (ru
Inventor
В.Я. Кабо
В.Н. Манырин
Е.А. Румянцева
Г.Н. Позднышев
А.Г. Савельев
Original Assignee
Кабо Владимир Яковлевич
Манырин Вячеслав Николаевич
Манырин Валерий Николаевич
Румянцева Елена Александровна
Позднышев Геннадий Николаевич
Савельев Александр Георгиевич
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 Кабо Владимир Яковлевич, Манырин Вячеслав Николаевич, Манырин Валерий Николаевич, Румянцева Елена Александровна, Позднышев Геннадий Николаевич, Савельев Александр Георгиевич filed Critical Кабо Владимир Яковлевич
Priority to RU2000103628A priority Critical patent/RU2180039C2/ru
Publication of RU2000103628A publication Critical patent/RU2000103628A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2180039C2 publication Critical patent/RU2180039C2/ru

Links

Images

Landscapes

  • Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)

Abstract

Способ относится к нефтяной промышленности, в частности к использованию гелеобразующих составов на основе полиакриламида ПАА и сшивателя в различных методах повышения нефтеотдачи пластов: ограничения водопритока в добывающих скважинах, регулировании охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин, селективной изоляции и регулировании потоков реагентов при тепловых методах добычи нефти. Техническим результатом является повышение эффективности технологии воздействия на пласт сшитыми полимерными системами. В способе выбора гелеобразующих составов на основе ПАА и сшивателя, включающем определение времени гелеобразования системы в зависимости от изменения молекулярной массы и степени гидролиза ПАА, концентраций ПАА и сшивателя, для анализируемого состава дополнительно определяют кажущуюся константу скорости гелеобразования по расчетной формуле. Причем время гелеобразования системы определяют в зависимости от изменения дополнительно температуры гелеобразования, водосолевого состава растворителя, водородного показателя среды и интенсивности воздействия гидродинамическими полями путем проведения вариантных расчетов кинетических параметров с использованием приведенной математической модели. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к использованию гелеобразующих составов на основе полиакриламида (ПАА) и сшивателя в различных методах повышения нефтеотдачи пластов (ограничение водопритока в добывающих скважинах, регулирование охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин, селективной изоляции и регулирования потоков реагентов при тепловых методах добычи нефти и др.).
Большое число задач, решаемых с применением гелеобразующих составов на основе полиакриламида и сшивателей, а также многообразие условий их применения в каждом конкретном случае требует решения вопросов обоснованного выбора реагентов для создания оптимальных технологий с их применением.
Так, в работе (Seright, R.S. and J. Liang, "A survey of field applications of gel treatments for water shutoff, SPE 26991, April 1994) отмечается, что при использовании гелеобразующих составов необходимо учитывать и такие специфические проблемы, как состав пластовых флюидов и химическую совместимость с ними применяемых реагентов, температуру и пластовое давление.
Кроме того, применяемое оборудование (особенно насосные агрегаты) должно быть пригодным для вязкостей, давлений и расходов перекачиваемых составов без изменения их свойств. Важно также правильно выбирать подходящие скважины, учитывать литологию, присутствие естественных трещин, барьеров или наличие гидродинамически связанных водоносных зон.
Однако, все эти подходы носят больше рекомендательный характер и не имеют методологической основы для их реализации на практике.
Обычно при выборе гелеобразующих составов на основе ПАА и сшивателя полимера чаще всего исследуют влияние на кинетику гелеобразования составов таких характеристик ПАА, как его молекулярная масса (М) или степень гидролиза (содержание карбоксильных групп в молекуле ПАА). (Григоращенко и др. Применение полимеров в добыче нефти. М., Недра, 1978).
Наиболее близким к заявляемому является способ приготовления гелеобразующего состава для разработки нефтяных месторождений (SU 1735574 А1, кл. Е 21 В 43/22, 43/32, 33/138, 1992), где в качестве полиакриламидных полимеров применяли ПАА с молекулярной массой (М) от 10 млн. до 15 млн. и степенью гидролиза (αг) от 5 до 24%, а в качестве сшивателя - хромсодержащие вещества (ХСВ), например, хромкалиевые квасцы - отходы хромонатриевых квасцов, бихроматы калия. Причем для каждой комбинации гелеобразующих составов после их приготовления определяли при комнатной температуре по характеру изменения во времени реологических свойств системы начало времени их гелеобразования τг.
На основании этих данных для практического применения отбирали такие гелеобразующие составы, время гелеобразования которых было больше времени закачки (τ3) в скважину необходимого объема гелеобразующего состава.
