RU2061855C1 - Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти - Google Patents
Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2061855C1 RU2061855C1 RU93035319/03A RU93035319A RU2061855C1 RU 2061855 C1 RU2061855 C1 RU 2061855C1 RU 93035319/03 A RU93035319/03 A RU 93035319/03A RU 93035319 A RU93035319 A RU 93035319A RU 2061855 C1 RU2061855 C1 RU 2061855C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- polymer
- water
- composition
- clay
- oil production
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 42
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 title claims abstract description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 19
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 29
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 29
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 16
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 29
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 18
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 16
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 16
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 15
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 15
- GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M dimethyl-bis(prop-2-enyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C=CC[N+](C)(C)CC=C GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 12
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 7
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 6
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 3
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000005137 deposition process Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Water Treatment By Sorption (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти содержит следующие компоненты, мас. %: полидиметилдиаллиламмоний хлорид или полиаминосульфон или поли-N,N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид 0,01 - 1,0; глина 0,01 - 10,0; вода - остальное. 4 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к полимерно-дисперсным составам для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов.
Известен состав на основе полиакриламида (ПАА) и сточной воды для ограничения водопритока в добывающие скважины [1] Недостатком состава является низкая эффективность для высокопроницаемых пластов.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является полимерно-дисперсный состав (ПДС) на основе ПАА и глинистой суспензии [2] (прототип).
Недостатком известного состава является недостаточно высокая эффективность, связанная с повышенной сорбируемостью ПАА на пластовой породе и высокой скоростью осаждения глинистых частиц, флокулированных ПАА, в пористой среде, что ограничивает глубину проникновения состава в пласт. Кроме того, ПАА характеризуется низкой термоокислительной стабильностью, что также снижает эффективность применения известного состава на месторождениях с повышенной температурой пласта.
Цель изобретения заключается в повышении эффективности полимерно-дисперсного состава за счет уменьшения степени адсорбции полимера на пластовой породе и оптимизации скорости осаждения полимерно-дисперсных частиц, а также в расширении температурного диапазона применения.
Поставленная цель достигается тем, что в качестве полимера состав содержит полидиметилдиалламмоний хлорид (ВПК-402) или полиминосульфон или поли-N, N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламиновый хлорид (ВПК-500) при следующем соотношении компонентов, мас.
Полидиметиллиламмоний хлорид или полиаминосульфон или поли-N,N-диметил-N-(2 гидрокси)-пропиламмоний хлорид 0,01 10,0
Глина 0,01 10,0
Вода Остальное.
Глина 0,01 10,0
Вода Остальное.
При содержании компонентов в составе выше верхнего предела снижается эффективность вследствие потери селективности действия на высокопроницаемый пласт, а при содержании компонентов ниже нижнего предела состав не эффективен из-за недостаточного водоизолирующего действия.
В качестве полимера, флокулирующего глинистую суспензию, в составе применяются поликатиониты: полидиметилдиаллиламмоний хлорид (ВПК-402) или полиаминосульфон или поли-N, N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид (ВПК-500). Указанные полимеры производятся промышленностью и являются доступными реагентами. Известно их применение в качестве биостойких загустителей воды для повышения нефтеоотдачи пластов (Авт. св. СССР NN 1445297, 1446980,1438304).
