RU2743157C1 - Method of increasing oil recovery - Google Patents
Method of increasing oil recovery Download PDFInfo
- Publication number
- RU2743157C1 RU2743157C1 RU2020111848A RU2020111848A RU2743157C1 RU 2743157 C1 RU2743157 C1 RU 2743157C1 RU 2020111848 A RU2020111848 A RU 2020111848A RU 2020111848 A RU2020111848 A RU 2020111848A RU 2743157 C1 RU2743157 C1 RU 2743157C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- atbs
- polymer
- oil
- range
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 65
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N N-Vinyl-2-pyrrolidone Chemical compound C=CN1CCCC1=O WHNWPMSKXPGLAX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims abstract description 9
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000000227 grinding Methods 0.000 claims abstract description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000000178 monomer Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000009736 wetting Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 14
- 239000003643 water by type Substances 0.000 claims description 11
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- OUEBZMGRFLTABC-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-1-(prop-2-enoylamino)propane-2-sulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C(C)(C)CNC(=O)C=C OUEBZMGRFLTABC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 43
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 abstract description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 11
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- ABUFMGLVKVVDFW-UHFFFAOYSA-N 2-methylpropane-2-sulfonic acid;prop-2-enamide Chemical compound NC(=O)C=C.CC(C)(C)S(O)(=O)=O ABUFMGLVKVVDFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 3
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 3
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical class O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 description 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000005070 ripening Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке и повышении нефтеотдачи нефтяных пластов полимерным заводнением.The invention relates to the field of the oil industry and can be used in the development and enhancement of oil recovery of oil reservoirs by polymer flooding.
Известно, что в условиях истощения запасов нефти необходимо применять технологии, направленные на повышение степени их извлечения. Одним из известных способов, применяемых для повышения нефтеотдачи, является полимерное заводнение. Полимерное заводнение заключается в закачке воды с полимерными добавками в подземный нефтяной пласт с целью повышения вязкости закачиваемого раствора и улучшения охвата продуктивного пласта процессом вытеснения.It is known that in conditions of depletion of oil reserves, it is necessary to apply technologies aimed at increasing the degree of their recovery. One of the known methods used to enhance oil recovery is polymer flooding. Polymer flooding consists of injecting water with polymer additives into a subterranean oil reservoir in order to increase the viscosity of the injected solution and improve the sweep of the reservoir by the displacement process.
Эффективность полимерного заводнения зависит от сохранения высоких вязкостных характеристик нагнетаемого в пласт полимерного раствора. Потеря вязкости может происходить вследствие термической, механической или химической деструкции.The effectiveness of polymer flooding depends on maintaining high viscosity characteristics of the polymer solution injected into the formation. Loss of viscosity can occur due to thermal, mechanical or chemical degradation.
Используемые в ходе реализации полимерного заводнения полимерные растворы достаточно чувствительны к высоким значениям пластовых температур, повышенной минерализации закачиваемых и подземных вод. Поскольку полимерный раствор обладает свойствами неньютоновских жидкостей, его вязкость понижается при воздействии большого сдвигового напряжения, происходящего при прохождении через нагнетательные сооружения в ходе закачки раствора в пласт.Polymer solutions used in the course of polymer flooding are quite sensitive to high values of reservoir temperatures, increased salinity of injected and groundwater. Since the polymer solution has the properties of non-Newtonian fluids, its viscosity decreases when exposed to the high shear stress that occurs when passing through the injection structures during the injection of the solution into the reservoir.
Поэтому крайне важно для успешной реализации полимерного заводнения как эффективного способа повышения нефтеотдачи пласта, сохранить вязкостные характеристики используемых полимерных составов как во время процесса поступления полимера в нефтяной пласт, так и на протяжении всего времени его там нахождения.Therefore, it is extremely important for the successful implementation of polymer flooding as an effective way to enhance oil recovery, to preserve the viscosity characteristics of the polymer compositions used both during the process of the polymer entering the oil reservoir and throughout the entire time it is there.