При этом, время закачки выбранного гелеобразующего состава рассчитывали по формуле:
τ3= 24V/Q (1),
где V - объем зоны пласта, подлежащей обработке гелеобразующим составом, м3;
Q - приемистость обрабатываемой зоны пласта, м3/сут.
Недостатки такого способа подбора и приготовления гелеобразующих составов заключаются в том, что в данном способе не учитывается влияние на время гелеобразования других факторов, оказывающих существенное влияние на прочностные (структурно-механические) свойства образующегося сшитого полимерного геля.
Известны экспериментальные исследования (Кабо В. Я., Румянцева Е.А., Масленников В.А. Процессы гелеобразования в полимерных системах. Труды научной конференции, Саратов, 1985, с. 22-23), где на примере образцов полиакриламидов, выпускаемых промышленностью с М от 1 млн. до 15 млн. и степенью гидролиза αг от 1 до 30%, установлено, что влияние изменения молекулярной массы ПАА в изученном диапазоне значений М не приводит к заметным изменениям как значения времени гелеобразования, так и критической концентрации гелеобразования, т.е. варьирование данной молекулярной характеристикой полиакриламида в качестве параметра управления кинетикой гелеобразования малоэффективно. В то же время, как показали данные исследования, изменения в молекуле полиакриламида содержания карбоксильных групп (степени гидролиза αг,) от 1 до 4% позволяет изменять время гелеобразования системы примерно в 15 раз.
Однако, регулирование только одной данной молекулярной характеристики полиакриламида для прогнозной оценки технологических свойств той или иной гелеобразующей системы также недостаточно, т.к. на кинетику гелеобразования системы и ее фильтрационные характеристики, помимо указанных выше молекулярных характеристик ПАА (М и αг), заметное влияние оказывают такие параметры как: концентрация, тип и концентрация выбранного сшивателя, температура сшивки, гидродинамическое воздействие на разных стадиях гелеобразования системы (градиент скорости сдвига), качество применяемого растворителя, а именно, водородный показатель и минерализация воды.
Цель настоящего изобретения - повышение эффективности технологии воздействия на пласт сшитыми полимерными системами путем усовершенствования способа выбора гелеобразующих составов на основе полиакриламида и сшивателей.
Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемом способе выбора гелеобразующих составов на основе полиакриламида и сшивателя, включающем определение времени гелеобразования системы в зависимости от изменения молекулярной массы и степени гидролиза полиакриламида, концентраций полиакриламида и сшивателя, дополнительно определяют кажущуюся константу скорости гелеобразования k. В табл.1 в обобщенном виде приведено обозначение, наименование и способ определения параметров, являющихся определяющими в предлагаемом способе выбора оптимального гелеобразующего состава на основе полиакриламида и сшивателя.
Перечисленные в табл. 1 параметры связаны между собой соотношением:
τ -1 г =k•(Cp-C crit p ) (2)
В случае использования широко применяемых составов на основе водно-солевых растворов полиакриламида (сополимеров акриламида с акриловой кислотой) и реагентов-сшивателей (солей трехвалентного хрома), требуется учитывать роль молекулярных характеристик полимера, вид соли трехвалентного хрома, состав водно-солевого растворителя, температуру, рН среды, концентрации полимера и сшивателя, интенсивность воздействия гидродинамическими полями.
Цель настоящего изобретения - повышение эффективности технологии воздействия на пласт сшитыми полимерными системами путем усовершенствования способа выбора гелеобразующих составов на основе полиакриламидов и сшивателей.
Поставленная цель достигается тем, что время гелеобразования системы определяют в зависимости от изменения дополнительно температуры гелеобразования, водно-солевого состава растворителя, водородного показателя среды и интенсивности воздействия гидродинамическими полями путем проведения вариантных расчетов кинетических параметров, указанных в табл. 1, с использованием математической модели вида
τГ(k,Ccrit) = f(M, αГ, Cр, Cсш, T, γ, pH, Cs) (3)
где
М - молекулярная масса полиакриламида,
αГ - степень гидролиза - содержание карбоксильных групп полиакриламида,
Ср - концентрация полиакриламида,
Ссш - концентрация сшивателя,
Т - температура,
γ - градиент скорости сдвига,
рН - водородный показатель,
Cs - минерализация растворителя.
В качестве примера рассматривается модель, описывающая поведение системы полиакриламид (сополимер акриламида) - хромокалиевые квасцы - минерализованная вода. Модель, описывающая зависимость кинетических характеристик этой системы от параметров соотношения (3), имеет вид
k = 5•10-6•{C 0,04 s •A0,44•α 1,11 г •M0,81}
Figure 00000002

