RU2447127C2 - Composition for regulating permeability of inhomogeneous oil formation - Google Patents
Composition for regulating permeability of inhomogeneous oil formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2447127C2 RU2447127C2 RU2010130879/03A RU2010130879A RU2447127C2 RU 2447127 C2 RU2447127 C2 RU 2447127C2 RU 2010130879/03 A RU2010130879/03 A RU 2010130879/03A RU 2010130879 A RU2010130879 A RU 2010130879A RU 2447127 C2 RU2447127 C2 RU 2447127C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- calcium
- sodium
- carbonate
- composition
- hydroxide
- Prior art date
Links
Images
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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- 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
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/572—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/845—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составу для регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта, что позволяет увеличить нефтеотдачу и интенсифицировать добычу нефти.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to a composition for regulating the permeability of a heterogeneous oil reservoir, which allows to increase oil recovery and intensify oil production.
Известен состав для заводнения нефтяных пластов (РФ 2012788), содержащий, мас.%: оксиэтилированный алкилфенол - неонол АФ9-12 0,5-50,0, формалин 0,1-10,0, кальцинированную соду 0,01-1.0 и остальное - воду. Использование указанного состава позволяет повысить эффективность путем повышения нефтевытесняющей способности и проявлении изолирующих свойств за счет осадкообразования в пласте при взаимодействии с минерализованной пластовой водой. При осуществлении этого способа удается снизить проницаемость до 46,1% и повысить прирост нефтеотдачи - 8,9%.A known composition for waterflooding of oil reservoirs (RF 2012788), containing, wt.%: Ethoxylated alkyl phenol - neonol AF 9 -12 0.5-50.0, formalin 0.1-10.0, soda ash 0.01-1.0 and the rest is water. Using this composition allows you to increase efficiency by increasing the oil-displacing ability and the manifestation of insulating properties due to sedimentation in the reservoir when interacting with mineralized formation water. When implementing this method, it is possible to reduce permeability to 46.1% and increase oil recovery - 8.9%.
Недостаток известного состава заключается в том, что для эффективного его использования предпочтительны неоднородные пласты, содержащие нефть с небольшой вязкостью, и минерализованные пластовые воды. Кроме того, к недостаткам относится труднодоступность реагентов и низкая подвижность при изоляции промытых высокопроницаемых каналов пласта.A disadvantage of the known composition is that for its effective use heterogeneous formations containing oil with a low viscosity and mineralized formation water are preferred. In addition, the inaccessibility of the reagents and low mobility in the isolation of washed high-permeability channels of the reservoir are disadvantages.
В патенте РФ 2117143 описано использование в способе разработки нефтяных залежей водного раствора соли многовалентного металла, такого как сернокислого алюминия, полимерного раствора, который содержит водорастворимые полимеры: полиакриламид или карбоксиметилцеллюлозу с одновременным добавлением водного раствора щелочи и дополнительным закачиванием водного раствора хлористого кальция. Использование указанных компонентов позволяет повысить нефтеотдачу пласта, неоднородного по геологическому строению на поздней стадии разработки, за счет выравнивания профиля приемистости с последующим щелочным воздействием. Однако при этом не достигается большого снижения проницаемости неоднородного нефтяного пласта, а подготовка используемых водных растворов солей является трудоемкой и требуется использование дорогостоящих реагентов.The patent of the Russian Federation 2117143 describes the use in the method of developing oil deposits of an aqueous solution of a salt of a multivalent metal, such as aluminum sulfate, of a polymer solution that contains water-soluble polymers: polyacrylamide or carboxymethyl cellulose with the addition of an aqueous solution of alkali and additional injection of an aqueous solution of calcium chloride. The use of these components allows to increase oil recovery, heterogeneous in geological structure at a late stage of development, due to the alignment of the injectivity profile with subsequent alkaline exposure. However, this does not achieve a large reduction in the permeability of a heterogeneous oil reservoir, and the preparation of the used aqueous solutions of salts is time-consuming and requires the use of expensive reagents.
Известен состав для регулирования разработки нефтяных месторождений, содержащий полиакриламид в количестве 0,05-0,5% масс., хромовые квасцы - 0,005-0,05% масс., бентонитовую глину 1-5% масс. и остальное - воду (авторское свидетельство СССР 1731942). Недостатком указанного состава является прежде всего использование дорогостоящих реагентов, таких как полиакриламид.A known composition for regulating the development of oil fields containing polyacrylamide in an amount of 0.05-0.5% wt., Chrome alum - 0.005-0.05% wt., Bentonite clay 1-5% wt. and the rest is water (USSR copyright certificate 1731942). The disadvantage of this composition is primarily the use of expensive reagents, such as polyacrylamide.