Известен способ увеличения добычи нефти (патент RU №2656654, приоритет от 19.02.2016, опубл. 24.08.2017, МПК Е21В 43/22, C09K 8/588), заключающийся в закачке в пласт через скважину водной гелевой дисперсии, полученной смешением с водой порошкообразной композиции, содержащей полиакриламид и неорганическую соль многовалентного металла. Данный способ может быть использован при разработке и повышении нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов заводнением за счет циклической закачки в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой системы, блокирующей высокопроницаемые интервалы и трещины, служащей эффективным вытесняющим агентом остаточной нефти из промытой части пласта.There is a known method of increasing oil production (patent RU No. 2656654, priority dated 02.19.2016, publ. 08.24.2017, IPC Е21В 43/22, C09K 8/588), which consists in injecting an aqueous gel dispersion into the formation through a well, obtained by mixing with water a powdery composition containing polyacrylamide and an inorganic salt of a multivalent metal. This method can be used in the development and enhancement of oil recovery of heterogeneous oil reservoirs by waterflooding due to cyclic injection into the reservoir of a cross-linked alkaline polymer clay-quartz system that blocks high-permeability intervals and fractures, which serves as an effective displacing agent of residual oil from the washed part of the reservoir.
Недостатками выше представленного способа являются отсутствие учета влияния повышенной минерализации пластовых и закачиваемых вод, оказывающей пагубное влияние на устойчивость макромолекул и приводящее к их химической деструкции, ограниченный температурный диапазон применения (не менее 90°С), а также точечный характер закачки, не позволяющий улучшать охват продуктивного пласта процессом вытеснения, что не обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта.The disadvantages of the above presented method are the lack of consideration of the effect of increased salinity of formation and injected waters, which has a detrimental effect on the stability of macromolecules and leading to their chemical destruction, a limited temperature range of application (not less than 90 ° C), as well as the point-like nature of injection, which does not allow improving coverage reservoir by displacement process, which does not provide enhanced oil recovery.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов (патент RU №2536070, приоритет от 19.08.2013, опубл. 20.12.2014, МПК Е21В 43/22, C09K 8/86), включающий заводнение с циклической закачкой в пласт сшитой щелочной полимерной глинисто-кварцевой композиции, где в качестве полимерной основы используют сшитый ацетатом хрома водный полимерный раствор; вначале осуществляют закачку водного раствора гидролизованного полиакриламида - ПАА и сшивателя - ацетата хрома, продавку его водой и затем закачку водной суспензии смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с продавкой ее водой.The closest in technical essence and the achieved effect is a method for the development and enhanced oil recovery of heterogeneous oil reservoirs (patent RU No. 2536070, priority dated 08/19/2013, publ. 12/20/2014, IPC Е21В 43/22, C09K 8/86), including waterflooding with cyclic injection into the formation of a cross-linked alkaline polymer clay-quartz composition, where an aqueous polymer solution cross-linked with chromium acetate is used as a polymer base; first, an aqueous solution of hydrolyzed polyacrylamide - PAA and a crosslinker - chromium acetate are pumped in, pumped with water, and then an aqueous suspension of a mixture of modified bentonite clay powder and quartz sand is pumped with water.
Недостатками данного способа являются низкая эффективность закачиваемого вытесняющего агента, в качестве которого используют щелочную полимерную глинисто-кварцевую композицию, ограниченность применения в условиях высоких пластовых температур и многокомпонентность используемых составов, где в качестве сшивателя полиакриламида используется ацетат хрома - небезопасный компонент для экологической обстановки месторождения.The disadvantages of this method are the low efficiency of the injected displacing agent, which is used as an alkaline polymer clay-quartz composition, limited use in conditions of high reservoir temperatures and the multicomponent nature of the compositions used, where chromium acetate is used as a polyacrylamide crosslinker - an unsafe component for the environmental situation of the field.
Указанные недостатки известного способа не позволяют в полной мере повысить нефтеотдачу пласта.These disadvantages of the known method do not allow to fully increase the oil recovery of the formation.
Задачей заявляемого технического решения является создание способа повышения нефтеотдачи с применением водорастворимых полимеров в широком диапазоне пластовых температур и минерализации пластовых и закачиваемых вод.The objective of the proposed technical solution is to create a method for increasing oil recovery using water-soluble polymers in a wide range of formation temperatures and salinity of formation and injected waters.
