RU2382185C1 - Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) - Google Patents
Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2382185C1 RU2382185C1 RU2009107789/03A RU2009107789A RU2382185C1 RU 2382185 C1 RU2382185 C1 RU 2382185C1 RU 2009107789/03 A RU2009107789/03 A RU 2009107789/03A RU 2009107789 A RU2009107789 A RU 2009107789A RU 2382185 C1 RU2382185 C1 RU 2382185C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- dispersion
- volume
- composition
- injection
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 61
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title abstract description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 51
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 24
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N Zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims abstract description 9
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 claims abstract description 9
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims abstract description 6
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 33
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 23
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims description 11
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 claims description 9
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims description 6
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M Acetate Chemical compound CC([O-])=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 abstract 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 abstract 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 21
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 11
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 10
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 10
- 235000014692 zinc oxide Nutrition 0.000 description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 239000007863 gel particle Substances 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 3
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 3
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 3
- 229910044991 metal oxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000004706 metal oxides Chemical class 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N Formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000011126 aluminium potassium sulphate Nutrition 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- 229940050271 potassium alum Drugs 0.000 description 2
- GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J potassium aluminium sulfate Chemical compound [Al+3].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- 101100167427 Neurospora crassa (strain ATCC 24698 / 74-OR23-1A / CBS 708.71 / DSM 1257 / FGSC 987) paa-7 gene Proteins 0.000 description 1
- 150000001242 acetic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- -1 cation salt Chemical class 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 1
- 150000001860 citric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- SOCTUWSJJQCPFX-UHFFFAOYSA-N dichromate(2-) Chemical compound [O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O SOCTUWSJJQCPFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 230000003116 impacting effect Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 1
- 230000002906 microbiologic effect Effects 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N n,n'-methylenebisacrylamide Chemical compound C=CC(=O)NCNC(=O)C=C ZIUHHBKFKCYYJD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 150000003892 tartrate salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Изобретение применяется при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине. Технический результат изобретения - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта гелеобразующими составами и снижение энергетических затрат. В способе выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида и ацетата хрома, указанная дисперсия дополнительно содержит оксид цинка при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,5-1,0; ацетат хрома 0,03-0,1; оксид цинка 0,04-0,06; водаостальное, при этом указанный состав продавливают в пласт в объеме, обеспечивающем полное вытеснение дисперсии из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м3, производят технологическую паузу на время гелеобразования, продолжительностью 2-3 суток. По другому варианту используют дисперсию, которая содержит, мас.%: полиакриламид 0,5-1,0; гуар 0,1-0,2; ацетат хрома 0,04-0,1; оксид магния 0,02-0,05; вода остальное, при этом указанный состав продавливают в пласт в объеме, обеспечивающем полное вытеснение дисперсии из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м3, производят технологическую паузу на время гелеобразования, продолжительностью 2-3 суток. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.
Description
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине.
Известен способ разработки неоднородного пласта, включающий закачку в пласт дисперсии коллоидных частиц полимера и соли поливалентного катиона (патент РФ №2167281, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.05.2001 г., Бюл. №14). В качестве полимера используют водный раствор полиакриламида (ПАА), полисахарида, полиметакриламида и производные целлюлозы. Перед закачкой дисперсии сначала готовят полимерный раствор на поверхности, что требует дополнительного времени и наличия специального оборудования. При применении этого способа, зачастую, возникает необходимость удаления гелеобразующей композиции из ствола скважины, а после формирования геля в пласте - восстановления проницаемости нефтенасыщенных пропластков.
В качестве солей поливалентных катионов используют ацетаты, тартраты, цитраты, хромат и бихромат аммония и щелочных металлов, хромовые и алюмокалиевые квасцы, в частности ацетат хрома. Алюмокалиевые квасцы имеют ограниченную растворимость и плохо совмещаются со сточными водами, при контакте с ними выпадает осадок гидроксида алюминия. Растворение происходит во времени.