и τг в соответствии с (2) и (4) имеет вид:
Figure 00000003

В табл. 2 представлены данные по сравнению результатов расчета с экспериментально измеренными величинами кинетических параметров. Корреляционный анализ соотношения рассчитанных и экспериментально измеренных величин показывает, что коэффициент корреляции между этими величинами составляет R=0,92, что указывает на адекватность модели расчета кинетических параметров (4) и (5).
Кинетические параметры других систем - полиакриламид - сшиватель описываются аналогичными соотношениями. Тип сшивателя (ацетат хрома, нитрат хрома и др.) влияет на величины коэффициентов соотношений (4) и (5).
Учет влияния движения жидкости в пористой среде на кинетические параметры осуществляется через связь величины К со скоростью сдвига γ.
Где
Figure 00000004

V - линейная скорость фильтрации,
К - проницаемость породы,
m - пористость породы,
a - коэффициент "формы".
Figure 00000005

где
k(γ)- кажущаяся константа скорости гелеобразования при воздействии сдвиговым полем,
k0 - кажущаяся константа скорости гелеобразования в отсутствие сдвигового воздействия,
ti - время воздействия на систему при скорости воздействия γi,
ε - характеристическая деформация, безразмерная величина, зависящая от типа сшивателя. Для хромокалиевых квасцов ε = 103.
На чертеже представлены данные по сравнению рассчитанных и экспериментально измеренных параметров, которые указывают на хорошее соответствие этих величин.
Таким образом, приведенная совокупность моделей, адекватно описывающих кинетические характеристики сшивающихся полимерных систем на основе полиакриламида и сшивателя - солей трехвалентного хрома, позволяет путем расчета подобрать оптимальный состав композиции сшитой полимерной системы - СПС, удовлетворяющий одному из основных технологических требований: τг> τзак, где τзак- время закачки композиции в пласт.

Claims (2)

1. Способ выбора гелеобразующих составов на основе полиакриламида и сшивателя, включающий определение времени гелеобразования системы в зависимости от изменения молекулярной массы и степени гидролиза полиакриламида, концентраций полиакриламида и сшивателя, отличающийся тем, что для анализируемого состава дополнительно определяют кажущуюся константу скорости гелеобразования k по формуле
Figure 00000006