Поставленная задача решается тем, что в способе повышения нефтеотдачи при разработке нефтяных пластов полимерным заводнением, включающем закачку в нефтяной пласт через скважину полимерного раствора на основе полиакриламида, согласно изобретению осуществляют предварительный анализ пластовых температур и степени минерализации пластовых и закачиваемых вод, по результатам анализа в полимерный раствор на основе полиакриламида при пластовой температуре в диапазоне 70-110°С и минерализации из определенного указанным анализом диапазона степени минерализации от 2 до 150 г/л вводят акриламидо-трет-бутил-сульфонат (АТБС) в количестве 15-40 мол.%, а при пластовой температуре 110-140°С и степени минерализации 150 г/л - АТБС в количестве 25-35 мол.% и N-винил-пирролидона (НВП) 2-5 мол.%, затем последовательно осуществляют подготовку полученного полимерного состава путем измельчения, первичного смачивания и растворения частиц полимера в воде, перемешивают полученный полимерный раствор в бескислородной азотной среде до однородной консистенции и нагнетают его в нефтяной пласт.The problem is solved by the fact that in the method of increasing oil recovery in the development of oil reservoirs by polymer flooding, including the injection of a polymer solution based on polyacrylamide into the oil reservoir through the well, according to the invention, a preliminary analysis of reservoir temperatures and the degree of salinity of reservoir and injected waters is carried out, according to the results of analysis in polymer a solution based on polyacrylamide at a reservoir temperature in the range of 70-110 ° C and mineralization from the specified analysis range of the degree of mineralization from 2 to 150 g / l, acrylamide-tert-butyl sulfonate (ATBS) is introduced in an amount of 15-40 mol%, and at a reservoir temperature of 110-140 ° C and a degree of mineralization of 150 g / l - ATBS in an amount of 25-35 mol.% and N-vinyl-pyrrolidone (NVP) 2-5 mol.%, then the resulting polymer composition is prepared sequentially by grinding, primary wetting and dissolution of polymer particles in water, mix the resulting polymer solution in an oxygen-free th in a nitrogen medium to a uniform consistency and inject it into the oil reservoir.
Поставленная задача решается тем, что в диапазоне пластовых температур 70-110°С и низкой минерализации пластовых вод (2 г/л) в полимерный раствор на основе полиакриламида вводят акриламидо-трет-бутил-сульфонат (АТБС) в пределах 15-25 мол.%.The problem is solved by the fact that in the range of reservoir temperatures 70-110 ° C and low salinity of formation waters (2 g / l), acrylamide-tert-butyl sulfonate (ATBS) is introduced into the polymer solution based on polyacrylamide in the range of 15-25 mol. %.
Поставленная задача решается тем, что в диапазоне пластовых температур 70-90°С и высокой минерализации пластовых вод (150 г/л) в полимерный раствор на основе полиакриламида вводят акриламидо-трет-бутил-сульфонат (АТБС) в пределах 20-30 мол.%.The problem is solved by the fact that in the range of reservoir temperatures 70-90 ° C and high salinity of formation waters (150 g / l), acrylamide-tert-butyl sulfonate (ATBS) is introduced into the polymer solution based on polyacrylamide in the range of 20-30 mol. %.
Поставленная задача решается тем, что в диапазоне пластовых температур 90-110°С и высокой минерализации пластовых вод (150 г/л) в полимерный раствор на основе полиакриламида вводят акриламидо-трет-бутил-сульфонат (АТБС) в пределах 30-40 мол.%.The problem is solved by the fact that in the range of reservoir temperatures 90-110 ° C and high salinity of formation waters (150 g / l), acrylamide-tert-butyl sulfonate (ATBS) is introduced into the polymer solution based on polyacrylamide in the range of 30-40 mol. %.
Для оценки стабильности полимерных растворов концентрацией 0,15% (1500 миллионных долей), содержащих разное количество АТБС и НВП была проведена серия лабораторных опытов (с измерением значений начальной и остаточной вязкости). Полимерные растворы выдерживались при температурах 70, 90, 110 и 140°С в стерильном перчаточном боксе в условиях бескислородной среды (как имитация нахождения полимерного раствора в высокотемпературных условиях пласта).To assess the stability of polymer solutions with a concentration of 0.15% (1500 ppm), containing different amounts of ATBS and NVP, a series of laboratory experiments was carried out (with the measurement of the values of the initial and residual viscosity). Polymer solutions were kept at temperatures of 70, 90, 110 and 140 ° C in a sterile glove box in an oxygen-free environment (as an imitation of the presence of a polymer solution in high-temperature reservoir conditions).