С целью улучшения фильтрационных свойств полимерных систем дополнительно вводят дисперсии гель-частиц (ДГЧ), набухающих в 100-5000 раз, но не растворимых в воде, что ведет к образованию дисперсии коллоидных частиц со следующей концентрацией компонентов, мас.%:
| водорастворимый полимер | 0,1-1,0 |
| соль поливалентного катиона | 0,001-0,5 |
| дисперсия гель-частиц | 0,001-0,1. |
В качестве гель-частиц используют частично сшитые внутримолекулярными связями сополимеры акрилатных мономеров с эфирами целлюлозы, метиленбисакриламида и др. Эти гель-частицы довольно быстро начинают набухать в закачиваемом растворе, что ведет к увеличению давления закачки дисперсной системы. Это усложняет технологический процесс, происходит удорожание его за счет использования дорогостоящих реагентов.
Способ эффективен в пластах с высокой проницаемостью с наличием развитой системы трещин. А в неоднородных терригенных коллекторах набухшие гель-частицы закупоривают поры на входе и не дают проникнуть сшитому малоподвижному полимерному раствору вглубь пласта, что снижает охват пласта вытеснением и эффективность способа в целом.
Известен способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов (патент РФ №2180039, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.02.2002 г.).
Способ относится в частности к использованию гелеобразующих составов на основе полиакриламида и сшивателя для ограничения водопритоков в добывающих скважинах, регулирования охвата пласта и профиля приемистости нагнетательных скважин. Повышение эффективности технологии воздействия на пласт вязкоупругими составами осуществляется путем усовершенствования способа выбора гелеобразующих составов на основе полиакриламидов и сшивателей. В качестве реагентов - сшивателей используются соли трехвалентного хрома.
Недостатком способа является низкая структурная прочность образующихся вязкоупругих составов и, вследствие этого, низкая эффективность повышения нефтеотдачи пластов.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому техническому решению является способ (прототип) выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах (патент РФ №2169258, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.06.2001 г., Бюл. №17). В пласт закачивают изолирующий состав на основе полимеров, сшивателя и воды. В качестве изолирующего состава используют дисперсию в воде карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), полиакриламида и сшивателя при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Карбоксиметилцеллюлоза | 0,1-3,0 |
| Полиакриламид | 0,005-0,5 |
| Сшиватель | 0,01-0,2 |
| Вода | остальное. |
При этом изолирующий состав до гелеобразования продавливают в пласт на расстояние, обеспечивающее исключение влияния депрессии на гель до безопасного уровня. Также при высоких приемистостях скважины согласно способу изолирующий состав дополнительно содержит наполнитель в количестве 0,5-10,0 мас.%.
Недостатком данного способа является слишком продолжительный индукционный период гелеобразования и низкая прочность полученных вязкоупругих составов. Для того чтобы произошла сшивка закачанных в пласт полимеров во всем объеме, приходится делать технологическую выдержку (паузу) продолжительностью 10 суток. Это ведет к непроизводительному простою скважины и снижению технологической эффективности и экономической рентабельности способа в целом.
Также недостатком способа является достаточно высокая первоначальная вязкость изолирующего состава, равная 80-110 мПа·с, что увеличивает нагрузку на насосное оборудование при его закачке. Другим недостатком способа является то, что в качестве наполнителя используют глинопорошок, в количестве 0,5-10 мас.%, который способствует необратимой кольматации коллекторов глинистой суспензией.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта гелеобразующими (вязкоупругими) составами за счет повышения прочности указанных составов и снижение энергетических затрат путем сокращения индукционного периода гелеобразования.
Поставленная техническая задача решается способом выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах, включающим закачку в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида и ацетата хрома.
Новым является то, что по первому варианту указанная дисперсия дополнительно содержит оксид цинка при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Полиакриламид | 0,5-1,0 |
| Ацетат хрома | 0,03-0,1 |
| Оксид цинка | 0,04-0,06 |
| Вода | остальное, |
при этом указанный состав продавливают в пласт в объеме, обеспечивающем полное вытеснение дисперсии из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м3, производят технологическую паузу на время гелеобразования, продолжительностью 2-3 суток.
Поставленная техническая задача решается способом выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах, включающим закачку в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида и ацетата хрома.