В патентах РФ 2212529 и РФ 227290 описывается использование для регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта шлама с отстойников Дорра ВСШД-отходов производства соды следующего состава (г/см3): натрий хлористый 0,20-0,30, кальций углекислый 0,060-0,120, гидроксид магния 0,005-0,012, каустическая сода 0,020-0,025, хлористый аммоний 0,005-0,0001, сульфат натрия 0,030-0,040, гидролизованный полиакриламид 0,00001, примеси и вода - остальное. Недостатком известного состава является трудоемкость подготовки исходных растворов требуемой концентрации солей и высокая стоимость компонентов.In the patents of the Russian Federation 2212529 and RF 227290, the use of sludge from the Dorra sludge sumps of the following composition (g / cm 3 ) for sodium permeability control of the heterogeneous oil reservoir is described: sodium chloride 0.20-0.30, calcium carbonate 0.060-0.120, hydroxide magnesium 0.005-0.012, caustic soda 0.020-0.025, ammonium chloride 0.005-0.0001, sodium sulfate 0.030-0.040, hydrolyzed polyacrylamide 0.00001, impurities and water - the rest. A disadvantage of the known composition is the complexity of preparing the initial solutions of the desired salt concentration and the high cost of the components.
Наиболее близким к предлагаемому составу для регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта является состав, описанный в патенте РФ 2365745, представляющий собой шлам последней стадии производства соды с отстойников Дорра (рассола очистки) в виде киселеобразной массы, состоящей из твердой и жидкой фазы с плотностью 1,20-1,50 г/см3 и содержащей г/л:Closest to the proposed composition for regulating the permeability of a heterogeneous oil reservoir is the composition described in RF patent 2365745, which is the sludge of the last stage of soda production from Dorra sumps (cleaning brine) in the form of a jelly-like mass consisting of a solid and liquid phase with a density of 1.20 -1.50 g / cm 3 and containing g / l:
По классу опасности состав относится к 4 классу. При транспортировке не требует дополнительных мер безопасности. Экологически безвреден.According to the hazard class, the composition belongs to class 4. When transporting does not require additional safety measures. Environmentally friendly.
Недостатком данного состава является недостаточное снижение проницаемости неоднородного нефтяного пласта, а также трудоемкость подготовки используемых водных растворов солей.The disadvantage of this composition is the insufficient reduction in the permeability of a heterogeneous oil reservoir, as well as the complexity of preparing the used aqueous solutions of salts.
Задачей предлагаемого изобретения является создание эффективного состава для регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта за счет снижения проницаемости высокопроницаемых зон водонасыщенного коллектора.The task of the invention is to provide an effective composition for controlling the permeability of a heterogeneous oil reservoir by reducing the permeability of highly permeable zones of a water-saturated reservoir.
Поставленная задача решается предлагаемым составом для регулирования проникаемости неоднородного нефтяного пласта в виде водной суспензии солей металлов, содержащей г/л:The problem is solved by the proposed composition for regulating the permeability of a heterogeneous oil reservoir in the form of an aqueous suspension of metal salts containing g / l:
Отличием предлагаемого состава от ранее известного является то, что состав дополнительно содержит хлорид кальция CaCl2, сульфат натрия Na2SO4, двуокись кремния SiO2, окись кальция CaO, карбонат натрия Na2CO3, бикарбонат натрия NaHCO3 и карбонат магния в количестве, указанном выше.The difference between the proposed composition and the previously known one is that the composition additionally contains calcium chloride CaCl 2 , sodium sulfate Na 2 SO 4 , silicon dioxide SiO 2 , calcium oxide CaO, sodium carbonate Na 2 CO 3 , sodium bicarbonate NaHCO 3 and magnesium carbonate in an amount above.
При этом предпочтительно состав в качестве компонентов может содержать водную суспензию промежуточных продуктов и отходов содового производства: шлам рассола очистки с отстойников Дорра, содержащий, г/л:In this case, preferably the composition as components may contain an aqueous suspension of intermediate products and waste from soda production: sludge from brine from Dorra sumps, containing, g / l:
Белую сажу с содержанием SiO2 в количестве не более 12,0White carbon black with a content of SiO 2 in an amount of not more than 12.0
продукт регенерации аммиаком из маточного раствора с содержанием Na2SO4 не более 22ammonia regeneration product from the mother liquor with a content of Na 2 SO 4 of not more than 22
NaHCO3 не более 29,0,NaHCO 3 not more than 29.0,
дистеллерная жидкость, содержащая СаСО3 не более 0,1 и Са(ОН)2 не более 0,105, сульфат кальция - CaSO4 не более 1,1 и хлорид кальция CaCl2 не более 14,0, муку известковую, представляющую собой карбонат магния MgCO3, не более 44,0, промежуточный продукт обжига углекислого кальция, представляющий собой CaO, не более 7,4 и промежуточный продукт кальцинации бикарбоната натрия, представляющий собой Nа2СО3, в количестве не более 15.distiller liquid containing CaCO 3 not more than 0.1 and Ca (OH) 2 not more than 0.105, calcium sulfate - CaSO 4 not more than 1.1 and calcium chloride CaCl 2 not more than 14.0, lime flour, which is magnesium carbonate MgCO 3 , not more than 44.0, an intermediate product of calcination of calcium carbonate, which is CaO, not more than 7.4 and an intermediate product of calcination of sodium bicarbonate, which is Na 2 CO 3 , in an amount of not more than 15.