Длительность исследований, равная 180 суткам, соответствует среднему времени проведения опытно-промышленных испытаний по внедрению и оценке эффективности технологии полимерного заводнения. Были проведены следующие опыты:The duration of research, equal to 180 days, corresponds to the average time of pilot testing for the implementation and assessment of the effectiveness of polymer flooding technology. The following experiments were carried out:
- 3 опыта с полимерными растворами на основе ПАА без добавки АТБС при температурах 70, 90 и 110°С с выдержкой полимерного раствора в мягком солевом растворе (2 г/л) продолжительностью 180 суток;- 3 experiments with polymeric solutions based on PAA without the addition of ATBS at temperatures of 70, 90 and 110 ° C with holding the polymer solution in a soft saline solution (2 g / l) for 180 days;
- 6 опытов с полимерными растворами, содержащими ПАА+АТБС в пределах 15-25 мол.% при температурах 70, 90 и 110°С с выдержкой полимерных растворов в мягком солевом растворе (2 г/л) продолжительностью 180 суток;- 6 experiments with polymer solutions containing PAA + ATBS in the range of 15-25 mol.% At temperatures of 70, 90 and 110 ° C with holding the polymer solutions in a soft saline solution (2 g / l) for 180 days;
- 2 опыта с полимерными растворами на основе ПАА без добавки АТБС при температурах 70 и 90°C с выдержкой полимерного раствора в жестком солевом растворе (150 г/л) продолжительностью 180 суток;- 2 experiments with polymeric solutions based on PAA without the addition of ATBS at temperatures of 70 and 90 ° C with holding the polymer solution in a hard saline solution (150 g / l) for 180 days;
- 4 опыта с полимерными растворами, содержащими ПАА+АТБС в пределах 20-30 мол.% при температурах 70 и 90°C с выдержкой полимерных растворов в жестком солевом растворе (150 г/л) продолжительностью 180 суток;- 4 experiments with polymer solutions containing PAA + ATBS in the range of 20-30 mol.% At temperatures of 70 and 90 ° C with holding the polymer solutions in a hard saline solution (150 g / l) for 180 days;
- 2 опыта с полимерными растворами на основе ПАА без добавки АТБС при температурах 90° и 110°C с выдержкой полимерного раствора в жестком солевом растворе (150 г/л) продолжительностью 180 суток;- 2 experiments with polymeric solutions based on PAA without the addition of ATBS at temperatures of 90 ° and 110 ° C with holding the polymer solution in a hard saline solution (150 g / l) for 180 days;
- 4 опыта с полимерными растворами, содержащими ПАА+АТБС в пределах 30-40 мол.% при температурах 90 и 110°C с выдержкой полимерных растворов в жестком солевом растворе (150 г/л) продолжительностью 180 суток;- 4 experiments with polymer solutions containing PAA + ATBS in the range of 30-40 mol.% At temperatures of 90 and 110 ° C with holding the polymer solutions in a hard saline solution (150 g / l) for 180 days;
- 4 опыта с полимерными растворами на основе ПАА без добавок АТБС+НВП при температурах 110 и 140°C с выдержкой полимерных растворов в жестком солевом растворе (150 г/л) продолжительностью 180 суток;- 4 experiments with polymeric solutions based on PAA without additions of ATBS + NVP at temperatures of 110 and 140 ° C with holding the polymer solutions in a hard saline solution (150 g / l) for 180 days;
- 8 опытов с полимерными растворами, содержащими ПАА+АТБС+НВП в пределах 25-35 мол.% и НВП в пределах 2-5 мол.% при температурах 110 и 140°C с выдержкой полимерных растворов в жестком солевом растворе (150 г/л) продолжительностью 180 суток.- 8 experiments with polymer solutions containing PAA + ATBS + NVP in the range of 25-35 mol.% And NVP in the range of 2-5 mol.% At temperatures of 110 and 140 ° C with holding the polymer solutions in a hard saline solution (150 g / k) lasting 180 days.
По результатам проведенных опытов были измерены значения остаточной вязкости. Сравнительные результаты приведены в таблице.According to the results of the experiments, the values of the residual viscosity were measured. Comparative results are shown in the table.