Полимер ВПК-402 (водорастворимый полиэлектролит катионный) имеет молекулярную массу в пределах (1,5 oC 3,5)•105 у. е. и представляет собой высокомолекулярное вещество линейно-циклического строения со структурной формулой элементарной ячейки:
Полимер полиаминосульфон имеет молекулярную массу в пределах (1,5 oC 3,5)•105 у. е. и следующую структурную формулу элементарной ячейки:
Полимер поли-N, N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид (ВПК-500) имеет молекулярную массу (1,2 oC 3,0)•105 у. е. и следующую структурную формулу элементарной ячейки:
Эффективность применения ПДС для увеличения нефтеотдачи пластов и ограничения притока воды в скважины связана не только с водоизоляционными (водоэкранирующими) свойствами составов, но и глубиной проникновения в пласт. Это особенно важно на поздних стадиях разработки нефтяного месторождения, когда в продуктивном пласте образуются большие промытые зоны и дальнейшее повышение нефтеотдачи пласта возможно только путем снижения проницаемости промытых зон, причем не только в призабойных зонах скважин, но и в удаленных от скважин зонах. Механизм водоизолирующего воздействия полимерно-дисперсными составами на промытые зоны пласта заключается в том, что закаченный ПДС заполняет наиболее высокопроницаемые обводненные участки пласта. При этом часть макромолекул полимера адсорбируется на стенках пор. Твердые частицы глинистой суспензии благодаря флокулирующим свойствам полимера связываются между собой и с породой пласта. Таким образом в пластовых условиях образуется стойкая к размыву полимерно-дисперсная система, препятствующая фильтрации воды. Отсюда следует, что глубина проникновения полимерно-дисперсных частиц в пласт и соответственно эффективность состава определяется прежде всего сорбционной способностью полимера флокулянта на породе пласта и скоростью осаждения (седиментации) флокулированных полимер-дисперсных частиц в составе. Известные составы на основе ПАА и глинистых суспензий характеризуются повышенной скоростью седиментации полимерно-дисперсных частиц, в особенности при повышенной температуре. Кроме того, ПАА обладает высокой адсорбционной способностью на породе пласта, что ограничивает подвижность закачиваемой в пласт полимерно-дисперсной системы. В результате этого водоизоляция достигается в основном в призабойной зоне скважин, где содержание остаточной нефти как правило низкое, поскольку извлекается при эксплуатации скважин в первую очередь. Применение в ПДС поликатионитов согласно предложенному техническому решению позволяет образовать дисперсные частицы оптимального размера, скорость осаждения которых значительно выше скорости осаждения частиц из исходного глинистого раствора, не содержащего полимер, но существенно ниже по сравнению с составом на основе ПАА. Предложенные поликатиониты характеризуются более низкой по сравнению с ПАА сорбционной способностью на породе пласта, что способствует более глубокому проникновению ПДС в пласт и следовательно повышает эффективность действия состава.
Полимер полиаминосульфон имеет молекулярную массу в пределах (1,5 oC 3,5)•105 у. е. и следующую структурную формулу элементарной ячейки:
Полимер поли-N, N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид (ВПК-500) имеет молекулярную массу (1,2 oC 3,0)•105 у. е. и следующую структурную формулу элементарной ячейки:
Эффективность применения ПДС для увеличения нефтеотдачи пластов и ограничения притока воды в скважины связана не только с водоизоляционными (водоэкранирующими) свойствами составов, но и глубиной проникновения в пласт. Это особенно важно на поздних стадиях разработки нефтяного месторождения, когда в продуктивном пласте образуются большие промытые зоны и дальнейшее повышение нефтеотдачи пласта возможно только путем снижения проницаемости промытых зон, причем не только в призабойных зонах скважин, но и в удаленных от скважин зонах. Механизм водоизолирующего воздействия полимерно-дисперсными составами на промытые зоны пласта заключается в том, что закаченный ПДС заполняет наиболее высокопроницаемые обводненные участки пласта. При этом часть макромолекул полимера адсорбируется на стенках пор. Твердые частицы глинистой суспензии благодаря флокулирующим свойствам полимера связываются между собой и с породой пласта. Таким образом в пластовых условиях образуется стойкая к размыву полимерно-дисперсная система, препятствующая фильтрации воды. Отсюда следует, что глубина проникновения полимерно-дисперсных частиц в пласт и соответственно эффективность состава определяется прежде всего сорбционной способностью полимера флокулянта на породе пласта и скоростью осаждения (седиментации) флокулированных полимер-дисперсных частиц в составе. Известные составы на основе ПАА и глинистых суспензий характеризуются повышенной скоростью седиментации полимерно-дисперсных частиц, в особенности при повышенной температуре. Кроме того, ПАА обладает высокой адсорбционной способностью на породе пласта, что ограничивает подвижность закачиваемой в пласт полимерно-дисперсной системы. В результате этого водоизоляция достигается в основном в призабойной зоне скважин, где содержание остаточной нефти как правило низкое, поскольку извлекается при эксплуатации скважин в первую очередь. Применение в ПДС поликатионитов согласно предложенному техническому решению позволяет образовать дисперсные частицы оптимального размера, скорость осаждения которых значительно выше скорости осаждения частиц из исходного глинистого раствора, не содержащего полимер, но существенно ниже по сравнению с составом на основе ПАА. Предложенные поликатиониты характеризуются более низкой по сравнению с ПАА сорбционной способностью на породе пласта, что способствует более глубокому проникновению ПДС в пласт и следовательно повышает эффективность действия состава.