В этом случае состав представляет собой совокупность основных отходов и промежуточных продуктов содового производства.In this case, the composition is a combination of basic waste and intermediate products of soda production.
Отметим, что при концентрациях вышеприведенных невозможно создать более или менее устойчивые коллоидные растворы взвеси, не выпадающие сразу в осадок [И.И.Абызбаев, В.Е.Андреев. Прогнозирование применения новых методов увеличения нефтеотдачи при освоении трудноизвлекаемых запасов нефти. - Уфа, Изд-во "Монография", 2007. - 204 стр.] до закачки в пласт.Note that at the concentrations of the above it is impossible to create more or less stable colloidal suspension solutions that do not immediately precipitate [I.I. Abyzbaev, V.E. Andreev. Predicting the use of new methods of increasing oil recovery in the development of hard-to-recover oil reserves. - Ufa, Publishing House "Monograph", 2007. - 204 p.] Before injection into the reservoir.
Для регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта осуществляют закачку в пласт через нагнетательные скважины указанный состав.To control the permeability of a heterogeneous oil reservoir, the composition is injected into the reservoir through injection wells.
Для закачки в пласт оптимальным считается время, за которое достаточно, чтобы осадок не выпал в осадок до закачки в призабойной зоне нефтяного пласта при продавливании.For injection into the reservoir, the time is considered optimal for which it is enough so that the sediment does not precipitate prior to injection in the bottom-hole zone of the oil reservoir during punching.
В случае создания оторочки приведенного состава, а не продолжительной закачки предлагаемого реагента, продавливание может быть осуществлено пресной, пластовой или морской водой.In the case of creating a rim of the given composition, and not prolonged injection of the proposed reagent, the punching can be carried out with fresh, formation or sea water.
Состав шлама рассола очистки с отстойников Дорра, белой сажи, маточного раствора и фильтрата маточного раствора, дистеллерной жидкости, муки известковой, промежуточного продукта обжига углекислого кальция может значительно изменяться, в разное время, т.к. зависит от конкретной производственной ситуации, а технические условия на отходы и промежуточные продукты отсутствуют. Существуют только предельно допустимые концентрации данных продуктов и отходов, т.е. речь идет о неравенствах (не более некоторой концентрации).The composition of the brine sludge from the Dorra settling tanks, soot, mother liquor and filtrate of the mother liquor, distiller liquid, lime flour, calcium carbonate intermediate product can vary significantly, at different times, because depends on the specific production situation, and there are no technical specifications for waste and intermediate products. There are only maximum permissible concentrations of these products and wastes, i.e. we are talking about inequalities (no more than a certain concentration).
Добыча рассола осуществляется путем выщелачивания водой в скважинах методом гидровруба. Водная суспензия шлама с отстойников Дорра - отход производства соды образуется в процессе подготовки сырого рассола к электролизу при получении электролитической щелочи, хлора и водорода. Разделение шлама от рассола осуществляется в отстойниках Дорра, куда смесь подается на распределительную тарелку и меняется в пределах в зависимости от формы тарелки и качества рассола:The extraction of brine is carried out by leaching with water in wells using the hydraulic pipe method. An aqueous suspension of sludge from Dorra sumps - a soda production waste is formed during the preparation of crude brine for electrolysis in the production of electrolytic alkali, chlorine and hydrogen. Separation of sludge from brine is carried out in the Dorra sumps, where the mixture is fed to a distribution plate and varies depending on the shape of the plate and the quality of the brine:
Очистка рассола проводится для предотвращения возможности загрязнения аппаратуры содового производства. Для удаления магниевых солей применяют известь, соли кальция, иногда полимеры и т.д. В зависимости от процентного соотношения последних меняется в приведенных выше пределах концентрации каждого компонента. Замеры и компонентный анализ шлама осуществляется ежедневно. Благодаря последнему имеется возможность получить данные, когда все компоненты в прототипе (известном способе) неизменны кроме одного компонента, который приближается к предлагаемому составу именно по одному этому компоненту. Последний может вырасти многократно.Brine cleaning is carried out to prevent the possibility of contamination of soda production equipment. To remove magnesium salts, lime, calcium salts, sometimes polymers, etc. are used. Depending on the percentage of the latter, it varies in the above concentration range of each component. Measurement and component analysis of sludge is carried out daily. Thanks to the latter, it is possible to obtain data when all the components in the prototype (known method) are unchanged except for one component that approaches the proposed composition precisely for this component alone. The latter can grow many times.