где τг - время гелеобразования;
Ср, Срcrit - концентрация и критическая концентрация полиакриламида.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что время гелеобразования системы определяют в зависимости от изменения дополнительно температуры гелеобразования, водосолевого состава растворителя, водородного показателя среды и интенсивности воздействия гидродинамическими полями путем проведения вариантных расчетов кинетических параметров с использованием математической модели вида
Figure 00000007

где М - молекулярная масса полиакриламида;
αг - степень гидролиза - содержания гидроксильных групп полиакриламида;
Ср - концентрация полиакриламида;
Ссш - концентрация сшивателя;
Т - температура гелеобразования;
γ - градиент скорости сдвига;
рН - водородный показатель;
Cs - минерализация растворителя.
RU2000103628A 2000-02-14 2000-02-14 Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов RU2180039C2 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2000103628A RU2180039C2 (ru) 2000-02-14 2000-02-14 Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2000103628A RU2180039C2 (ru) 2000-02-14 2000-02-14 Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2000103628A RU2000103628A (ru) 2002-01-10
RU2180039C2 true RU2180039C2 (ru) 2002-02-27

Family

ID=20230615

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2000103628A RU2180039C2 (ru) 2000-02-14 2000-02-14 Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2180039C2 (ru)

Cited By (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2272899C1 (ru) * 2004-08-18 2006-03-27 Елена Александровна Румянцева Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ
RU2352771C2 (ru) * 2007-01-29 2009-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ применения модифицированных полимерных составов для повышения нефтеотдачи пластов
RU2382185C1 (ru) * 2009-03-04 2010-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты)
RU2397319C2 (ru) * 2007-03-02 2010-08-20 Трайкэн Велл Сервис Лтд. Способ гидравлического разрыва пласта
RU2424426C1 (ru) * 2010-04-19 2011-07-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки неоднородного нефтяного пласта
RU2431741C1 (ru) * 2010-04-20 2011-10-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки неоднородного нефтяного пласта
RU2496818C2 (ru) * 2011-12-30 2013-10-27 Иван Александрович Маринин Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ
RU2528343C1 (ru) * 2013-05-06 2014-09-10 Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины
RU2541973C1 (ru) * 2014-03-18 2015-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки неоднородного нефтяного пласта
RU2719699C1 (ru) * 2019-06-20 2020-04-21 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4852652A (en) * 1988-05-24 1989-08-01 Chevron Research Company Chemical flooding with improved injectivity
US4915170A (en) * 1989-03-10 1990-04-10 Mobil Oil Corporation Enhanced oil recovery method using crosslinked polymeric gels for profile control
US5133408A (en) * 1991-05-31 1992-07-28 Marathon Oil Company Rate controllable gel for conformance improvement treatment in a subterranean hydrocarbon-bearing formation
SU1758217A1 (ru) * 1990-04-05 1992-08-30 Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности Способ регулировани фронта заводнени неоднородного по проницаемости нефт ного пласта
RU2071554C1 (ru) * 1991-03-11 1997-01-10 Маратон Ойл Компани Способ извлечения жидких углеводородов (варианты)
RU2076203C1 (ru) * 1994-12-01 1997-03-27 Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи
RU2086757C1 (ru) * 1995-02-21 1997-08-10 Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности Способ добычи нефти
RU2131022C1 (ru) * 1998-01-13 1999-05-27 Лядов Борис Сергеевич Способ обработки нагнетательных скважин

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4852652A (en) * 1988-05-24 1989-08-01 Chevron Research Company Chemical flooding with improved injectivity
US4915170A (en) * 1989-03-10 1990-04-10 Mobil Oil Corporation Enhanced oil recovery method using crosslinked polymeric gels for profile control
SU1758217A1 (ru) * 1990-04-05 1992-08-30 Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности Способ регулировани фронта заводнени неоднородного по проницаемости нефт ного пласта
RU2071554C1 (ru) * 1991-03-11 1997-01-10 Маратон Ойл Компани Способ извлечения жидких углеводородов (варианты)
US5133408A (en) * 1991-05-31 1992-07-28 Marathon Oil Company Rate controllable gel for conformance improvement treatment in a subterranean hydrocarbon-bearing formation
RU2076203C1 (ru) * 1994-12-01 1997-03-27 Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи
RU2086757C1 (ru) * 1995-02-21 1997-08-10 Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности Способ добычи нефти
RU2131022C1 (ru) * 1998-01-13 1999-05-27 Лядов Борис Сергеевич Способ обработки нагнетательных скважин

