Что такое реагенты для добычи нефти и газа и зачем они нужны. Химреагенты для добычи нефти


Технологии применения химреагентов для снижения солеотложений при добыче нефти в ОАО «Варьеганнефтегаз» | Мусин

Кашавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. Москва, Орбита-М, 2004, 432 с.

Кашавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. Москва, Недра, 1985, 215 с.

Аржанов Ф.Г., Вахитов Г.Г., Евченко С.В. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири. Москва, Недра, 1979, 335 с.

Ивановский В.Н. Анализ существующих методик прогнозирования солеотложения на рабочих органах УЭЦН. Инженерная практика. 2009. Пилотный выпуск, С. 8-11.

Несолоно добывши. Борьба с солеотложениями на скважинном оборудовании. Инженерная практика. 2010. № 4, С. 29-39.

Ахметшина И.З., Максимов В.П., Маринин Н.С. Механизм отложения солей в нефтепромысловом оборудовании. Нефтепромысловое дело. 1982. № 1, С. 14-16.

Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа, Башк. кн. изд-во, 1987, 168 с.

Ягудин Р.А., Уразаков К.Р., Ганиев И.М., Шакиров Э.И. Технология закачки ингибитора солеотложения в пласт: практика реализации и перспек-тивы применения технологии на объектах ООО «РН-Пурнефтегаз». Территория «НЕФТЕГАЗ». 2011. № 4, С. 89-80.

Афанасьев А.В. Предупреждение осложнений, вызванных влиянием коррозии, мехпримесей и солеотложений при эксплуатации скважин ЦДО «Варьеганнефтегаз». Инженерная практика. 2011. № 2, С. 29-35.

Маринин Н.С., Ярышев Г.М., Михайлов С.А. Методы борьбы с отложениями солей. Москва, ВНИИОЭНГ, 1980, 55 с.

Панов В.А., Емков А.А., Позднышев Г.Н. и др. Ингибиторы отложения неорганических солей. Москва, ВНИИОЭНГ, 1978, 62 с.

Рагулин В.В., Волошин А.И., Ганиев И.М., Михайлов А.Г., Маркелов Д.В. Перспективная технология предупреждения солеотложения в добывающих скважинах. Нефтяное хозяйство. 2008. № 11, С. 62-65.

ntj-oil.ru

Реагент для нефтедобычи и способ нефтедобычи с его использованием

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с высокой пластовой температурой, в том числе на поздних стадиях разработки. Реагент для нефтедобычи, содержащий порошкообразный полиакриламид - ПАА, обработанный ионизирующим облучением, содержит порошкообразный ПАА с молекулярной массой 14-25 млн. ед. и степенью гидролиза 20-30%, обработанный ионизирующим облучением дозой 3-20 кГр ускоренными электронами с энергией 5-10 МэВ в составе композиции, содержащей дополнительно 5-20 мас.% от массы ПАА стабилизатора - порошка сульфата алюминия или алюмокалиевых квасцов. Способ нефтедобычи, включающий закачку в нагнетательную скважину оторочки, содержащей водный раствор хлоридов натрия и кальция с минерализацией 4-40 г/л или пластовой воды той же минерализации и указанный выше реагент при его концентрации 0,5-2,0 мас.%. Технический результат - повышение температурного предела работоспособности реагента при сохранении простоты операций. 2 н.п. ф-лы, 4 табл., 4 пр.

 

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с высокой пластовой температурой, в том числе на поздних стадиях разработки.

При разработке пластов с использованием систем поддержания пластового давления закачкой воды в пласт широко используется нагнетание в пласт оторочек гидрофильных полимерных систем, в частности на основе полиакриламида - ПАА. Механизм действия этих систем основан на изменении направления потоков закачиваемой в нефтяной пласт воды, что приводит к увеличению охвата пласта заводнением, дренированию застойных зон нефтяного пласта и, как следствие, к получению дополнительной нефти.

Известен способ [1], в котором к раствору ПАА и ацетата хрома добавляют едкий натр до pH 8,0 и натрий углекислый кислый в количестве 2,48 мас.%. Недостатком способа является его сложность и использование экологически вредных солей тяжелых металлов.

Известен способ нефтедобычи, в котором в качестве сшивателя используются соли алюминия [2]. Способ заключается в попеременной закачке оторочек из раствора полимера, соли алюминия и пресной воды, объем которой рассчитывают по специальной формуле, учитывающей геопромысловые характеристики пласта (пористость, толщину высокопроницаемого участка, расстояние от забоя до места образования вязко-упругого состава). Недостатком способа является предварительное проведение большого объема геофизических работ по определению конкретных параметров используемой формулы.

Наиболее близкими по технической сущности и достигаемому эффекту являются содержащий гель реагент - добавка к воде для увеличения нефтедобычи, представляющая собой сшитый ионизирующим излучением в твердой фазе ПАА, и способ нефтедобычи с его использованием [3]. Этот реагент, в отличие от других сшитых систем, представляет собой однокомпонентный продукт. Его применение на скважине ограничивается смешением его с водой, в результате чего образуется суспензия из частичек мягких гелей (полимерно-гелевая система), которая легко закачивается в пласт и дает существенное увеличение добычи нефти. Однако этот реагент и способ нефтедобычи с его использованием применимы только в случае пластовых температур, не превышающих 60-70°C.