Результаты проведенных лабораторных испытаний, приведенные в таблице, подтвердили, что добавление к исходному раствору полиакриламида акриламидо-трет-бутил-сульфоната или акриламидо-трет-бутил-сульфоната и N-винил-пирролидона позволяет обеспечить сохранение вязкости на более длительный срок (в течение 180 суток), что является необходимым условием для проведения опытно-промышленных испытаний по внедрению и оценке эффективности технологии полимерного заводнения.The results of laboratory tests, shown in the table, confirmed that the addition of acrylamide-tert-butyl sulfonate or acrylamido-tert-butyl sulfonate and N-vinyl pyrrolidone to the initial solution of polyacrylamide allows maintaining the viscosity for a longer period (for 180 days), which is a prerequisite for conducting pilot tests to implement and evaluate the effectiveness of polymer flooding technology.
После проведения лабораторных опытов изученные полимерные составы использовали при моделировании процесса закачки полимерного раствора в пласт. Для этого в диспергаторе выполняли измельчение и первичное растворение частиц бескислородной азотной среде в течение 2 часов до однородной консистенции в емкости дозревания при температуре 25°С, в которой установлены мешалки, рассчитанные на перемешивание с низким уровнем деформации сдвига, что позволяет минимизировать снижение вязкостных характеристик из-за механической деструкции. После этого полимерный раствор в статическом миксере смешали с водой до требуемой концентрации и с помощью насоса высокого давления производительностью 18 м3/ч осуществили имитацию закачки полимерного раствора в нефтяной пласт.After laboratory experiments, the studied polymer compositions were used to simulate the process of polymer solution injection into the reservoir. To do this, grinding and primary dissolution of particles in an oxygen-free nitrogen medium for 2 hours to a homogeneous consistency in a ripening vessel at a temperature of 25 ° C, in which mixers are installed, designed for mixing with a low level of shear deformation, were carried out in the disperser, which makes it possible to minimize the decrease in the viscosity characteristics of - for mechanical destruction. After that, the polymer solution in a static mixer was mixed with water to the required concentration and, using a high-pressure pump with a productivity of 18 m 3 / h, a simulation of the injection of the polymer solution into the oil reservoir was carried out.
Заявляемое техническое решение соответствует критерию "промышленная применимость", так как на практике процесс повышения нефтеотдачи осуществляют с помощью оборудования аналогичной конструкции, и в условиях тех же значений температур и минерализации пластовых и закачиваемых вод, при которых были проведены эксперименты в лаборатории.The claimed technical solution meets the criterion of "industrial applicability", since in practice the process of enhanced oil recovery is carried out using equipment of a similar design, and under conditions of the same temperatures and salinity of formation and injected waters, at which the experiments were carried out in the laboratory.
Преимущество заявляемого способа по сравнению с ближайшим аналогом заключается в обеспечении повышенной нефтеотдачи в широком диапазоне пластовых температур и минерализации пластовых и закачиваемых вод путем длительного сохранения вязкости используемого полимерного раствора на основе полиакриламида за счет добавления в его состав сульфонированных мономеров АТБС или АТБС и НВП и его соответствующей подготовке к прохождению через нагнетательные сооружения.The advantage of the proposed method in comparison with the closest analogue is to ensure increased oil recovery in a wide range of reservoir temperatures and salinity of reservoir and injected waters by long-term preservation of the viscosity of the used polymer solution based on polyacrylamide by adding to its composition sulfonated monomers ATBS or ATBS and NVP and its corresponding preparation for passing through injection facilities.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020111848A RU2743157C1 (en) | 2020-03-23 | 2020-03-23 | Method of increasing oil recovery |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020111848A RU2743157C1 (en) | 2020-03-23 | 2020-03-23 | Method of increasing oil recovery |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2743157C1 true RU2743157C1 (en) | 2021-02-15 |
Family
ID=74666102
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020111848A RU2743157C1 (en) | 2020-03-23 | 2020-03-23 | Method of increasing oil recovery |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2743157C1 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20020169035A1 (en) * | 2001-05-09 | 2002-11-14 | Clara Liu | Structure for the club head of a wooden club |