Cited By (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2272899C1 (ru) * 2004-08-18 2006-03-27 Елена Александровна Румянцева Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ
EA008533B1 (ru) * 2004-08-18 2007-06-29 Елена Александровна Румянцева Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ
RU2352771C2 (ru) * 2007-01-29 2009-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ применения модифицированных полимерных составов для повышения нефтеотдачи пластов
RU2397319C2 (ru) * 2007-03-02 2010-08-20 Трайкэн Велл Сервис Лтд. Способ гидравлического разрыва пласта
US8141638B2 (en) 2007-03-02 2012-03-27 Trican Well Services Ltd. Fracturing method and apparatus utilizing gelled isolation fluid
RU2382185C1 (ru) * 2009-03-04 2010-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты)
RU2424426C1 (ru) * 2010-04-19 2011-07-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки неоднородного нефтяного пласта
RU2431741C1 (ru) * 2010-04-20 2011-10-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки неоднородного нефтяного пласта
RU2496818C2 (ru) * 2011-12-30 2013-10-27 Иван Александрович Маринин Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ
RU2528343C1 (ru) * 2013-05-06 2014-09-10 Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" Способ изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины
RU2541973C1 (ru) * 2014-03-18 2015-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ разработки неоднородного нефтяного пласта
RU2719699C1 (ru) * 2019-06-20 2020-04-21 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2180039C2 (ru) Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов
CN102093880B (zh) 一种油井控水剂及其制备方法
Zaitoun et al. Thin polyacrylamide gels for water control in high-permeability production wells
AU2013226505B2 (en) Methods, devices, and kits relating to the implementation of gelled fluids having a transient gel microstructure
US4788228A (en) High temperature profile modification agents and methods for using same
CN102533240B (zh) 一种高温油藏复合调驱剂,其制备方法及其应用
RU2076202C1 (ru) Состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи
McCool et al. Permeability reduction mechanisms involved in in-situ gelation of a polyacrylamide/chromium (VI)/thiourea system
Rabaioli et al. Solubility and phase behaviour of polyacrylate scale inhibitors and their implications for precipitation squeeze treatment
Kohler et al. Polymer treatment for water control in high-temperature production wells
CN113136185A (zh) 一种低温高矿化度油藏用有机堵水冻胶
Kohler et al. Weak gel formulations for selective control of water production in high-permeability and high-temperature production wells
RU2169256C1 (ru) Способ разработки обводненной нефтяной залежи
Marty et al. The effect of flow rate on the in-situ gelation of a chrome/redox/polyacrylamide system
RU2656654C2 (ru) Способ увеличения добычи нефти
Hejri et al. Permeability reduction by a xanthan/chromium (III) system in porous media
RU2191894C1 (ru) Способ регулирования разработки нефтяного пласта
Ramazani SA et al. Analytical and experimental study to predict the residual resistance factor on polymer flooding process in fractured medium
CN110317289B (zh) 一种油田化学采油用聚丙烯酰胺纳米微球调剖剂
Meister Bulk gel strength tester
CN111100623B (zh) 一种天然气生物乳液压裂液及其制备方法和应用
US4865129A (en) High temperature profile modification agents and methods for using same
Gussenov et al. Synthetic polyampholytes based on acrylamide derivatives–new polymer for enhanced oil recovery
RU2655258C2 (ru) Способ обработки нагнетательных скважин
RU2747726C1 (ru) Состав для потоковыравнивающих работ в нагнетательных скважинах