Техническое осуществление предложенного решения выгодно отличается от прототипа малой трудоемкостью, поскольку не требует специального оборудования и энергетических затрат для растворения порошкообразного ПАА, а заключается только в разбавлении любой водой жидких водорастворимых товарных полимерных концентратов до требуемой концентрации.
Для экспериментальной проверки преимуществ предложенного технического решения в сопоставимых условиях были проведены опыты по определению величины адсорбции полимеров на дезинтегрированной породе (пример 1, таблица 1), изучена динамика (скорость) осаждения полимерно-глинистых частиц из составов, отличающихся полимерным компонентом и температурой среды (пример 2, таблица 2), исследовано влияние температуры на фазовое состояние ПДС (пример 3, таблица 3), оценка эффективности ПДС по регулированию проницаемости в процессе фильтрации на моделях спаренных несообщающихся неоднородных водонасыщенных пластов (пример 4, таблица 4).
Пример 1. Образец нефтеносного песчаника Арланского месторождения (пласт CП) без остаточной нефти подвергают дезинтегрированию так, чтобы размеры песчинок сохранились в естественном виде, не подвергаясь дополнительному измельчению. Дезинтегрированный песчаник для удаления солей многократно промывают дистиллированной водой и сушат.
В колбу объемом 100 мл, содержащую 30 г 0,1 раствора полимера ВПК-402 в пресной воде, добавляют 10 г дезинтегрированного песчаника, тщательно перемешивают и устанавливают на электростряхиватель для дальнейшего перемешивания. Процесс адсорбции полимера из раствора осуществляют в течение трех суток для достижения полного равновесия. После завершения процесса адсорбции песок отделяют от раствора с помощью центрифуги. Концентрацию полимера в растворе до и после адсорбции определяют по заранее построенному графику зависимости вязкости от концентрации (Воюцкий С. С. Курс коллоидной химии. М. "Химия". 1976, 512 с.).
Расчет количества адсорбированного полимера производят по формуле:
где А количество адсорбированного полимера, мг/г;
C1 и C2 концентрация раствора полимера до и после адсорбции, мг/см3;
V объем раствора полимера, см3;
P навеска песка, г.
где А количество адсорбированного полимера, мг/г;
C1 и C2 концентрация раствора полимера до и после адсорбции, мг/см3;
V объем раствора полимера, см3;
P навеска песка, г.
Для 0,5 растворов полимеров ВПК-402, полиаминосульфона, ВПК-500 получено значение адсорбции соответственно 0,06, 0,16, 0,12 мг/г, тогда как для 0,05 раствора ПАА, т. е. в 10 раз меньшей концентрации, адсорбция составляет 0,41 мг/с.
Результаты аналогичных опытов для других концентраций полимеров в заявляемых пределах приведены в таблице 1, из которой следует, что адсорбция политионитов ВПК-402, полиминосульфона и ВПК-500 на дезинтегрированном песчанике значительно ниже, чем адсорбция полиакриламида.
Пример 2. Готовят 100 мл раствора, содержащего 0,1 ВПК-402 в пресной воде, добавляют 0,1 бентонитовой глины, тщательно перемешивают, после чего стаканчик помещают на столик, установленный на аналитических весах, причем в стаканчик опускают пластинку площадью 1 см2, прикрепленную к коромыслу весов. По увеличению массы пластинки определяют скорость осаждения полимерно-глинистой суспензии. За 1,0; 2,0; 3,0; 4,0; 5,0; 6,0; 7,0; 8,0; 9,0 и 10,0 мин осадилась 0,25; 0,47; 0,086, 0,144; 0,161; 0,172; 0,177; 0,179; 0,180; 0,180 г соответственно.