Новым является то, что по второму варианту при высоких приемистостях скважины указанная дисперсия дополнительно содержит гуар и оксид магния при следующем соотношении компонентов, мас.%:
| Полиакриламид | 0,5-1,0 |
| Гуар | 0,1-0,2 |
| Ацетат хрома | 0,04-0,1 |
| Оксид магния | 0,02-0,05 |
| Вода | остальное, |
при этом указанный состав продавливают в пласт в объеме, обеспечивающем полное вытеснение дисперсии из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м3, производят технологическую паузу на время гелеобразования, продолжительностью 2-3 суток.
Для приготовления растворов гелеобразующих - вязкоупругих составов (ВУС) используют как пресную, так и минерализованную воду с общей минерализацией до 300 г/л, что значительно расширяет технологические возможности использования способа.
Для приготовления вязкоупругого состава используют полиакриламид марки DP 9-8177 по ТУ 2458-001-82330939-2008 или его аналоги, гуар (гуаровая камедь) по ТУ 2458-019-57258729-2006 или его аналоги, в качестве сшивателя используют ацетат хрома (АХ) по ТУ 2499-001-50635131-00. В качестве оксида двухвалентного металла используют оксид цинка - цинковые белила (ЦБ) по ГОСТу 202-84 и оксид магния (ОМ) по ТУ-6-09-3023-79.
Сущность изобретения.
Технологии ограничения водопритока и выравнивания профиля приемистости с применением вязкоупругих составов - это процесс обработки добывающих и нагнетательных скважин с целью изоляции притока вод, поступающих по наиболее проницаемым интервалам пласта. Варианты составов по предлагаемому способу в момент смешения компонентов имеют невысокую исходную вязкость и поэтому легко закачиваются в пласт, в первую очередь, поступают в высокопроницаемую зону пласта, где скорость фильтрации выше.
В течение некоторого периода времени, называемого индукционным периодом, вязкость состава практически не отличается от вязкости раствора полимера ПАА. Вязкость 0,7 (мас.%) раствора полимера DP 9-8177 в воде с плотностью 1120 кг/м3 равна 37,9 мПа·с, при этом вязкость состава, содержащего (0,7 DP 9-8177+0,06 ЦБ+0,04 AX+99,2 воды) мас.% равна 36,0 мПа·с, а у состава (0,5 DP 9-8177+0,2 Гуара+0,03ОМ+0,05АХ+99,22 воды) мас.% вязкость равна 63,5 мПа·с. Первоначальная вязкость составов по предлагаемому способу в 1,3-3 раза ниже чем у прототипа, за счет чего и происходит снижение энергетических затрат при осуществлении закачки составов в пласт. В течение индукционного периода, когда вязкость составов остается невысокой, необходимо закачать их в пласт, и продвинуть на необходимое расстояние от скважины и остановить скважину на технологическую паузу. За время технологической паузы под влиянием сшивателей происходит структурирование водного раствора полимера в присутствии оксида металла и сшивателя с образованием ВУС - неподвижной системы, обладающей высокой сдвиговой прочностью. ВУС закупоривает высокопроницаемую часть пласта и тем самым способствует выравниванию проницаемостной неоднородности и сокращению притока воды. Оксид металла со сшивателем ацетат хрома действуют комплексно, ВУС, полученные на их основе, обладают большей структурной прочностью, по сравнению с вязкоупругими составами, не содержащими оксид двухвалентного металла.
Индукционный период по времени должен быть меньше продолжительности технологической паузы скважины. Только в этом случае будут соблюдены условия технологической и экономической эффективности способа.
По предлагаемым вариантам способа индукционный период ВУС составляет от 24 до 40 часов (1-1,8 суток). Соответственно, и технологическая пауза в зависимости от объема закачки будет составлять 2-3 суток, в то время как, по прототипу технологическая пауза составляет 10 суток. Останавливать скважины на такой длительный срок не рентабельно.
Исходная вязкость состава, не содержащего гуар, равна 36,0 мПа·с, и индукционный период этой системы составляет 24-26 часов. С добавкой гуара вязкость системы увеличивается до 63,5 мПа·с, индукционный период равен 30-36 часов. ВУС (по первому варианту), с меньшей исходной вязкостью, предлагается закачивать в низкопроницаемые пласты, а ВУС (по второму варианту), содержащие гуар, в более высокопроницаемые пласты. Закачка технологических жидкостей с такой вязкостью не представляет трудностей.
Пример конкретного выполнения.
Варианты предлагаемого способа реализуются через добывающие скважины, характеризующиеся следующими параметрами и показателями:
- содержание воды в добываемой продукции (обводненность) не более 98%;
- дебит жидкости не менее 10 м3/сут;
- нефтенасыщенная толщина пласта не менее 3 м;
- температура пласта от 15°С до 90°С.
Плотность попутно-добываемой воды не лимитируются.
Варианты предлагаемого способа осуществляются с применением стандартного (существующего) нефтепромыслового оборудования, обеспечивающего транспортировку, приготовление (перемешивание) и закачку рабочих жидкостей в скважину:
- комплекс по приготовлению растворов из жидких и сыпучих химических реагентов КУДР-8 или аналоги;
- насосные агрегаты типа АНЦ-320 по ТУ 26-02-30-75 или аналоги;
- автоцистерны типа АЦ-10, АЦН-10 по ТУ 26-16-32-77 или аналоги.
Разрабатывают конкретную нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания 1049-1100 м, мощность пластов 3-5 м, пластовое давление 9,4 МПа, обводненность 98%, приемистость скважины не менее 100 м3/сут. Объем оторочки закачиваемого состава равен 44 м3. Плотность воды, на которой готовится раствор, составляет 1100 кг/м3. Готовится рабочий раствор с концентрациями: ПАА - 0,7 мас.%, АХ - 0,07 мас.%, оксид цинка (ОЦ) - 0,06 мас.%, воды - 99,17 мас.%. Расход реагентов на 1 м3 воды составляет ПАА - 7 кг, АХ товарной формы (с содержанием 50 мас.% основного вещества) - 1,4 кг, ОЦ - 0,6 кг.
Составы готовят непосредственно на скважине перед закачкой в пласт смешением компонентов на установке КУДР-8 до состояния дисперсии. В этот момент составы имеют начальную вязкость 36-65 мПа·с, что, примерно, в два раза ниже, чем в прототипе. Продавливают состав в пласт в объеме, обеспечивающим ее полное вытеснение из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ)+0,5-1 м3. После этого осуществляют технологическую паузу продолжительностью 2,5 суток.
Недостатком всех полисахаридов является их подверженность микробной деструкции, поэтому в случае применения гуара или его аналогов для подавления микробиологической деструкции добавляется бактерицид, выбранный из числа формалина, СНПХ-1200, СНПХ-1050 К и др. в количестве 0,2 мас.%.
Сравнительное тестирование структурной прочности предлагаемых вязкоупругих составов было осуществлено путем измерения сдвиговой прочности на вискозиметре «Полимер РПЭ-1М». Результаты этих исследований представлены в таблице. Как видно из этой таблицы, с увеличением в составе содержания полиакриламида прочность системы растет как по первому варианту, так и по второму варианту. Верхний предел содержания дорогостоящего ПАА, равный 1 мас.%, продиктован экономической целесообразностью. Верхний предел содержания ацетата хрома лимитируется, тем, что при дальнейшем увеличении содержания АХ удлиняется индукционный период. С увеличением содержания гуара более 0,2 мас.% резко возрастает исходная вязкость состава по второму варианту. Для сравнения приведена величина сдвиговой прочности известного состава, состоящего из раствора полимера и сшивателя (0,7 ПАА+0,05 АХ) мас.%, которая ниже, чем у ВУС по предлагаемым способам в 1,8-2,6 раза в зависимости от состава. Также составы по предлагаемым способам превосходят по прочности изолирующий состав по прототипу в 1,8-4,9 раза.
Вязкоупругие составы, по предлагаемому способу, обладая более высокой структурной прочностью, способны выдерживать большие нагрузки, не подвергаясь разрушению, и дольше сохранять технологические свойства в пластовых условиях.
Следовательно, применение вариантов предлагаемого способа, направленных на выравнивание профиля приемистости нагнетательной и ограничение водопритока в добывающей скважинах способствует повышению эффективности вытеснения нефти из пласта вязкоупругими (гелеобразующими) составами за счет повышения прочности указанных составов и сокращение материальных затрат путем сокращения индукционного периода.
| Таблица - Сравнение структурной прочности различных ВУС | ||
| Состав (мас.%): | Сдвиговая прочность полученных ВУС при скорости сдвига 1,4 сек-1, Па | |
| I | 0,5 ПАА+0,03 ЦБ+0,03АХ+99,44 вода | 893,5 |
| 0,6 ПАА+0,06 ЦБ+0,06 АХ+99,28 вода | 956,2 | |
| 0,8 ПАА+0,04 ЦБ+0,04 АХ+99,12 вода | 1304 | |
| 0,4 ПАА+0,05 ЦБ+0,02 АХ+99,53 вода | 521,3 | |
| 1,0 ПАА+0,07 ЦБ+0,1 АХ+98,83 вода | 1450 | |
| II | 0,4 ПАА+0,3 Гуар+0,01 ОМ+0,05 АХ+99,24 вода | 564,3 |
| 0,5 ПАА+0,2 Гуар+0,03 ОМ+0,04 АХ+99,23 вода | 891,1 | |
| 0,6 ПАА+0,1 Гуар+0,03 ОМ+0,05 АХ+99,22 вода | 1115,9 | |
| 0,7 ПАА+0,1 Гуар+0,05 ОМ+0,06 АХ+99,89 вода | 1165,6 | |
| 1,0 ПАА+0,1 Гуар+0,1АХ+0,06 ОМ+98,74 вода | 1560 | |
| 0,8 ПАА+0,2 Гуар+0,03 АХ+0,02 ОМ+98,95 вода | 1435 | |
| Известный состав | 0,7 ПАА+0,05 АХ+99,25 вода | 494,2 |
| Прототип | ПАА 0,1+1,0 КМЦ+0,1 АХ+98,8 вода | 320 |
Claims (2)
1. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида и ацетата хрома, отличающийся тем, что указанная дисперсия дополнительно содержит оксид цинка при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Полиакриламид 0,5-1,0
Ацетат хрома 0,03-0,1
Оксид цинка 0,04-0,06
Вода остальное
при этом указанный состав продавливают в пласт в объеме, обеспечивающем полное вытеснение дисперсии из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м3, производят технологическую паузу на время гелеобразования продолжительностью 2-3 суток.
при этом указанный состав продавливают в пласт в объеме, обеспечивающем полное вытеснение дисперсии из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м3, производят технологическую паузу на время гелеобразования продолжительностью 2-3 суток.
2. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава - дисперсии в воде полиакриламида и ацетата хрома, отличающийся тем, что указанная дисперсия дополнительно содержит гуар и оксид магния при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Полиакриламид 0,5-1,0
Гуар 0,1-0,2
Ацетат хрома 0,04-0,1
Оксид магния 0,02-0,05
Вода остальное
при этом указанный состав продавливают в пласт в объеме, обеспечивающем полное вытеснение дисперсии из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м3, производят технологическую паузу на время гелеобразования продолжительностью 2-3 суток.
при этом указанный состав продавливают в пласт в объеме, обеспечивающем полное вытеснение дисперсии из ствола скважины водой в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м3, производят технологическую паузу на время гелеобразования продолжительностью 2-3 суток.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009107789/03A RU2382185C1 (ru) | 2009-03-04 | 2009-03-04 | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009107789/03A RU2382185C1 (ru) | 2009-03-04 | 2009-03-04 | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2382185C1 true RU2382185C1 (ru) | 2010-02-20 |
Family
ID=42127089
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009107789/03A RU2382185C1 (ru) | 2009-03-04 | 2009-03-04 | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2382185C1 (ru) |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2456439C1 (ru) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
| RU2558565C1 (ru) * | 2014-05-16 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ повышения добычи нефти |
| RU2560047C1 (ru) * | 2014-07-09 | 2015-08-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
| RU2639339C1 (ru) * | 2016-12-13 | 2017-12-21 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Полимерный состав для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений |
| RU2661973C2 (ru) * | 2016-05-05 | 2018-07-23 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
| RU2706149C1 (ru) * | 2018-05-21 | 2019-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Гелеобразующий состав для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие |
| RU2722488C1 (ru) * | 2019-11-26 | 2020-06-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта |
| RU2725205C1 (ru) * | 2019-12-17 | 2020-06-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта |
| RU2735008C1 (ru) * | 2020-04-14 | 2020-10-27 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами |
| RU2739272C1 (ru) * | 2020-02-07 | 2020-12-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-технологический центр "СамараНИПИнефть", сокращенно ООО "ИТЦ "СамараНИПИнефть" | Способ повышения нефтеотдачи пласта |
| RU2775630C1 (ru) * | 2021-11-11 | 2022-07-05 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта (варианты) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4632185A (en) * | 1985-07-31 | 1986-12-30 | Phillips Petroleum Company | Polymerflood process |
| RU2167281C2 (ru) * | 1999-08-04 | 2001-05-20 | Швецов Игорь Александрович | Способ разработки неоднородного пласта |
| RU2169258C1 (ru) * | 2000-11-15 | 2001-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах |
| RU2180039C2 (ru) * | 2000-02-14 | 2002-02-27 | Кабо Владимир Яковлевич | Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2211238C1 (ru) * | 2002-10-16 | 2003-08-27 | Билялов Наиль Габдрахманович | Безглинистый буровой раствор |
-
2009
- 2009-03-04 RU RU2009107789/03A patent/RU2382185C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4632185A (en) * | 1985-07-31 | 1986-12-30 | Phillips Petroleum Company | Polymerflood process |
| RU2167281C2 (ru) * | 1999-08-04 | 2001-05-20 | Швецов Игорь Александрович | Способ разработки неоднородного пласта |
| RU2180039C2 (ru) * | 2000-02-14 | 2002-02-27 | Кабо Владимир Яковлевич | Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2169258C1 (ru) * | 2000-11-15 | 2001-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах |
| RU2211238C1 (ru) * | 2002-10-16 | 2003-08-27 | Билялов Наиль Габдрахманович | Безглинистый буровой раствор |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2456439C1 (ru) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
| RU2558565C1 (ru) * | 2014-05-16 | 2015-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ повышения добычи нефти |
| RU2560047C1 (ru) * | 2014-07-09 | 2015-08-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
| RU2661973C2 (ru) * | 2016-05-05 | 2018-07-23 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины |
| RU2639339C1 (ru) * | 2016-12-13 | 2017-12-21 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Полимерный состав для регулирования разработки нефтяных и газовых месторождений |
| RU2706149C1 (ru) * | 2018-05-21 | 2019-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Гелеобразующий состав для ограничения водопритока в добывающей скважине, на которой осуществляется паротепловое воздействие |
| RU2722488C1 (ru) * | 2019-11-26 | 2020-06-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта |
| RU2725205C1 (ru) * | 2019-12-17 | 2020-06-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта |
| RU2739272C1 (ru) * | 2020-02-07 | 2020-12-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-технологический центр "СамараНИПИнефть", сокращенно ООО "ИТЦ "СамараНИПИнефть" | Способ повышения нефтеотдачи пласта |
| RU2735008C1 (ru) * | 2020-04-14 | 2020-10-27 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами |
| RU2775630C1 (ru) * | 2021-11-11 | 2022-07-05 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта (варианты) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2382185C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) | |
| US8522874B2 (en) | Weak organic acid as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions | |
| RU2456439C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| RU2544213C2 (ru) | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений | |
| CN106947450B (zh) | 一种具有低初始粘度的深部调驱剂及其制备方法 | |
| CA2790185C (en) | Ammonium halide as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions | |
| CN102604606A (zh) | 二次交联化学法冻胶泡沫堵调液 | |
| RU2424426C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2169258C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах | |
| US4811787A (en) | Method for reducing the permeability of underground strata during secondary recovery of oil | |
| CN114058359B (zh) | 深水超深水裂缝性储层钻井堵漏用降解凝胶体系制备方法及应用 | |
| RU2483092C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин | |
| CN113136185A (zh) | 一种低温高矿化度油藏用有机堵水冻胶 | |
| RU2610961C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине | |
| RU2431741C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2346151C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты) | |
| RU2597593C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах | |
| RU2422628C1 (ru) | Способ регулирования заводнения неоднородных пластов коллекторов залежей месторождений с помощью сшитых полимерных систем с наполнителем | |
| RU2618547C1 (ru) | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2536070C1 (ru) | Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов | |
| RU2719699C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| RU2722488C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| WO2015065384A1 (en) | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same | |
| EA008533B1 (ru) | Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ | |
| RU2451168C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20131101 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20181217 |