Целью изобретения является повышение температурного предела работоспособности реагента при сохранении присущей прототипу простоты технологических операций.

Поставленная цель достигается тем, что реагент для нефтедобычи, содержащий порошкообразный полиакриламид - ПАА, обработанный ионизирующим облучением, содержит порошкообразный ПАА с молекулярной массой 14-25 млн. ед. и степенью гидролиза 20-30%, обработанный ионизирующим облучением дозой 3-20 кГр ускоренными электронами с энергией 5-10 МэВ в составе композиции, содержащей дополнительно 5-20 мас.% от массы ПАА стабилизатора - порошка сульфата алюминия или алюмокалиевых квасцов.

Поставленная цель достигается также тем, что способ нефтедобычи включает закачку в нагнетательную скважину оторочки, содержащей водный раствор хлоридов натрия и кальция с минерализацией 4-40 г/л или пластовой воды той же минерализации и указанный выше реагент при его концентрации 0,5-2,0 мас.%

Сущность изобретения состоит во взаимодействии частиц полиакриламида и сернокислой соли алюминия, обработанных совместно в твердой фазе ускоренными электронами с энергией 5-10 МэВ дозой 3-20 кГр, в водной среде с образованием дисперсной полимерно-гелевой системы на основе металло-полимерного композита. Этот продукт сохраняет реологические свойства полимерно-гелевой системы, присущие прототипу, но обладает более высокой термической стабильностью. Совместная обработка полиакриламида и соли алюминия позволяет получить готовый к использованию продукт непосредственно после обработки ионизирующим излучением и одновременно сохранить инициированные ионизирующим излучением радикалы как в полимере, так и в алюминиевой соли до непосредственного контакта реагента с водной средой. При этом совместное растворение полиакриламида и соли алюминия в воде не приводит к быстрому росту эффективной вязкости дисперсной полимерно-гелевой системы, так как реакция протекает внутри гелевой частицы и ее реологические свойства почти не изменяются. Эффективность реагента может быть повышена, если в качестве воды для приготовления указанной полимерно-гелевой системы использовать воду с минерализацией 4-40 г/л, которую можно приготовить добавкой к пресной воде хлоридов натрия и кальция или использовать пластовую воду с той же минерализацией. Увеличение эффективности реагента происходит за счет уменьшения объема гелевых частиц сшитого гидролизованного полиакриамида, которое происходит за счет снижения эффективного заряда ионогенных звеньев (карбоксильных групп) полиакриламида, вызванного повышением электропроводности водного раствора при добавке солей натрия, кальция.

При закачке полимерно-гелевой системы с использованием предлагаемого реагента его оптимальная концентрация в воде составляет 0,5-2 мас.%. При концентрации более 2% система не может быть закачана в пласт из-за высокой вязкости. При концентрации менее 0,5% эффективность применения снижается из-за того, что дальнейшее разбавление не приводит к увеличению объема закачиваемого в пласт геля.

Техническим результатом является повышение температурной стабильности гелеобразного металло-полимерного композита, следствием чего является возможность использовать его при пластовых температурах 60-100°C, в том числе в пластах с низкой проницаемостью коллектора, на поздних стадиях разработки.

Пример 1.

В лабораторных условиях проведено исследование фильтрационных свойств полимерно-гелевых систем, полученных смешением заявляемого реагента с пресной (минерализация 0,5 г/л) и пластовой (минерализация 20 г/л) водой при фильтрации через сетки с размером пор, близким к размеру пор поровых каналов пород пласта нефтяных месторождений. С этой целью изготовлен лабораторный стенд, включающий проточную фильтрационную ячейку, с одной стороны которой крепятся сменные фильтры-сетки, а с другой стороны ячейка соединена со шприцевым насосом, который с постоянной объемной скоростью нагнетает воздух в ячейку, создавая давление. Образец под действием давления газа начинал фильтроваться через сетку. Термостабильность рассчитывали по изменению остаточного гидравлического сопротивления сеточного фильтра диаметром 10 мм после фильтрации через него фиксированного объема полимерно-гелевой системы объемом 40 мл до и после термообработки ее при температуре 95-100°C в течение 20 и 72 часов. В процессе фильтрации замеряли объем фильтрата, время и давление газа, под действием которого происходила фильтрация образца через сетку. Сетка с диаметром ячеек 50 мкм, 100 мкм и 300 мкм, близких по размеру ячеек к размеру пор пластовых пород, что моделирует условия фильтрации в пласте. При фильтрации гелей через сеточный фильтр часть гелей закупоривает ячейки сетки, что приводит к возрастанию гидравлического сопротивления. Стабильность гелей оценивали по величине остаточного сопротивления на сетке, создаваемого гелевыми частицами, которые не разрушились при термообработке. Величину деструкции (Д) рассчитывали по изменению остаточного гидравлического сопротивления на сеточном фильтре после фильтрации гелевой системы в интервале времени термообработки между началом и концом этапа термообработки по формуле:

Где ΔP1, ΔP2 - остаточное сопротивление, измеренное в кПа, на сетке соответственно в начале и конце этапа термообработки.