После завершения процесса осаждения пластинку освобождают от осадка промыванием в том же растворе, состав тщательно перемешивают до однородного состояния, переносят в герметично закрывающуюся колбу вместимостью 100 мл и подвергают термообработке в лабораторном автоклаве при температуре 100 - 105oC (избыточное давление водяных паров до 0,7 кгс/см2) в течение 4 часов. После охлаждения состава до комнатной температуры еще раз определяют скорость осаждения полимерно-дисперсных частиц по описанной выше методике.
Результаты опытов по осаждению различных полимерно-дисперсных составов до и после термообработки приведены в табл. 2. Из табл. 2 следует, что при одинаковой концентрации компонентов скорость осаждения полимерно-дисперсных частиц, флокулированных ВПК-402, значительно больше скорости осаждения исходного глинистого раствора, но существенно меньше скорости осаждения частиц, флокулированных ПАА. Термообработка составов практически не влияет на динамику осаждения частиц в случае глинистой суспензии и состава, включающего в качестве флокулента ВПК-402. Осаждение частиц, флокулированных ПАА, под влиянием термообработки несколько ускоряется.
Пример 3. Влияние температуры на фазовое состояние полимерно-дисперсных систем в составах изучено путем воздействия температуры в условиях лабораторного автоклава.
Готовят 30 мл раствора, содержащего 1,0 ВПК-402 в пресной воде, добавляют 10,0 бентонитовой глины, тщательно перемешивают и наливают в медицинский флакончик емкостью 30 мл. После закрытия резиновой пробкой и герметичного закупоривания алюминиевым колпачком с помощью приспособления для обжима колпачков ПОК-1 помещают в лабораторный автоклав и выдерживают 6 часов при температуре 105oС (избыточное давление водяных паров 0,7 кгс/см2). После выдерживания содержимое флакончиков тщательно перемешивают в течение не менее 10 минут путем интенсивного встряхивания до однородного состояния и оставляют в покое до осаждения. По увеличению объема выпавшего за 24 часа осадка на дно флакончика и мутности раствора над осадком оценивают фазовое состояние системы. Параллельно проводят опыт без добавки полимера. В таблице 3 приведены данные по фазовому состоянию составов для различных концентраций глины и полимеров.
Как видно из табл. 3, в результате термообработки и отстоя фазовое состояние составов отличается. Предлагаемый состав более технологичен, поскольку благодаря термостойкости состава водная фаза содержит глино-полимерный гель. Состав с ПАА характеризуется прозрачным водным слоем, и гелеобразное состояние характерно только для осадка.
Пример 4. Насыпанную песчаную модель спаренных несообщающихся неоднородных пластов с проницаемостью 1,55 и 0,14 мкм2, длиной 1,18 м и диаметром 36 мм насыщают водой до стабилизации дебитов, соответствующих проницаемостям. После этого при комнатной температуре (20oС) закачивают попеременно три оторочки суспензии бентонита (0,05 поровых объема модели) и раствора полимера ВПК-402 (0,05 поровых объема) с концентрациями 0,1 и 0,05 соответственно. Затем продолжают закачку воды также до стабилизации дебитов и определяют безразмерный параметр распределения фильтрующейся воды по спаренной модели 
, где Qв, Qн количество жидкости, профильтрованное в единицу времени через высокопроницаемый и низкопроницаемый пласт соответственно.
Параметр распределения после закачки состава (суммарный поровый объем 0,05 х 6 0,3) составляет 4,2 при исходной величине для воды равной 10,1. В результате обработки составом проницаемость высокопроницаемой модели снизилась в 10,1 4,2 2,4 раза.
Результаты аналогичных опытов по испытанию различных составов приведены в табл. 4.
Пример 5. Эксперимент по вытеснению нефти из насыпной модели спаренных несообщающихся неоднородных пластов (длина модели 1,0 м, диаметр 30 мм), проводится для условий Ромашкинского месторождения (30oС, минирализованная вода, изовискозная модель нефти). В качестве пористой среды используют промытый молотый кварцевый песок. Проницаемость высокопроницаемого пласта равна 3,36 мкм2, а низкопроницаемость 0,14 мкм2, соотношение проницаемостей равно 24,0. Пласты предварительно насыщают изовискозной моделью нефти Ромашкинского месторождения. Начальная нефтенасыщенность высокопроницаемого и низкопроницаемого пластов равна 74,0 и 69,8 соответственно. Первоначально нефть из обоих пластов вытесняют минерализованной водой до достижения 100 обводненности продукции. При этом остаточная нефтенасыщенность высокопроницаемого и низкопроницаемого пластов равна 15,0 и 60,8 соответственно, коэффициент вытеснения нефти соответственно по пластам 79,74 и 12,70 Далее осуществляют закачку 20 от общего порового объема полимерно-дисперсной системы, состоящей из 0,1 ВПК-402 и 1,0 глинопорошка Альметьевского завода. После закачки ПДС вытеснения нефти продолжают минерализованной водой снова до достижения 100 обводненности продукции. После применения ПДС и вытеснения водой остаточная нефтенасыщенность пластов снизилась до 14,8 и 32,3 а коэффициент вытеснения нефти повысился до 80,6 и 53,70 соответственно для высокопроницаемого и низкопроницаемого пластов. Прирост коэффициента вытеснения нефти в результате применения ПДС составил 0,32 для высокопроницаемого пласта и 41,00 для низкопроницаемого пласта. Прирост коэффициента нефтеотдачи по спаренной модели равен 17,70
Результаты аналогичных опытов по вытеснению нефти при применении ПДС на основе различных концентраций полимеров ВПК-402 и глинистой суспензии приведены в табл. 5.
Результаты аналогичных опытов по вытеснению нефти при применении ПДС на основе различных концентраций полимеров ВПК-402 и глинистой суспензии приведены в табл. 5.
Таким образом, в примерах 1, 2 и табл. 1, 2 показано, что преимущество предлагаемых составов по сравнению с известным заключается в снижении степени адсорбции полимеров в породе пласта и оптимизации динамики осаждения полимерно-дисперсных частиц. Это позволяет более селективно изолировать высокопроницаемые водонасыщенные зоны пласта (пример 4, табл. 4) и в конечном счете приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти из продуктивного пласта. При этом оптимальный средний размер дисперсных частиц, который зависит от проницаемости высокообводненных зон пласта, может быть регулирован путем изменения концентрации поликатионитов и глинопорошка в предлагаемых пределах.
Кроме того, как видно из примера 3 и табл. 3, предлагаемый состав более устойчив к воздействию температуры с точки зрения фазового состояния системы.
Источники информации:
1. Рахимкулов Р. Ш. Нефтяное хозяйство. 1982. N 1, с. 51 54.
1. Рахимкулов Р. Ш. Нефтяное хозяйство. 1982. N 1, с. 51 54.
2. Авторское свидетельство N 1710708, E 21 B 43/22, 1992. ТТТ1 ТТТ2 ТТТ3 ТТТ4 ТТТ5 ТТТ6
Claims (1)
- Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти из неоднородных по проницаемости пластов, содержащий водорастворимый полимер, глину и воду, отличающийся тем, что в качестве полимера он содержит полидиметилдиаллиламмоний хлорид, или полиаминосульфон, или поли-N,N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид при следующем соотношении компонентов, мас.Полидиметилдиаллиламмоний хлорид, или полиаминосульфон, или поли-N,N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид 0,01-1,0
Глина 0,01-10,0
Вода Остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93035319/03A RU2061855C1 (ru) | 1993-07-08 | 1993-07-08 | Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU93035319/03A RU2061855C1 (ru) | 1993-07-08 | 1993-07-08 | Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2061855C1 true RU2061855C1 (ru) | 1996-06-10 |
| RU93035319A RU93035319A (ru) | 1996-08-27 |
Family
ID=20144727
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU93035319/03A RU2061855C1 (ru) | 1993-07-08 | 1993-07-08 | Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2061855C1 (ru) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2144981C1 (ru) * | 1997-01-17 | 2000-01-27 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Состав для вытеснения нефти из пласта |
| RU2158824C1 (ru) * | 1999-10-20 | 2000-11-10 | НГДУ "Альметьевнефть" ОАО "Татнефть" | Способ разработки неоднороднопроницаемых нефтяных пластов |
| RU2161248C1 (ru) * | 1999-12-15 | 2000-12-27 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" ОАО "Татнефть" | Полимерглинистый состав для увеличения добычи нефти |
| RU2459853C2 (ru) * | 2007-04-19 | 2012-08-27 | Эни С.П.А. | Добавки для извлечения нефти из нефтяных пластов |
| RU2535977C2 (ru) * | 2008-05-15 | 2014-12-20 | Акцо Нобель Н.В. | Полиамидный эмульгатор, основанный на полиаминах и жирной кислоте/карбоновой кислоте для использования в буровом растворе на масляной основе |
| RU2815111C1 (ru) * | 2023-07-27 | 2024-03-11 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II" | Полимер-дисперсный состав для увеличения охвата неоднородного нефтяного пласта заводнением |
-
1993
- 1993-07-08 RU RU93035319/03A patent/RU2061855C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Журнал "Нефтяное хозяйство", М.: Недра, 1982, N 1, с.51-54. Авторское свидетельство СССР 1710708, Е 21 В 43/22, 1992. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2144981C1 (ru) * | 1997-01-17 | 2000-01-27 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Состав для вытеснения нефти из пласта |
| RU2158824C1 (ru) * | 1999-10-20 | 2000-11-10 | НГДУ "Альметьевнефть" ОАО "Татнефть" | Способ разработки неоднороднопроницаемых нефтяных пластов |
| RU2161248C1 (ru) * | 1999-12-15 | 2000-12-27 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" ОАО "Татнефть" | Полимерглинистый состав для увеличения добычи нефти |
| RU2459853C2 (ru) * | 2007-04-19 | 2012-08-27 | Эни С.П.А. | Добавки для извлечения нефти из нефтяных пластов |
| RU2535977C2 (ru) * | 2008-05-15 | 2014-12-20 | Акцо Нобель Н.В. | Полиамидный эмульгатор, основанный на полиаминах и жирной кислоте/карбоновой кислоте для использования в буровом растворе на масляной основе |
| RU2815111C1 (ru) * | 2023-07-27 | 2024-03-11 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II" | Полимер-дисперсный состав для увеличения охвата неоднородного нефтяного пласта заводнением |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Tarchitzky et al. | Wastewater effects on montmorillonite suspensions and hydraulic properties of sandy soils | |
| Keren et al. | Gypsum dissolution and sodic soil reclamation as affected by water flow velocity | |
| CN110628401B (zh) | 一种钙离子敏感的油井调剖堵水剂的制备方法 | |
| RU2348792C1 (ru) | Способ селективной изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам | |
| RU2061855C1 (ru) | Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти | |
| RU2581070C1 (ru) | Применение титанового коагулянта для обработки обводненного нефтяного пласта | |
| RU2072422C1 (ru) | Способ заводнения нефтяного пласта | |
| RU2440485C1 (ru) | Способ изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам | |
| RU2080450C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| RU2232878C2 (ru) | Состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| SU1731942A1 (ru) | Состав дл регулировани разработки нефт ных месторождений и способ его приготовлени | |
| CA2279876A1 (en) | Oil production method | |
| EP1798284A1 (en) | Immobilisation of bacteria to a geological material | |
| SU1663184A1 (ru) | Способ заводнени нефт ного пласта | |
| Bhardwaj et al. | Hydraulic characteristics of depositional seals as affected by exchangeable cations, clay mineralogy, and polyacrylamide | |
| RU2279540C1 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2109939C1 (ru) | Состав для ограничения притока пластовых вод | |
| RU2191894C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяного пласта | |
| RU2114991C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| RU2716316C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2167283C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2562642C1 (ru) | Реагент для нефтедобычи и способ нефтедобычи с его использованием | |
| RU2699614C1 (ru) | Способ получения натрийсодержащего титаносиликатного сорбента | |
| CN110105940B (zh) | 一种油田化学采油用多元共聚物弹性颗粒调剖剂 | |
| Liu et al. | Application of PAC and flocculants for improving settling of solid particles in oilfield wastewater with high salinity and Ca2+ |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20051004 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060709 |