Добавляют новые компоненты с известными приведенными ниже предельно допустимыми концентрациями, естественным образом получаемым при производстве (приведены ниже). При этом если эти компоненты разбавлять, то концентрация компонентов может только уменьшиться, т.е. никак не превысит приведенных неравенств.New components are added with the known maximum allowable concentrations given below, which are naturally obtained during production (listed below). Moreover, if these components are diluted, the concentration of the components can only decrease, i.e. does not exceed the above inequalities.
Маточный раствор (продукт регенерации аммиаком из маточного раствора): Сульфат натрия Na2CO3 не более 15 г/л.The mother liquor (ammonia regeneration product from the mother liquor): Sodium sulfate Na 2 CO 3 not more than 15 g / l.
Осуществляется закачка реагента в нефтяной пласт через нагнетательную скважину. Весь реагент представляет собой водную дисперсию бело-серого цвета с выпавшей в осадок киселеобразной массой. Состоит из кремообразной массы и жидкой фазы.The reagent is injected into the oil reservoir through the injection well. The entire reagent is a white-gray aqueous dispersion with a jelly-like mass precipitated. Consists of a creamy mass and a liquid phase.
При транспортировке и применении не требует дополнительных мер безопасности. Экологически безвреден.During transportation and use does not require additional safety measures. Environmentally friendly.
Механизм воздействия водного раствора реагента на фильтрацию пластовой жидкости заключается в снижении потока вытесняющего агента через высокопроницаемый обводненный коллектор, направление потока в менее обводненный участок и вовлечении в разработку неохваченные заводнением пропластки. Снижение потока вытесняющего агента через обводненный коллектор достигается увеличением доли твердой фазы за счет образующегося осадка. Смешение водного раствора реагента с минерализованной сточной водой происходит непосредственно в обводненном коллекторе.The mechanism of action of an aqueous reagent solution on reservoir fluid filtration is to reduce the flow of the displacing agent through a highly permeable flooded reservoir, the direction of flow to a less flooded area, and the involvement of reservoirs not covered by flooding in the development. A decrease in the flow of the displacing agent through the watered reservoir is achieved by increasing the fraction of the solid phase due to the precipitate formed. The mixture of an aqueous solution of the reagent with mineralized wastewater occurs directly in the flooded reservoir.
Перераспределение потока вытесняющего агента способствует снижению обводненности продукции добывающих скважин, увеличению дебита по нефти.The redistribution of the flow of the displacing agent helps to reduce the water cut in the production of producing wells, and to increase the oil production rate.
Каждый компонент растворялся в своей предельной концентрации, указанной в компонентном составе выше, и скорость выпадения каждого компонента определялась стандартным способом. После перемешивания компонента до взвешенного в растворе возможного состояния. Отметим, что в экспериментах приведены концентрации оптимальные для процесса закачки в пласт. Создание взвеси с невыпадающем в осадок коллоидными частицами в течение достаточно долгого времени при закачке в нефтяной пласт более высоких концентраций невозможно.Each component was dissolved in its limit concentration indicated in the component composition above, and the rate of precipitation of each component was determined in a standard way. After mixing the component to a possible suspended state in the solution. Note that the experiments show the optimal concentrations for the process of injection into the reservoir. The creation of a suspension with colloidal particles that do not precipitate out for a sufficiently long time when higher concentrations are injected into the oil reservoir is impossible.
Пример 1. А) Для фильтрации взяты образцы, каждый из которых представляет собой сцементированный кварцевый песок диаметром 40 мм и длиной 60 мм. Объем порового пространства составляет 15 см. Образец помещают в кернодержатель и насыщают пластовой водой с плотностью 1,107 г/см3. Определяют начальную проницаемость при постоянном перепаде давления, равном 0,01 МПа, которая составляет 3.66 мкм2. Опыты проводят при температуре 20°С и постоянной скоростью фильтрации 0,5 м/сутки.Example 1. A) For filtration, samples were taken, each of which is cemented quartz sand with a diameter of 40 mm and a length of 60 mm. The pore space volume is 15 cm. The sample is placed in a core holder and saturated with formation water with a density of 1.107 g / cm 3 . The initial permeability is determined at a constant pressure drop of 0.01 MPa, which is 3.66 μm 2 . The experiments are carried out at a temperature of 20 ° C and a constant filtration rate of 0.5 m / day.
Далее через образец фильтруют последовательно 12 мл реагента различных составов.Then 12 ml of reagent of various compositions are successively filtered through a sample.
Составы готовят следующим образом:The compositions are prepared as follows:
1) Подбирают образцы так, чтобы все компоненты в прототипе (известном способе) оставались неизменными кроме одного любого компонента (а затем последовательно всех компонентов). Последний может вырасти многократно в процессе очистки рассола, но в пределах ПДК предлагаемого нового состава. Готовят из этих образцов новые образцы рассолов (переменного состава) для прокачки непосредственно через керн во время эксперимента (меняют концентрацию компонентов во времени).1) Select samples so that all components in the prototype (known method) remain unchanged except for any one component (and then sequentially all components). The latter can grow many times during the cleaning of the brine, but within the MPC of the proposed new composition. New samples of brines (of varying composition) are prepared from these samples for pumping directly through the core during the experiment (the concentration of components is changed over time).
2) Уменьшают общую концентрацию компонентов известного прототипа сливом верхней жидкой фазы рассола или увеличивают равномерной добавкой жидкой фазы.2) Reduce the total concentration of components of the known prototype by draining the upper liquid phase of the brine or increase the uniform addition of the liquid phase.
3) Аналогично добавляют в прототип и увеличивают концентрацию (изменяя количество жидкой фазы) твердой фазы в растворах белой сажи, маточного раствора, фильтрата маточного раствора, дистеллерной жидкости, муки известковой, промежуточного продукта обжига углекислого кальция, промежуточного продукта кальцинации бикарбоната натрия.3) Similarly add to the prototype and increase the concentration (by changing the amount of the liquid phase) of the solid phase in solutions of soot, mother liquor, mother liquor filtrate, distiller liquid, lime flour, calcium carbonate intermediate, sodium bicarbonate calcination intermediate.
В процессе закачки увеличивают концентрации растворов в каждом эксперименте, уменьшая фильтрационное сопротивление образца и проницаемость керна до нуля. Строят графики изменения проницаемости в зависимости от концентрации раствора. Получают график изменения проницаемости в зависимости от концентрации компонентов в процессе фильтрации (см. Рис.).In the process of injection, the concentration of solutions in each experiment is increased, decreasing the filtration resistance of the sample and the core permeability to zero. Plots of changes in permeability are constructed depending on the concentration of the solution. A graph of permeability changes is obtained depending on the concentration of components during the filtration process (see. Fig.).
Фильтруют 26 мл минерализованной сточной воды плотностью 1,107 г/см3. Причем продавливание осуществляют оторочкой сточной воды в объеме, равном объему предлагаемого реагента. Остаточную проницаемость определяют при фильтрации сточной воды в прямом и обратном направлении. Конечная проницаемость составляет 0,42 мкм2.Filter 26 ml of mineralized wastewater with a density of 1.107 g / cm 3 . Moreover, the punching is carried out by the rim of the wastewater in an amount equal to the volume of the proposed reagent. Residual permeability is determined by filtering wastewater in the forward and reverse directions. The final permeability is 0.42 μm 2 .
Эффективность применяемого способа характеризует степень снижения проницаемости образца.The effectiveness of the applied method characterizes the degree of decrease in the permeability of the sample.
На предельных значениях концентраций всех компонентов фильтрация практически прекращается. Однако при увеличении концентрации компонентов:At the limit values of the concentrations of all components, filtration practically stops. However, with an increase in the concentration of components:
1) во всех случаях плавно уменьшаются остаточные проницаемости;1) in all cases, residual permeability gradually decreases;
2) скорости падения проницаемостей разные;2) the rate of fall of permeabilities is different;
3) скорость падения проницаемости при увеличении концентрации раствора рассола очистки (по прототипу) наименьшая.3) the rate of drop in permeability with increasing concentration of the brine solution (according to the prototype) is the lowest.
По предлагаемому способу степень снижения проницаемости составляет в среднем 98,0% (конечная нефтенасыщенность 6%), тогда как известному способу - 68,2%. (Конечная нефтенасыщенность 54%). Кроме того, скорость уменьшения проницаемости в серии экспериментов наименьшая.According to the proposed method, the degree of permeability reduction is on average 98.0% (final oil saturation 6%), while the known method is 68.2%. (Final oil saturation 54%). In addition, the rate of decrease in permeability in the series of experiments is the smallest.
Таким образом, результаты опытов показывают, что по степени снижения проницаемости (и скорости изменения проницаемости) неоднородного пласта предлагаемый способ превосходит известный на 20,3%, а по эффективности в 9 раз.Thus, the experimental results show that the proposed method surpasses the known method by 20.3% in the degree of decrease in permeability (and the rate of change in permeability) of a heterogeneous formation, and by 9 times in efficiency.
Б) Эксперимент проделывают для определения простой возможности продавливания данного состава пресной и морской водой.B) The experiment is done to determine the simple possibility of forcing this composition with fresh and sea water.
Затем для определения возможности вытеснения раствора повторяют эксперимент продавливанием данного состава пресной и морской водой.Then, to determine the possibility of displacement of the solution, the experiment is repeated by forcing this composition with fresh and sea water.
Фильтруют 26 мл пресной воды плотностью 1,025 г/см3. Причем продавливание осуществляют оторочкой пресной воды в объеме, равном объему реагента. Затем повторяют эксперимент: фильтруют 26 мл морской воды плотностью 1,290 г/см3. Причем продавливание осуществляют оторочкой морской воды в объеме, равном объему шлама рассола очистки.Filter 26 ml of fresh water with a density of 1.025 g / cm 3 . Moreover, the punching is carried out with a rim of fresh water in an amount equal to the volume of the reagent. Then repeat the experiment: filter 26 ml of sea water with a density of 1.290 g / cm 3 . Moreover, the punching is carried out by a rim of seawater in an amount equal to the volume of sludge from the brine treatment.
Состав реагента одинаков и в обоих случаях составляет, г/л:The composition of the reagent is the same and in both cases is, g / l:
Проницаемость снижается соответственно на 26 и 38%. Таким образом, продавливание может быть осуществлено пресной, пластовой или морской водой.Permeability is reduced by 26 and 38%, respectively. Thus, the punching can be carried out with fresh, produced or sea water.
Для оценки преимуществ предлагаемого способа перед известным приведены примеры осуществления способа в промысловых условиях.To assess the advantages of the proposed method over the well-known examples of the implementation of the method in the field.
Пример 2. Опытный участок представлен одной нагнетательной и 5 добывающими скважинами на Манчаровском нефтяном месторождении. Коллекторские свойства пласта следующие: эффективная толщина пласта - 7,5 м; пористость пласта - 0,22, приемистость нагнетательной скважины 550 м3/сут. Дебиты добывающих скважин - 1,0-3,3 т/сут. Обводненность добываемой продукции - 84,3-98%Example 2. The experimental site is represented by one injection and 5 production wells at the Mancharovskoye oil field. The reservoir properties of the formation are as follows: effective thickness of the formation is 7.5 m; formation porosity - 0.22; injection well injectivity 550 m 3 / day. Production wells production rates - 1.0-3.3 tons / day. Water cut of extracted products - 84.3-98%
Предлагаемый способ осуществляется в следующем порядке. Скважину останавливают. После тщательного перемешивания в мернике цементировочного агрегата в нагнетательную скважину закачивают 8 м3 реагента состава, г/л:The proposed method is carried out in the following order. The well is stopped. After thorough mixing in the measuring unit of the cementing unit, 8 m 3 of the reagent of the composition, g / l are pumped into the injection well:
разделенную двумя пресноводными оторочками по 2 м, продавливают в пласт 24 м/мин, минерализованной сточной водой плотностью 1107 кг/м3. Скважину останавливают на 72 ч и пускают в работу. После воздействия дебиты скважин по нефти выросли до 1,6-4,0 т/сут, то есть на 30,2%. Обводненность скважин снизилась до 75-90,3%, т.е. на 8,5%. Приемистость нагнетательной скважины снизилась до 480 м3/сут, т.е. на 12,7%.separated by two freshwater rims of 2 m, they are pressed into the reservoir 24 m / min, mineralized waste water with a density of 1107 kg / m 3 . The well is stopped for 72 hours and put into operation. After the impact, oil production rates increased to 1.6-4.0 tons / day, i.e. by 30.2%. Water cut of wells decreased to 75-90.3%, i.e. by 8.5%. The injectivity of the injection well decreased to 480 m 3 / day, i.e. by 12.7%.
Сопоставительный анализ геолого-промысловых параметров показывает, что степень снижения обводненности по заявляемому способу выше в 1,7 раза, а степень роста дебита по нефти больше в 2 раза по сравнению с известным способом.Comparative analysis of geological and field parameters shows that the degree of reduction of water cut according to the claimed method is 1.7 times higher, and the degree of increase in oil production is 2 times higher than in the known method.
Таким образом, результаты анализа параметров эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин показывают, что предлагаемый состав позволяет более эффективно осуществить способ по сравнению с ранее известным как по водоизолирующей способности, так и по увеличению добычи нефти.Thus, the results of the analysis of the operating parameters of production and injection wells show that the proposed composition allows for more efficient implementation of the method compared to previously known both for water-insulating ability and for increasing oil production.
Выводы: технико-экономические преимущества предлагаемого состава:Conclusions: technical and economic advantages of the proposed structure:
- достижение высокой эффективности изоляции промытых водонасыщенных зон коллектора за счет большей степени снижения проницаемости неоднородного нефтяного пласта;- achieving high insulation efficiency of washed water-saturated zones of the reservoir due to a greater degree of reduction in permeability of a heterogeneous oil reservoir;
- низкая стоимость, экономичность и простота;- low cost, profitability and simplicity;
- достижение более высокой степени роста дебита скважин и снижения обводненности по сравнению с использованием известного состава;- achieving a higher degree of increase in flow rate of wells and reduce water cut compared to using a known composition;
- возможное использование отходов и дешевых промежуточных продуктов содового производства;- the possible use of waste and cheap intermediate products of soda production;
- возможное использование отходов химических производств, что способствует охране окружающей среды.- the possible use of chemical wastes, which contributes to environmental protection.
Claims (2)
продукт регенерации аммиаком из маточного раствора с содержанием Nа2SO4 не более 22 NaНСО3 не более 29,0, дистеллерную жидкость, содержащую СаСО3 не более 0,1 и Са(ОН)2 не более 0,105, сульфат кальция CaSO4 не более 1,1 и хлорид кальция CaCl2 не более 14,0, муку известковую, представляющую собой карбонат магния MgCO3, не более 44,0, промежуточный продукт обжига углекислого кальция, представляющий собой СаО, не более 7,4, промежуточный продукт кальцинации бикарбоната натрия, представляющий собой Na2CO3, не более 15. 2. The composition according to claim 1, characterized in that as components it contains an aqueous suspension of intermediate products and waste from soda production: sludge from brine treatment sumps Dorra containing, g / l:
ammonia regeneration product from the mother liquor with a content of Na 2 SO 4 not more than 22 NaHCO 3 not more than 29.0, a distiller liquid containing CaCO 3 not more than 0.1 and Ca (OH) 2 not more than 0.105, calcium sulfate CaSO 4 not more than 1.1 and calcium chloride CaCl 2 not more than 14.0, lime flour, which is magnesium carbonate MgCO 3 , not more than 44.0, an intermediate product of calcination of calcium carbonate, which is CaO, not more than 7.4, an intermediate product of calcination of bicarbonate sodium, which is Na 2 CO 3 , not more than 15.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010130879/03A RU2447127C2 (en) | 2010-07-23 | 2010-07-23 | Composition for regulating permeability of inhomogeneous oil formation |
| PCT/RU2011/000485 WO2012011841A1 (en) | 2010-07-23 | 2011-07-05 | Composition for regulating the permeability of an inhomogeneous oil formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010130879/03A RU2447127C2 (en) | 2010-07-23 | 2010-07-23 | Composition for regulating permeability of inhomogeneous oil formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010130879A RU2010130879A (en) | 2012-01-27 |
| RU2447127C2 true RU2447127C2 (en) | 2012-04-10 |
Family
ID=45497065
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010130879/03A RU2447127C2 (en) | 2010-07-23 | 2010-07-23 | Composition for regulating permeability of inhomogeneous oil formation |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2447127C2 (en) |
| WO (1) | WO2012011841A1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2723416C1 (en) * | 2019-06-06 | 2020-06-11 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method of repair-insulation works in oil and gas well |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108640382A (en) * | 2018-03-15 | 2018-10-12 | 北京高能时代环境技术股份有限公司 | A kind of processing system and method for Sodium Carbonate Plant evaporated waste ammonia liquid |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4009755A (en) * | 1976-03-17 | 1977-03-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling the flow of fluids through subterranean formations |
| SU1731942A1 (en) * | 1990-07-18 | 1992-05-07 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Compound for oil field development control and preparation method |
| RU2012788C1 (en) * | 1992-05-22 | 1994-05-15 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Compound for oil formation flooding |
| RU2046165C1 (en) * | 1988-10-24 | 1995-10-20 | Белойт Корпорейшн | Device for processing the wooden chips |
| RU2117143C1 (en) * | 1996-12-31 | 1998-08-10 | Акционерное общество открытого типа Нефтяная компания "Приобье" | Method for development of oil deposit |
| RU2169832C1 (en) * | 2000-11-21 | 2001-06-27 | ООО "Теххиминвест" | Process of preservation of collecting properties of face zone of pool of production well |
| RU2212529C1 (en) * | 2002-01-08 | 2003-09-20 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти" Открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method of control of nonuniform oil formation permeability |
| RU2245998C1 (en) * | 2003-07-28 | 2005-02-10 | Лазарев Сергей Григорьевич | Method for preserving collecting properties of face-adjacent area of productive bed of oil-extractive well |
| RU2272901C1 (en) * | 2004-11-01 | 2006-03-27 | Евгений Николаевич Сафонов | Permeability control method for non-uniform oil reservoir |
| RU2365745C2 (en) * | 2007-10-04 | 2009-08-27 | Ибрагим Измаилович Абызбаев | Method for control of heterogeneous oil bed permeability |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4046197A (en) * | 1976-05-03 | 1977-09-06 | Exxon Production Research Company | Well completion and workover method |
| RU2046185C1 (en) * | 1992-11-25 | 1995-10-20 | Сергей Владимирович Гусев | Method for selective isolation of water inflow |
-
2010
- 2010-07-23 RU RU2010130879/03A patent/RU2447127C2/en not_active IP Right Cessation
-
2011
- 2011-07-05 WO PCT/RU2011/000485 patent/WO2012011841A1/en active Application Filing
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4009755A (en) * | 1976-03-17 | 1977-03-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling the flow of fluids through subterranean formations |
| RU2046165C1 (en) * | 1988-10-24 | 1995-10-20 | Белойт Корпорейшн | Device for processing the wooden chips |
| SU1731942A1 (en) * | 1990-07-18 | 1992-05-07 | Государственный институт по проектированию и исследовательским работам в нефтяной промышленности "Гипровостокнефть" | Compound for oil field development control and preparation method |
| RU2012788C1 (en) * | 1992-05-22 | 1994-05-15 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Compound for oil formation flooding |
| RU2117143C1 (en) * | 1996-12-31 | 1998-08-10 | Акционерное общество открытого типа Нефтяная компания "Приобье" | Method for development of oil deposit |
| RU2169832C1 (en) * | 2000-11-21 | 2001-06-27 | ООО "Теххиминвест" | Process of preservation of collecting properties of face zone of pool of production well |
| RU2212529C1 (en) * | 2002-01-08 | 2003-09-20 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти" Открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method of control of nonuniform oil formation permeability |
| RU2245998C1 (en) * | 2003-07-28 | 2005-02-10 | Лазарев Сергей Григорьевич | Method for preserving collecting properties of face-adjacent area of productive bed of oil-extractive well |
| RU2272901C1 (en) * | 2004-11-01 | 2006-03-27 | Евгений Николаевич Сафонов | Permeability control method for non-uniform oil reservoir |
| RU2365745C2 (en) * | 2007-10-04 | 2009-08-27 | Ибрагим Измаилович Абызбаев | Method for control of heterogeneous oil bed permeability |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2723416C1 (en) * | 2019-06-06 | 2020-06-11 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method of repair-insulation works in oil and gas well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2010130879A (en) | 2012-01-27 |
| WO2012011841A1 (en) | 2012-01-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20150053619A1 (en) | Process for Hardness and Boron Removal | |
| CA2681907A1 (en) | Methods of oil and gas production using waste water from water purification processing | |
| RU2476665C2 (en) | Isolation method of water influx in well | |
| RU2581070C1 (en) | Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir | |
| RU2447127C2 (en) | Composition for regulating permeability of inhomogeneous oil formation | |
| WO2019014208A1 (en) | Processes for removing oil from separated water streams | |
| CA1072879A (en) | Process for water treatment in mobility controlled caustic flooding process | |
| RU2212529C1 (en) | Method of control of nonuniform oil formation permeability | |
| RU2272901C1 (en) | Permeability control method for non-uniform oil reservoir | |
| RU2365745C2 (en) | Method for control of heterogeneous oil bed permeability | |
| US9453401B2 (en) | Chelating fluid for enhanced oil recovery in carbonate reservoirs and method of using the same | |
| RU2086758C1 (en) | Method for development of oil reservoir | |
| RU2046185C1 (en) | Method for selective isolation of water inflow | |
| RU2158822C1 (en) | Method of oil recovery from formation | |
| WO2010104410A1 (en) | Method for controlling the permeability of a heterogeneous oil stratum | |
| RU2322582C2 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
| RU2453691C2 (en) | Formation permeability control method | |
| RU2173382C1 (en) | Formulation for controlling permeability of nonuniform formations | |
| RU2205945C2 (en) | Method of control of nonuniform formation permeability | |
| RU2262584C2 (en) | Formation permeability control method | |
| RU2274740C1 (en) | Method for oil production from bed | |
| RU2117144C1 (en) | Method for recovery of residual oil | |
| RU2383725C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU2361898C1 (en) | Composition for regulating permeability of water flushed intervals of oil reservoir | |
| US20230193116A1 (en) | Water mixture for fracturing application |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130724 |