Образцы готовились следующим образом: порошкообразный полиакриламид с молекулярной массой 20 млн. ед. смешали с 10 мас.% (от массы полиакриламида) алюмокалиевых квасцов и обработали ускоренными электронами с энергией 8 МэВ дозой 12 кГр. Полученный продукт в количестве 0,5 мас.% смешали с водой пресной или пластовой и после набухания и образования полимерно-гелевой системы исследовали его фильтрационные свойства на описанном выше стенде. Часть образцов помещали в термостат с температурой в интервале 95-100°C и выдерживали их 20 или 72 часа. Далее исследовали их фильтрационные свойства. Результаты измерений для случая полимерно-гелевых систем, приготовленных как с применением обработки ускоренными электронами с энергией 8 МэВ, дозой 12 кГр с добавками стабилизаторов - алюмокалиевых квасцов и сульфата алюминия. Свойства полимерно-гелевых систем, приготовленных на пресной и пластовой водах представлены в таблице 1.

Из представленных в таблице 1 данных следует, что как исходный полиакриламид, так и полиакриламид, подвергнутый обработке ускоренными электронами (опыты №1-3, №7-9) не являются термически стабильными и деструктируют за время менее 20 часов. Образец ПАА с добавкой квасцов имеет ограниченную стабильность, его деструкция находится в пределах 23-95%. Деструкция ПАА, обработанного ионизирующим излучением (ускоренными электронами) совместно с алюмокалиевыми квасцами не превышает 15% в сопоставимых условиях.

Из анализа тех же данных следует, что меньшая деструкция наблюдается на сетках размера 50 мкм, чем на сетках 100 и 300 мкм, что означает более эффективную работу систем (опыт №4) в пластах с малой проницаемостью.

Пример 2

Было подготовлено 7 навесок порошкообразного полиакриламида по 100 г с молекулярной массой в интервале 14-25 млн. ед. и степенью гидролиза 20-30%. К каждому образцу добавлено от 5 до 20 (5-20 мас.%) грамм алюмокалиевых квасцов. После перемешивания композиции подвергли обработке на ускорителе электронов ускоренными электронами с энергией в интервале от 5 до 10 МэВ дозами в интервале 3-20 кГр. Далее образцы смешали с водой, имеющей минерализацию 15 г/л до образования однородной полимерно-гелевой системы с концентрацией реагента 1 мас.%. Эту систему испытывали на термическую стабильность при температуре 95-100°C в течение 20 и 72 часов по аналогии с примером 1. Результаты определения термостабильности по показателю остаточного сопротивления, создаваемого неразрушенными гелевыми частицами на фильтре с ячейками 100 мкм, представлены в таблице 2. Там же представлены расчетные показатели деструкции гелей в интервале времени термообработки 20-72 часа. Полученные данные показывают сохранение гелей в течение не менее 72 часов обработки в этих условиях при выбранных для испытаний условиях приготовления реагента и состава с его использованием.

Пример 3

Реагент для нефтедобычи, исследованный в примере 1, после смешения с водой образует полимерно-гелевую систему, реологические свойства которой изменяются в широких пределах. При достаточно высоких концентрациях полимера - более 2 мас.% - ее вязкость может возрасти настолько, что она не может быть закачана в скважину имеющимся технологическим оборудованием. Вязкость этой системы зависит от концентрации полимера и минерализации воды. В данном примере приводятся экспериментальные данные по величине вязкости этой системы в зависимости от концентрации полимера и минерализации воды. Модельные системы с различной минерализацией готовились на основе хлоридов натрия и кальция - основных компонентов пластовых вод. Выбрано типичное для этих вод соотношение хлорида натрия и хлорида кальция 9:2 и минерализация в интервале 4-40 г/л. Приготовленные образцы полимерно-гелевой системы были исследованы на реологические свойства и термическую стабильность. Для сравнения исследованы свойства аналогично приготовленных систем на основе полиакриламида, не подвергнутого обработке ускоренными электронами, с добавкой стабилизатора и без него. Для определения реологических свойств проводили измерение условной вязкости в вискозиметре-воронке с диаметром сливного патрубка 15 мм. Условная вязкость в данном случае рассчитывалась как отношение времени истечения смеси реагента и воды в указанных концентрациях к времени истечения воды. Термическую стабильность определяли по величине остаточного сопротивления на сеточном фильтре с размером пор 100 мкм после термообработки в течение 72 часов при 95-100°C. Факт наличия остаточного сопротивления и его величина является доказательством существования гелевых частиц в испытуемом образце. Результаты испытаний представлены в таблице 3. Из этих данных видно, что образцы систем на основе предлагаемого реагента в заявленных диапазонах концентраций реагента и минерализации воды (см. опыты 1-10) сочетают умеренную вязкость и наличие остаточного сопротивления на сеточном фильтре после термической обработки в течение 72 часов при 95-100°C. Сравнение с аналогичными системами на основе необработанного ускоренными электронами полиакриламида показывает, что последние имеют слишком высокую вязкость, чтобы быть закачаными в скважину.

Пример 4

Предложенные реагент и способ нефтедобычи с его использованием испытаны на Приобском нефтяном месторождении, для которого характерна высокая пластовая температура и низкая проницаемость коллектора. В качестве объекта испытаний выбран опытный участок с нагнетательной скважиной на Приобском месторождении с характеристиками, приведенными в таблице 4.

Для испытаний был приготовлен реагент в количестве 900 кг путем обработки смеси 810 кг полиакриламида молекулярной массы 14-24 млн. ед. и степенью гидролиза 25% с 90 кг алюмокалиевых квасцов (10 мас.%) ускоренными электронами с 8 МэВ дозой 12 кГр. На опытном объекте - нагнетательной скважине - произвели смешение этого реагента с 180 м3 подтоварной воды с минерализацией 4 г/л и произвели закачку полученной полимерно-гелевой системы в нагнетательную скважину. После этого нагнетательная скважина была пущена в эксплуатацию.

Наблюдением за окружением из добывающих скважин на упомянутом участке в течение 3-х месяцев установлен прирост дополнительной добычи в количестве 800 тонн. Это подтверждает результаты лабораторных экспериментов и доказывает применимость реагента и предлагаемого способа нефтедобычи для пластов с высокой температурой и низкой проницаемостью коллектора.

Источники информации

1. RU 2352771, E21B 43/22, 29.01.2007.

2. RU 2086757, E21B 43/22, 21.02.1995.

3. SU 1669404, E21B 43/22, 03.04.1989.

1. Реагент для нефтедобычи, содержащий порошкообразный полиакриламид - ПАА, обработанный ионизирующим облучением, отличающийся тем, что содержит порошкообразный ПАА с молекулярной массой 14-25 млн. ед. и степенью гидролиза 20-30%, обработанный ионизирующим облучением дозой 3-20 кГр ускоренными электронами с энергией 5-10 МэВ в составе композиции, содержащей дополнительно 5-20 мас.% от массы ПАА стабилизатора - порошка сульфата алюминия или алюмокалиевых квасцов.

2. Способ нефтедобычи, включающий закачку в нагнетательную скважину оторочки, содержащей водный раствор хлоридов натрия и кальция с минерализацией 4-40 г/л или пластовой воды той же минерализации и реагент по п. 1 при его концентрации 0,5-2,0 мас.%.

www.findpatent.ru

Реагент для нефтедобычи и способ нефтедобычи с его использованием

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с высокой пластовой температурой, в том числе на поздних стадиях разработки.

При разработке пластов с использованием систем поддержания пластового давления закачкой воды в пласт широко используется нагнетание в пласт оторочек гидрофильных полимерных систем, в частности на основе полиакриламида - ПАА. Механизм действия этих систем основан на изменении направления потоков закачиваемой в нефтяной пласт воды, что приводит к увеличению охвата пласта заводнением, дренированию застойных зон нефтяного пласта и, как следствие, к получению дополнительной нефти.

Известен способ [1], в котором к раствору ПАА и ацетата хрома добавляют едкий натр до pH 8,0 и натрий углекислый кислый в количестве 2,48 мас.%. Недостатком способа является его сложность и использование экологически вредных солей тяжелых металлов.

Известен способ нефтедобычи, в котором в качестве сшивателя используются соли алюминия [2]. Способ заключается в попеременной закачке оторочек из раствора полимера, соли алюминия и пресной воды, объем которой рассчитывают по специальной формуле, учитывающей геопромысловые характеристики пласта (пористость, толщину высокопроницаемого участка, расстояние от забоя до места образования вязко-упругого состава). Недостатком способа является предварительное проведение большого объема геофизических работ по определению конкретных параметров используемой формулы.

Наиболее близкими по технической сущности и достигаемому эффекту являются содержащий гель реагент - добавка к воде для увеличения нефтедобычи, представляющая собой сшитый ионизирующим излучением в твердой фазе ПАА, и способ нефтедобычи с его использованием [3]. Этот реагент, в отличие от других сшитых систем, представляет собой однокомпонентный продукт. Его применение на скважине ограничивается смешением его с водой, в результате чего образуется суспензия из частичек мягких гелей (полимерно-гелевая система), которая легко закачивается в пласт и дает существенное увеличение добычи нефти. Однако этот реагент и способ нефтедобычи с его использованием применимы только в случае пластовых температур, не превышающих 60-70°C.

Целью изобретения является повышение температурного предела работоспособности реагента при сохранении присущей прототипу простоты технологических операций.

Поставленная цель достигается тем, что реагент для нефтедобычи, содержащий порошкообразный полиакриламид - ПАА, обработанный ионизирующим облучением, содержит порошкообразный ПАА с молекулярной массой 14-25 млн. ед. и степенью гидролиза 20-30%, обработанный ионизирующим облучением дозой 3-20 кГр ускоренными электронами с энергией 5-10 МэВ в составе композиции, содержащей дополнительно 5-20 мас.% от массы ПАА стабилизатора - порошка сульфата алюминия или алюмокалиевых квасцов.

Поставленная цель достигается также тем, что способ нефтедобычи включает закачку в нагнетательную скважину оторочки, содержащей водный раствор хлоридов натрия и кальция с минерализацией 4-40 г/л или пластовой воды той же минерализации и указанный выше реагент при его концентрации 0,5-2,0 мас.%

Сущность изобретения состоит во взаимодействии частиц полиакриламида и сернокислой соли алюминия, обработанных совместно в твердой фазе ускоренными электронами с энергией 5-10 МэВ дозой 3-20 кГр, в водной среде с образованием дисперсной полимерно-гелевой системы на основе металло-полимерного композита. Этот продукт сохраняет реологические свойства полимерно-гелевой системы, присущие прототипу, но обладает более высокой термической стабильностью. Совместная обработка полиакриламида и соли алюминия позволяет получить готовый к использованию продукт непосредственно после обработки ионизирующим излучением и одновременно сохранить инициированные ионизирующим излучением радикалы как в полимере, так и в алюминиевой соли до непосредственного контакта реагента с водной средой. При этом совместное растворение полиакриламида и соли алюминия в воде не приводит к быстрому росту эффективной вязкости дисперсной полимерно-гелевой системы, так как реакция протекает внутри гелевой частицы и ее реологические свойства почти не изменяются. Эффективность реагента может быть повышена, если в качестве воды для приготовления указанной полимерно-гелевой системы использовать воду с минерализацией 4-40 г/л, которую можно приготовить добавкой к пресной воде хлоридов натрия и кальция или использовать пластовую воду с той же минерализацией. Увеличение эффективности реагента происходит за счет уменьшения объема гелевых частиц сшитого гидролизованного полиакриамида, которое происходит за счет снижения эффективного заряда ионогенных звеньев (карбоксильных групп) полиакриламида, вызванного повышением электропроводности водного раствора при добавке солей натрия, кальция.

При закачке полимерно-гелевой системы с использованием предлагаемого реагента его оптимальная концентрация в воде составляет 0,5-2 мас.%. При концентрации более 2% система не может быть закачана в пласт из-за высокой вязкости. При концентрации менее 0,5% эффективность применения снижается из-за того, что дальнейшее разбавление не приводит к увеличению объема закачиваемого в пласт геля.

Техническим результатом является повышение температурной стабильности гелеобразного металло-полимерного композита, следствием чего является возможность использовать его при пластовых температурах 60-100°C, в том числе в пластах с низкой проницаемостью коллектора, на поздних стадиях разработки.

Пример 1.

В лабораторных условиях проведено исследование фильтрационных свойств полимерно-гелевых систем, полученных смешением заявляемого реагента с пресной (минерализация 0,5 г/л) и пластовой (минерализация 20 г/л) водой при фильтрации через сетки с размером пор, близким к размеру пор поровых каналов пород пласта нефтяных месторождений. С этой целью изготовлен лабораторный стенд, включающий проточную фильтрационную ячейку, с одной стороны которой крепятся сменные фильтры-сетки, а с другой стороны ячейка соединена со шприцевым насосом, который с постоянной объемной скоростью нагнетает воздух в ячейку, создавая давление. Образец под действием давления газа начинал фильтроваться через сетку. Термостабильность рассчитывали по изменению остаточного гидравлического сопротивления сеточного фильтра диаметром 10 мм после фильтрации через него фиксированного объема полимерно-гелевой системы объемом 40 мл до и после термообработки ее при температуре 95-100°C в течение 20 и 72 часов. В процессе фильтрации замеряли объем фильтрата, время и давление газа, под действием которого происходила фильтрация образца через сетку. Сетка с диаметром ячеек 50 мкм, 100 мкм и 300 мкм, близких по размеру ячеек к размеру пор пластовых пород, что моделирует условия фильтрации в пласте. При фильтрации гелей через сеточный фильтр часть гелей закупоривает ячейки сетки, что приводит к возрастанию гидравлического сопротивления. Стабильность гелей оценивали по величине остаточного сопротивления на сетке, создаваемого гелевыми частицами, которые не разрушились при термообработке. Величину деструкции (Д) рассчитывали по изменению остаточного гидравлического сопротивления на сеточном фильтре после фильтрации гелевой системы в интервале времени термообработки между началом и концом этапа термообработки по формуле:

Где ΔP1, ΔP2 - остаточное сопротивление, измеренное в кПа, на сетке соответственно в начале и конце этапа термообработки.

Образцы готовились следующим образом: порошкообразный полиакриламид с молекулярной массой 20 млн. ед. смешали с 10 мас.% (от массы полиакриламида) алюмокалиевых квасцов и обработали ускоренными электронами с энергией 8 МэВ дозой 12 кГр. Полученный продукт в количестве 0,5 мас.% смешали с водой пресной или пластовой и после набухания и образования полимерно-гелевой системы исследовали его фильтрационные свойства на описанном выше стенде. Часть образцов помещали в термостат с температурой в интервале 95-100°C и выдерживали их 20 или 72 часа. Далее исследовали их фильтрационные свойства. Результаты измерений для случая полимерно-гелевых систем, приготовленных как с применением обработки ускоренными электронами с энергией 8 МэВ, дозой 12 кГр с добавками стабилизаторов - алюмокалиевых квасцов и сульфата алюминия. Свойства полимерно-гелевых систем, приготовленных на пресной и пластовой водах представлены в таблице 1.

Из представленных в таблице 1 данных следует, что как исходный полиакриламид, так и полиакриламид, подвергнутый обработке ускоренными электронами (опыты №1-3, №7-9) не являются термически стабильными и деструктируют за время менее 20 часов. Образец ПАА с добавкой квасцов имеет ограниченную стабильность, его деструкция находится в пределах 23-95%. Деструкция ПАА, обработанного ионизирующим излучением (ускоренными электронами) совместно с алюмокалиевыми квасцами не превышает 15% в сопоставимых условиях.

Из анализа тех же данных следует, что меньшая деструкция наблюдается на сетках размера 50 мкм, чем на сетках 100 и 300 мкм, что означает более эффективную работу систем (опыт №4) в пластах с малой проницаемостью.

Пример 2

Было подготовлено 7 навесок порошкообразного полиакриламида по 100 г с молекулярной массой в интервале 14-25 млн. ед. и степенью гидролиза 20-30%. К каждому образцу добавлено от 5 до 20 (5-20 мас.%) грамм алюмокалиевых квасцов. После перемешивания композиции подвергли обработке на ускорителе электронов ускоренными электронами с энергией в интервале от 5 до 10 МэВ дозами в интервале 3-20 кГр. Далее образцы смешали с водой, имеющей минерализацию 15 г/л до образования однородной полимерно-гелевой системы с концентрацией реагента 1 мас.%. Эту систему испытывали на термическую стабильность при температуре 95-100°C в течение 20 и 72 часов по аналогии с примером 1. Результаты определения термостабильности по показателю остаточного сопротивления, создаваемого неразрушенными гелевыми частицами на фильтре с ячейками 100 мкм, представлены в таблице 2. Там же представлены расчетные показатели деструкции гелей в интервале времени термообработки 20-72 часа. Полученные данные показывают сохранение гелей в течение не менее 72 часов обработки в этих условиях при выбранных для испытаний условиях приготовления реагента и состава с его использованием.

Пример 3

Реагент для нефтедобычи, исследованный в примере 1, после смешения с водой образует полимерно-гелевую систему, реологические свойства которой изменяются в широких пределах. При достаточно высоких концентрациях полимера - более 2 мас.% - ее вязкость может возрасти настолько, что она не может быть закачана в скважину имеющимся технологическим оборудованием. Вязкость этой системы зависит от концентрации полимера и минерализации воды. В данном примере приводятся экспериментальные данные по величине вязкости этой системы в зависимости от концентрации полимера и минерализации воды. Модельные системы с различной минерализацией готовились на основе хлоридов натрия и кальция - основных компонентов пластовых вод. Выбрано типичное для этих вод соотношение хлорида натрия и хлорида кальция 9:2 и минерализация в интервале 4-40 г/л. Приготовленные образцы полимерно-гелевой системы были исследованы на реологические свойства и термическую стабильность. Для сравнения исследованы свойства аналогично приготовленных систем на основе полиакриламида, не подвергнутого обработке ускоренными электронами, с добавкой стабилизатора и без него. Для определения реологических свойств проводили измерение условной вязкости в вискозиметре-воронке с диаметром сливного патрубка 15 мм. Условная вязкость в данном случае рассчитывалась как отношение времени истечения смеси реагента и воды в указанных концентрациях к времени истечения воды. Термическую стабильность определяли по величине остаточного сопротивления на сеточном фильтре с размером пор 100 мкм после термообработки в течение 72 часов при 95-100°C. Факт наличия остаточного сопротивления и его величина является доказательством существования гелевых частиц в испытуемом образце. Результаты испытаний представлены в таблице 3. Из этих данных видно, что образцы систем на основе предлагаемого реагента в заявленных диапазонах концентраций реагента и минерализации воды (см. опыты 1-10) сочетают умеренную вязкость и наличие остаточного сопротивления на сеточном фильтре после термической обработки в течение 72 часов при 95-100°C. Сравнение с аналогичными системами на основе необработанного ускоренными электронами полиакриламида показывает, что последние имеют слишком высокую вязкость, чтобы быть закачаными в скважину.

Пример 4

Предложенные реагент и способ нефтедобычи с его использованием испытаны на Приобском нефтяном месторождении, для которого характерна высокая пластовая температура и низкая проницаемость коллектора. В качестве объекта испытаний выбран опытный участок с нагнетательной скважиной на Приобском месторождении с характеристиками, приведенными в таблице 4.

Для испытаний был приготовлен реагент в количестве 900 кг путем обработки смеси 810 кг полиакриламида молекулярной массы 14-24 млн. ед. и степенью гидролиза 25% с 90 кг алюмокалиевых квасцов (10 мас.%) ускоренными электронами с 8 МэВ дозой 12 кГр. На опытном объекте - нагнетательной скважине - произвели смешение этого реагента с 180 м3 подтоварной воды с минерализацией 4 г/л и произвели закачку полученной полимерно-гелевой системы в нагнетательную скважину. После этого нагнетательная скважина была пущена в эксплуатацию.

Наблюдением за окружением из добывающих скважин на упомянутом участке в течение 3-х месяцев установлен прирост дополнительной добычи в количестве 800 тонн. Это подтверждает результаты лабораторных экспериментов и доказывает применимость реагента и предлагаемого способа нефтедобычи для пластов с высокой температурой и низкой проницаемостью коллектора.

Источники информации

1. RU 2352771, E21B 43/22, 29.01.2007.

2. RU 2086757, E21B 43/22, 21.02.1995.

3. SU 1669404, E21B 43/22, 03.04.1989.

edrid.ru

Реагент для добычи высоковязкой нефти

 

Изобретение относится к нефтедобывающей пром-сти, в частности к составам для уменьшения вязкости тяжелой нефти, поднимаемой из скважин..Цель изобретения - повышение эффективности реагента снижать вязкость добываемой нефти. Реагент включает минерализованную воду, углеводородный компонент и поверхностно-активное вещество , в качестве которого используются отходы светлых керосиновых фракций, при следующем соотношении ингредиентов , мас.%: щелочные отходы светлых керосиновых фракций 9-11, минерализованная вода 72-75, углеводородный компонент 15-18. Щелочные отходы светлых керосиновых фракций представляют собой нетоксичную однородную жидкость коричневого цвета со специфическим запахом, содержащ то свободной щелочи 0,60-0,68, органики не -менее 20% и имеющую кинематическую вязкость 2,87 , т-ру замерзания .не вьппе 12° С, плотность при 20°С не I менее 104Г кг/м . 1 табл. Ф

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СО1ф1АЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК (51)4 E 21 В 43/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ

К A ВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР (21) 4111771/22-03 (22) 16.06.86 (46) 07.12.88. Бюл. 1Ф 45 (71) Государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности УкргипроНИИнефть" (72) 10. А.Балакирев, Н.И.Марухняк, И.И.Радченко, Ф.С.Мамедов, Ю.Д.Абрамов и З.А.Шуста (53) 62? 276.53.004.14 (088.8) (56) Mc Claffin GiffordG., Clark Charies R. БЫ 1 erman Thomas R. The Replace

ment of hidrocarbon dihient with surf ac-.

tant and water for production of

heavy viscus crude oil, — I. Petrol

Technol 1982, 34 Р 10, р. 2258-2264.

Патент Великобритании - 1504789, кл. Е 21 В 43/20, 1981. (54) РЕАГЕНТ ДЛЯ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ

НЕФТИ (57) Изобретение относится к нефтедобывающей пром-сти, в частности к сос„„SU 1442641 А1 тавам для уменьшения вязкости тяжелой нефти, поднимаемой из скважин. Цель о изобретения — повышение эффективности реагента снижать вязкость добываемой нефти. Реагент включает минерализованную воду, углеводородный компонент и поверхностно-активное вещество, в качестве которого используются отходы светлых керосиновых фракц пЪ, при следующем соотношении ингредиентов, мас.X: щелочные отходы светлых керосиновых фракций 9-11, минерализованная вода 72-75, углеводородный компонент 15-18. Ц!елочные отходы светлых керосиновых фракций представляют собой нетоксичную однородную жидкость коричневого цвета со специфическим запахом, содержащую свободной щелочи 0,60-0,68, органики не

-менее 20K и имеющую кинематическую вязкость 2,87 мм /с, т.-ру замерзания о

1 не выше 12 С плотность при 20 С не

Ъ

tменее 1041 кг/м . 1 табл.

1442641

Кинематическая вязкость при 20 С, мм /с, (сСт)

Температура застывания

Массовая, доля серы, 7

Концентрация фактических смол, O мг на 100 см тон1,8-5 0

-35C

0,2

Не более

30 лива

Плотность-.при 20 С, Kr /Mç

Не более

840

Изобретение относится к нефтедобывающей промьппленности, в частности к составам для уменьшения вязкости тяжелых нефтей, поднимаемых из скважин. 5

Цель изобретения — повышение эффективности реагента снижать вязкость добываемой нефти, Реагент имеет следующий состав, мас7.: 10

Щелочные отходы светлых керосиновых фракций 9-11

Минерализованная вода 72-75

Углеводородный компонент 15-18 15

Щелочные отходы светлых керосиновых фракций представляют, собой однородную жидкость коричневого цвета со специфическим запахом. Содержание свободной щелочи 0,60-0,68, рН 12,4- 20

13,3, органики не менее 20Х. Кинематическая вязкость 2,87 мм /с; температура замерзания не выше — 12 С, плотность при 20 С не менее 1041 кг/м .

Щелочные отходы светлых керосиновых 25 фракций нетоксичны, биологически безвредны, не выделяют вредных веществ в условиях транспортировки и эксплуатации, B качестве углеводородного компонента используют дизельное топливо, газовый конденсат или маловязкую нефть, но могут быть применены и другие углеводороды, например н-пентан, изопентан,. н-гексан, н-октан, изо-октан, н-пропан, н-декан, ундекан и др.

Топливо дизельное с массовой долей серы до 0,27 и температурой застывания t = — 35 С.

По физико-химическим показателям топливо должно соответствовать следующим требованиям и нормам:

Физико-химически» показатели газового конденсата: плотность 784,6 кг/м ; мол.м 147,* температура застывания не о превышает -15 С. Газовый конденсат содержит, мас.7.: сера 0,03; селико" геновые смолы 0,55; парафин i,6., Физико-химические показатели легкой нефти: плотность 810 кг/м ; мол. м. 162; вязкость 3,7 МПа с; температура застывания не выше -12 С, Легкая нефть содержит, мас.Z. парафины 2,7; силикогелиевые смолы 1,87» асфальтены 0,04.

Общая минерализация воды может ко-. лебаться от 0,72 до 3,74 мас.7, рН воды находится в пределах 7,5-8,4, среднее содержание солей в сухом остатке воды, мас.7.: MgClz9,4;

NgS046,6; CaS0„3,4; КС1 1,7; СаСО

0,3; MgBr 0,3; NaC1 остальное.

Физико -химические показатели пластовой воды: плотность при 30 С

1000 кг/м ; общее содержание солей

3,051 г/л," рН 7,97.

Na Na — С1

)- I C

Cl 80„

Для получения реагента смешивают входящие в него компоненты в водной среде до получения гомогенной систе-. мы. В лабораторных условиях получение реагента производят смешиванием ингредиентов на электромешалке при

1400 об./мин в течение 5 мин.

В таблице приведена зависимость динамической вязкости нефти от количественного соотношения ингредиентов в реагенте. Исследования проводят на нефти с вязкостью 10 Па с при 40 С.

Как видно из таблицы, при оптимальном соотношении компонентов (состав 2) достигается такое же понижение вязкости, как и в случае применения легкой нефти. Добываемая нефть при этом значительно удешевляется по сравнению с применением в качестве понизителя вязкости легкой нефти.

Пример. Использование реагента для добычи нефти с вязкостью 10

Па-с при 40 С из скважины с дебитом

30 м /сут.

Рядом с устьем скважины устанавливают цистерну емкостью 60 м, Загружают компоненты реагента (состав 3) в следующих количествах: 8 т дизельного топлива, 5,5 т щелочных отходов светлых керосиновых фракций и 36,5 т морской воды. Таким образом. имеют в

15-18

Содержание компонентов, мас.X

Динамическая вязкость после до" бавления реагента

Сос тав

Щелочные отходы светлых керосиновых фракций

Углеводородный компонент (диз топливо) Минерализованная вода

6,0

4,5*

3,8

3,8

75

4,3

4,0

73

4,1

4,5

18

3,9

7,0

70

6 Легкая нефть (базовый объект) 3,8

П р и м е ч а н и е. Исследования проводят на нефти с вязкостью 10 Па.с при 40 С.

Используют высоковязкую обводненную нефть (содержа-ние воды 702).

Составитель Л,Бестужева

Редактор Н.Яцола Техред M.Ìoðãåíòàë Корректор М.Демчик

Заказ 6995 Тираж 532 Подписное

ВНПИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно †полиграфическ предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4 з 1442641 4 с цистерне общее количество жидкости Формула и э о б р е т е н и я

50 т. Начинают перемешивать имеющую— ся гетерогенную систему путем замкну- Реагент для добычи высоковязкой той циркуляции в течение 5-6 ч до по- нефти, включающий минерализованную

5 лучения однородной системы, после воду, углеводородный компонент и поэтого реагент подают в затрубное верхностно-активное вещество, о т— пространство скважины. Для этого при- л и ч а ю шийся тем, что, с меняют специальный дозировочный на- целью повышения его эффективности в сос, способный производить отбор реа- 1

10 т/сут. (что составляет приблизи- светлых керосиновых фракций при слетельно 307 от дебита скважины), в за- дующем соотношении ингредиентов, трубное пространство скважины. Через 15 мас.X: сутки с начала дозирования скважина Щелочные отходы светлых может эксплуатироваться скважинным керосиновых фракций 9-1! штанговым насосом с нормальной пода- Минерализованная вода 72-75 чей (30-40) т/сут. при условии не- Углеводородный компопрерывного дозирования. 20 . HeHT

   

www.findpatent.ru

Что такое реагенты для добычи нефти и газа и зачем они нужны

Современные реагенты химического типа широко используются на нефтегазодобывающих предприятиях, и они предназначаются для улучшения качества и эффективности добычи «голубого» топлива и нефти. Реагенты, используемые в нефтегазодобывающей отрасли, применяются в качестве приспособления для буровых растворов, что необходимо для контроля их реологических показателей, а также они увеличивают скорость бурения скважин и их ресурс.

Плюс ко всему, сегодня можно встретить не только реагенты для добычи нефти и газа, но и для проведения капитального ремонта скважин. Среди огромного количества реагентов, применяемых в нефтегазодобывающей отрасли, необходимо выделить диэтиленгликоль, который используется в качестве селективного растворяющего средства, предназначенного для экстракции различных веществ из продуктов на основе нефти: толуол, бензол и других. Кроме всего прочего, этот реагент бесподобно растворяет органические вещества (углерод+водород) ароматического типа и не подвержен к расщеплению нафтеновых и парафиновых органических соединений из атомов углерода и водорода.

Также среди реагентов выделяют графит, который уместен для применения на месторождениях «голубого» топлива и нефти в качестве добавки к раствору бурового оборудования, используемой против прихватов. Как правило, графит применяют во время подготовки ствола бурового оборудования к спуску обсадных колонн. Также к самым распространенным реагентам для добычи газа и нефти относят Деэмульгатор РС, РС –Н, который предназначен для избавления нефтяных эмульсий от соли во время первичной подготовке. Этот реагент используется на заводах, специализирующихся на добычи нефти, а также на устройствах, именуемых ЭЛОУ НПЗ.

Сегодня в сети представлен широкий выбор различных реагентов для добычи нефти и газа, которые улучшают сам процесс добычи, облегчают бурение скважины и повышают качество продукта. Такой реагент, как бентонитовый глинопорошок ПБМБ специально создан доя производства растворов различного предназначения, которые используются в буровых установках. Триполифосфат натрия – это еще один необходимый реагент, который призван снизить вязкость и отрегулировать реологию буровых смесей, созданных на воде. Такой реагент, как концентрат ГФ-1, предназначен для заглушки добывающих буровых, что осуществляется непосредственно перед началом ремонтно-профилактических манипуляций, которые связаны с КРС, ПНП и ПРС. И это далеко не весь список реагентов, широкий ассортимент которых представлен на страницах мировой паутины.

www.onsmi.net