| RU2256071C2 (en) * | 2000-06-14 | 2005-07-10 | Ондео Налко Энерджи Сервисиз, Эл.Пи. | Composition and method for withdrawal of hydrocarbon fluids from underground layer |
| RU2398102C1 (en) * | 2009-10-08 | 2010-08-27 | Дамир Мидхатович Сахипов | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr |
| RU2501830C2 (en) * | 2008-04-21 | 2013-12-20 | Налко Компани | Composition and method for extraction of hydrocarbon fluids from underground deposit |
| RU2536070C1 (en) * | 2013-08-19 | 2014-12-20 | Тимергалей Кабирович Апасов | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools |
| WO2016019052A1 (en) * | 2014-07-29 | 2016-02-04 | Ecolab Usa Inc. | Polymer emulsions for use in crude oil recovery |
| RU2656654C2 (en) * | 2016-02-19 | 2018-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Method to increase oil production |
-
2020
- 2020-03-23 RU RU2020111848A patent/RU2743157C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2256071C2 (en) * | 2000-06-14 | 2005-07-10 | Ондео Налко Энерджи Сервисиз, Эл.Пи. | Composition and method for withdrawal of hydrocarbon fluids from underground layer |
| US20020169035A1 (en) * | 2001-05-09 | 2002-11-14 | Clara Liu | Structure for the club head of a wooden club |
| RU2501830C2 (en) * | 2008-04-21 | 2013-12-20 | Налко Компани | Composition and method for extraction of hydrocarbon fluids from underground deposit |
| RU2398102C1 (en) * | 2009-10-08 | 2010-08-27 | Дамир Мидхатович Сахипов | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr |
| RU2536070C1 (en) * | 2013-08-19 | 2014-12-20 | Тимергалей Кабирович Апасов | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools |
| WO2016019052A1 (en) * | 2014-07-29 | 2016-02-04 | Ecolab Usa Inc. | Polymer emulsions for use in crude oil recovery |
| RU2656654C2 (en) * | 2016-02-19 | 2018-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Method to increase oil production |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Zhu et al. | Evaluation of terpolymer-gel systems crosslinked by polyethylenimine for conformance improvement in high-temperature reservoirs | |
| CN106928959B (en) | Crosslinking agent, full suspension fracturing fluid and preparation method thereof | |
| El-Karsani et al. | Gelation of a water-shutoff gel at high pressure and high temperature: rheological investigation | |
| CA1246850A (en) | Liquid fluid loss control additive for oil field cements | |
| Magzoub et al. | Gelation kinetics of PAM/PEI based drilling mud for lost circulation applications | |
| US8322421B2 (en) | Lewis acid as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions | |
| NO20004718L (en) | Hydraulic fracturing using surfactant gelling agent | |
| Simjou et al. | Polyacrylamide gel polymer as water shut-off system: preparation and investigation of physical and chemical properties in one of the Iranian oil reservoirs conditions | |
| CA2790185C (en) | Ammonium halide as gelation retarder for crosslinkable polymer compositions | |
| CN107686723A (en) | CO (carbon monoxide)2Response in-situ gel channeling sealing sol and preparation method and application thereof | |
| Al-Anazi et al. | Laboratory evaluation of organic water shut-off gelling system for carbonate formations | |
| Wu et al. | Insights into the key aspects influencing the rheological properties of polymer gel for water shutoff in fractured reservoirs | |
| US9950952B2 (en) | Methods for servicing subterranean wells | |
| RU2743157C1 (en) | Method of increasing oil recovery | |
| RU2483092C1 (en) | Composition of polysaccharide gel for killing of high-temperature wells | |
| CN107556996B (en) | CO (carbon monoxide)2Response in-situ gel channeling sealing agent and preparation method and application thereof | |
| Aalaie et al. | Preparation and probing of the steady shear flow and viscoelastic properties of weakly crosslinked hydrogels based on sulfonated polyacrylamide for oil recovery applications | |
| CN109181664A (en) | A kind of heatproof Gelling Plugging Agent of phenylenediamine cross-linked polyacrylamide and preparation method thereof | |
| RU2627502C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation with use of polymer-dispersed composition | |
| CN114561203B (en) | High-mineralization water-based delayed crosslinking gel fracturing fluid and preparation method thereof | |
| Hajipour et al. | Experimental study of polyacrylamide gel in close‐in well operation | |
| CN114057957A (en) | Preparation method of residue-free double-network weighted fracturing fluid thickening agent | |
| RU2256787C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of bed in conjunction with isolation of water influxes in product wells with use of gel-forming liquids on hydrocarbon and water bases | |
| CN106479474A (en) | Shale gas pressure break crosslinkable polymeric linear colloid system and preparation method thereof | |
| RU2693101C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit |