RU2598095C1 - Method of oil reservoir extraction (versions) - Google Patents
Method of oil reservoir extraction (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2598095C1 RU2598095C1 RU2015134168/03A RU2015134168A RU2598095C1 RU 2598095 C1 RU2598095 C1 RU 2598095C1 RU 2015134168/03 A RU2015134168/03 A RU 2015134168/03A RU 2015134168 A RU2015134168 A RU 2015134168A RU 2598095 C1 RU2598095 C1 RU 2598095C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- paa
- injection
- rim
- pressure
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки нефтяного пласта и может найти применение при разработке нефтяных месторождений с терригенными и карбонатными коллекторами.The proposal relates to the oil industry, in particular, to methods for developing an oil reservoir and may find application in the development of oil fields with terrigenous and carbonate reservoirs.
Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий последовательную закачку оторочки щелочного раствора и полимера с последующим переходом на обычное заводнение (кн. «Щелочное заводнение» А.Т. Горбунов, Л.Н. Бученков, М. Недра, 1989, с. 40-47).A known method of developing an oil reservoir, including sequential injection of the rim of the alkaline solution and polymer, followed by the transition to conventional water flooding (the book "Alkaline water flooding" AT Gorbunov, LN Buchenkov, M. Nedra, 1989, pp. 40-47 )
Недостатком способа является низкая активность вытеснения пленочной нефти.The disadvantage of this method is the low activity of the displacement of film oil.
Известен способ разработки нефтяного пласта (кн. «Щелочное заводнение». А.Т. Горбунов, Л.Н. Бученков. М.: Недра, 1989, с. 48-49), включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину оторочки раствора смеси щелочи и поверхностно-активного вещества (ПАВ), а затем полимерного раствора с последующим переходом на обычное заводнение.A known method of developing an oil reservoir (the book. "Alkaline water flooding." AT Gorbunov, LN Buchenkov. M .: Nedra, 1989, S. 48-49), including sequential injection through the injection well of the rim of the alkali mixture and surface-active substance (surfactant), and then a polymer solution, followed by a transition to conventional waterflooding.
Недостатками являются потери активных компонентов вытесняющего агента вследствие формирования осадка при контакте с минерализованными водами, содержащими соли двухвалентных металлов. Кроме того, известный способ недостаточно эффективно изолирует промытые зоны пласта и недостаточно способствует отмыву нефти при последующем ее вытеснении.The disadvantages are the loss of the active components of the displacing agent due to the formation of sediment in contact with saline waters containing salts of divalent metals. In addition, the known method does not effectively isolate the washed zones of the formation and does not sufficiently facilitate the washing of oil during its subsequent displacement.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяного пласта (патент RU №2070282, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.12.1996 г., бюл. №34), включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом (НПАВ) с предварительно определенной оптимальной концентрацией, остановку скважины на расчетное время, последующую закачку в пласт полимера с переходом на обычное заводнение.The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing an oil reservoir (patent RU No. 2070282, IPC ЕВВ 43/22, publ. 10.12.1996, bull. No. 34), which includes sequential injection of an alkaline aqueous solution with non-ionic through a injection well surface-active substance (nonionic surfactant) with a predetermined optimal concentration, stop the well for the estimated time, the subsequent injection into the reservoir of the polymer with the transition to normal flooding.
Достоинствами способа являются снижение потребления НПАВ за счет уменьшения адсорбционных процессов вследствие введения щелочи, сохранение низкого межфазного натяжения на границе с нефтью, увеличение коэффициента извлечения нефти из пласта за счет проведения процессов капиллярной пропитки и остановки скважины.The advantages of the method are the reduction in the consumption of nonionic surfactants due to the reduction of adsorption processes due to the introduction of alkali, the preservation of low interfacial tension at the border with oil, the increase in the coefficient of oil recovery from the reservoir due to the process of capillary treatment and shutdown of the well.
Недостатком способа является снижение эффективности вытеснения нефти за счет остановки скважины, высокой потери НПАВ и щелочи в промытых высокопроницаемых зонах пласта, недостаточного подключения в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков и вследствие этого незначительный охват пласта воздействием.The disadvantage of this method is to reduce the efficiency of oil displacement due to well shut-off, high loss of surfactants and alkali in the washed high-permeability zones of the reservoir, insufficient connection of previously unreached low-permeable oil-saturated layers to the development and, as a result, insignificant coverage of the formation by exposure.
Технической задачей предложения является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта за счет безостановочной работы скважины, снижение потери НПАВ и щелочи в промытых высокопроницаемых зонах пласта, выравнивание фронта вытеснения, подключение в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, и увеличение охвата пласта воздействием. А также расширение технологических возможностей способа.The technical task of the proposal is to increase the efficiency of oil displacement from the reservoir due to the non-stop operation of the well, to reduce the loss of surfactants and alkali in the washed high-permeability zones of the reservoir, to align the displacement front, to connect previously unreached oil-saturated layers to the development, and to increase the coverage of the formation by exposure. As well as expanding the technological capabilities of the method.
Технические задачи решаются способом разработки нефтяного пласта, включающим последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом - НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины.Technical problems are solved by the method of developing an oil reservoir, which includes the sequential injection into the reservoir through the injection well of the rims of an aqueous alkali solution with a nonionic surfactant - nonionic surfactant and an aqueous polymer solution, followed by water flooding and oil extraction through production wells.
По первому варианту новым является то, что в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении от 0,15 до 45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом и ПАА при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05-0,3, ПАА - 0,05-0,8, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05-0,3, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:1, 250-400 м3/сут -(1-2):1, а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л в объеме 10-20 м3.According to the first option, the new one is that water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol is used as a nonionic surfactant, polyacrylamide - PAA is used as a polymer, the initial injection rate of the injection well is determined at the injection pressure, the maximum allowable pressure on the production string is calculated, the volumetric ratio of the rim injection depending on initial injectivity of the injection well, additionally specify the salinity of the injected water and with its value from 0.15 to 45 g / l of injection they melt the first rim to increase the injection pressure by 15-30% of the initial injection pressure; as the first rim, use a mixture of an aqueous alkali solution with water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol and PAA with the following components, wt. %: alkali - 0.1-3.0, water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol - 0.05-0.3, PAA - 0.05-0.8, water with a salinity of 0.15 to 45 g / l - the rest, the second the rim is pumped up to increase the injection pressure by 30-70% of the initial injection pressure to the maximum allowable pressure on the production string, as a second rim, use a mixture of an aqueous solution of PAA and water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol with the following components, wt. %: PAA - 0.05-0.8, water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol - 0.05-0.3, water with a salinity of 0.15 to 45 g / l - the rest, the volumetric ratio of the rims is chosen at an injectivity of 100-250 m 3 / day - 1: 1, 250-400 m 3 / day - (1-2): 1, and before the injection of these rims, an aqueous PAA solution is injected with a concentration of from 0.05 to 0.5 wt. % in a volume equal to the injection volume of the first rim or injected water with a salinity of 0.15 to 45 g / l in a volume of 10-20 m 3 .
По второму варианту новым является то, что в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении от 45 до 300 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,001-0,15, вода с минерализацией от 45 до 300 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05-0,3, вода с минерализацией от 45 до 300 г/л - остальное, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:(1-2), 250-400 м3/сут - 1:(1-3), а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л в объеме 10-20 м3.According to the second variant, it is new that water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol is used as a nonionic surfactant, polyacrylamide-PAA is used as a polymer, the initial injection rate of the injection well is determined at the injection pressure, the maximum allowable pressure on the production string is calculated, the volumetric ratio of the rim injection depending on initial injectivity of the injection well, additionally specify the salinity of the injected water and with its value from 45 to 300 g / l of injection ayut first trimmed to increase the injection pressure of 15-30% of the original injection pressure, as the first rim is a mixture of an aqueous alkali solution with a water soluble ethoxylated alkylphenol next Content, wt. %: alkali - 0.1-3.0, water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol - 0.001-0.15, water with a salinity of 45 to 300 g / l - the rest, the second rim is pumped to increase the injection pressure by 30-70% of the initial pressure injection to the maximum allowable pressure on the production casing, as a second rim, use a mixture of an aqueous solution of PAA and water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol with the following components, wt. %: PAA - 0.05-0.8, water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol - 0.05-0.3, water with a salinity of 45 to 300 g / l - the rest, the volumetric ratio of rims is chosen at an injection rate of 100-250 m 3 / day - 1: (1-2), 250-400 m 3 / day - 1: (1-3), and before the injection of these rims, an aqueous PAA solution is injected with a concentration of from 0.05 to 0.5 wt. % in a volume equal to the volume of injection of the first rim or injected water with a salinity of 45 to 300 g / l in a volume of 10-20 m 3 .
Для приготовления составов используют следующие реагенты:The following reagents are used to prepare the formulations:
- в качестве щелочи используют щелочные реагенты, например, гидроксид натрия (натр едкий технический, выпускаемый по ГОСТ Р 55064) или соли щелочных металлов (тринатрийфосфат (ТНФ), выпускаемый по ГОСТ 201-76);- alkali reagents are used as alkali, for example, sodium hydroxide (technical sodium hydroxide, produced according to GOST R 55064) or alkali metal salts (trisodium phosphate (TNF), produced according to GOST 201-76);
- в качестве полимеров используют полиакриламид (ПАА) импортный или отечественный с молекулярной массой (5-15)·106;- as polymers use polyacrylamide (PAA) imported or domestic with a molecular weight of (5-15) · 10 6 ;
- в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол;- as nonionic surfactants use water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol;
- в качестве воды используют закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л.- injected water with a salinity of 0.15 to 300 g / l is used as water.
Сущность способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.
По первому вариантуAccording to the first option
При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным или карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования пластов, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну. Определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины при давлении закачки. Уточняют минерализацию закачиваемой воды до закачки в пласт оторочек.When developing an oil reservoir represented by a terrigenous or carbonate reservoir, geophysical and hydrodynamic studies of the reservoirs are carried out, the initial injectivity of the injection well is determined at the injection pressure, and the maximum allowable pressure on the production string is calculated. The volumetric ratio of the injection of the rims is determined depending on the initial injectivity of the injection well at the injection pressure. The mineralization of the injected water is specified before the rims are injected into the formation.
При минерализации закачиваемой воды от 0,15 до 45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом и ПАА при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05-0,3, ПАА - 0,05-0,8, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05-0,3, вода с минерализацией от 0,15 до 45 г/л - остальное, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:1, 250-400 м3/сут - (1-2):1, а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л в объеме 10-20 м3.When mineralizing the injected water from 0.15 to 45 g / l, the first rim is pumped up to increase the injection pressure by 15-30% of the initial injection pressure, as the first rim, use a mixture of an aqueous alkali solution with water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol and PAA with the following components content, wt. %: alkali - 0.1-3.0, water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol - 0.05-0.3, PAA - 0.05-0.8, water with a salinity of 0.15 to 45 g / l - the rest, the second the rim is pumped up to increase the injection pressure by 30-70% of the initial injection pressure to the maximum allowable pressure on the production string, as a second rim, use a mixture of an aqueous solution of PAA and water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol with the following components, wt. %: PAA - 0.05-0.8, water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol - 0.05-0.3, water with a salinity of 0.15 to 45 g / l - the rest, the volumetric ratio of the rims is chosen at an injectivity of 100-250 m 3 / day - 1: 1, 250-400 m 3 / day - (1-2): 1, and before the injection of these rims, an aqueous PAA solution is injected with a concentration of from 0.05 to 0.5 wt. % in a volume equal to the injection volume of the first rim or injected water with a salinity of 0.15 to 45 g / l in a volume of 10-20 m 3 .
Предварительная закачка водного раствора ПАА позволяет снизить потери ПАВ и щелочи в промытых участках пласта за счет повышения фильтрационного сопротивления в высокопроницаемых зонах. Закачка первой оторочки смеси водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом и дополнительно ПАА позволяет подключить в разработку нефтенасыщенные пропластки, ранее не задействованные вытеснением. За счет содержания в составе вытесняющего агента НПАВ или за счет ПАВ, образующихся в результате контакта щелочного раствора с нефтью, происходит уменьшение межфазного натяжения на границе «нефть-вытесняющий агент». Так как величина капиллярных сил пропорциональна поверхностному натяжению на границе фаз, то снижение поверхностного натяжения способствует более полному диспергированию нефти в пласте, ранее удерживаемой капиллярными силами, а также отмыву пленочной нефти. НПАВ и щелочь при взаимодействии с породой изменяют характер смачиваемости поверхности преимущественно с гидрофобного на гидрофильный. Дополнительно за счет содержания в составе ПАА происходит выравнивание фронта вытеснения. Закачка второй оторочки, содержащей ПАА и дополнительно водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол, выравнивает фронт вытеснения. Дополнительное содержание водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола в составе повышает нефтеотмывающую способность вытесняющей оторочки.Pre-injection of an aqueous solution of PAA can reduce the loss of surfactants and alkali in the washed areas of the reservoir by increasing the filtration resistance in highly permeable zones. Injection of the first rim of a mixture of an aqueous solution of alkali with water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol and, in addition, PAA allows you to connect oil-saturated interlayers that were not previously used by displacement. Due to the content of nonionic surfactants in the composition of the displacing agent or due to surfactants resulting from the contact of an alkaline solution with oil, the interfacial tension at the oil-displacing agent boundary decreases. Since the magnitude of capillary forces is proportional to the surface tension at the phase boundary, a decrease in surface tension contributes to a more complete dispersion of oil in the reservoir previously held by capillary forces, as well as the washing of film oil. The nonionic surfactants and alkali, when interacting with the rock, change the surface wettability character mainly from hydrophobic to hydrophilic. In addition, due to the content of PAA, the displacement front is aligned. Injection of a second rim containing PAA and optionally water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol evens out the displacement front. The additional content of water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol in the composition increases the oil laundering ability of the displacing rim.
Закачку оторочек в пласт осуществляют с использованием установки КУДР следующим образом.Rims are injected into the formation using the KUDR installation as follows.
До закачки в пласт первой и второй оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л в объеме 10-20 м3.Before injection into the reservoir of the first and second rims, an aqueous PAA solution is injected with a concentration of from 0.05 to 0.5 wt. % in a volume equal to the injection volume of the first rim or injected water with a salinity of 0.15 to 45 g / l in a volume of 10-20 m 3 .
Водный раствор ПАА готовят в смесительной емкости путем подачи ПАА шнековым дозатором и закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л с водовода на вход струйного насоса.An aqueous solution of PAA is prepared in a mixing tank by supplying PAA with a screw batcher and injected water with a salinity of 0.15 to 45 g / l from the water inlet to the jet pump.
Приготовленный водный раствор ПАА насосом установки закачивают по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) через нагнетательную скважину.The prepared PAA aqueous solution is pumped by the installation pump through the tubing string through the injection well.
Затем после закачки в пласт водного раствора ПАА или закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л закачивают в пласт первую и вторую оторочки.Then, after the injection of an aqueous solution of PAA or injected water with a salinity of 0.15 to 45 g / l, the first and second rims are injected into the formation.
Первую оторочку - смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом и ПАА - готовят следующим образом.The first rim - a mixture of an aqueous alkali solution with water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol and PAA - is prepared as follows.
Смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом и ПАА готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой щелочи и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола дозировочными насосами из емкостей автоцистерн с одновременной дозировкой ПАА шнековым дозатором. Приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт.A mixture of an aqueous alkali solution with water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol and PAA is prepared in a mixing tank by supplying injected water with a salinity of 0.15 to 45 g / l from the water inlet to the inlet of the jet pump while dosing alkali and water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol with metering pumps from tank cars PAA dosage with a screw feeder. The prepared mixture is pumped by a pumping unit through a tubing string through an injection well into the formation.
Первую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки.The first rim is pumped up to increase the injection pressure by 15-30% of the initial injection pressure.
Вторую оторочку - смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола готовят следующим образом.The second rim - a mixture of an aqueous solution of PAA and water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol is prepared as follows.
Смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ПАА шнековым дозатором и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола дозировочным насосом из емкости автоцистерны.A mixture of an aqueous solution of PAA and water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol is prepared in a mixing tank by supplying injected water with a salinity of 0.15 to 45 g / l from the water inlet to the inlet of the jet pump while dosing PAA with a screw metering device and a water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol metering pump from the tanker tank.
Приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.The prepared mixture is pumped by a pumping unit through a tubing string through an injection well.
Вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну.The second rim is pumped to increase the injection pressure by 30-70% of the initial injection pressure to the maximum allowable pressure on the production casing.
После окончания закачки запланированный объем оторочек продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10-20 м3. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.After the completion of the injection, the planned volume of the rims is pressed into the reservoir by the injected water in a volume of 10-20 m 3 . Perform final work on the well and resume water flooding. After 15 days, geophysical surveys of the layers are carried out.
По второму вариантуAccording to the second option
При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным или карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования пластов, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну. Определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины при давлении закачки. Уточняют минерализацию закачиваемой воды до закачки в пласт оторочек.When developing an oil reservoir represented by a terrigenous or carbonate reservoir, geophysical and hydrodynamic studies of the reservoirs are carried out, the initial injectivity of the injection well is determined at the injection pressure, and the maximum allowable pressure on the production string is calculated. The volumetric ratio of the injection of the rims is determined depending on the initial injectivity of the injection well at the injection pressure. The mineralization of the injected water is specified before the rims are injected into the formation.
При минерализации закачиваемой воды от 45 до 300 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,001-0,15, вода с минерализацией от 45 до 300 г/л - остальное, вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, в качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05-0,3, вода с минерализацией от 45 до 300 г/л - остальное, объемное соотношение оторочек выбирают при приемистости 100-250 м3/сут - 1:(1-2), 250-400 м3/сут - 1:(1-3), а до закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л в объеме 10-20 м3.When mineralizing the injected water from 45 to 300 g / l, the first rim is pumped up to increase the injection pressure by 15-30% of the initial injection pressure, a mixture of an aqueous alkali solution with water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol is used as the first rim with the following components, wt. %: alkali - 0.1-3.0, water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol - 0.001-0.15, water with a salinity of 45 to 300 g / l - the rest, the second rim is pumped to increase the injection pressure by 30-70% of the initial pressure injection to the maximum allowable pressure on the production casing, as a second rim, use a mixture of an aqueous solution of PAA and water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol with the following components, wt. %: PAA - 0.05-0.8, water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol - 0.05-0.3, water with a salinity of 45 to 300 g / l - the rest, the volumetric ratio of rims is chosen at an injection rate of 100-250 m 3 / day - 1: (1-2), 250-400 m 3 / day - 1: (1-3), and before the injection of these rims, an aqueous PAA solution is injected with a concentration of from 0.05 to 0.5 wt. % in a volume equal to the volume of injection of the first rim or injected water with a salinity of 45 to 300 g / l in a volume of 10-20 m 3 .
Закачку оторочек в пласт осуществляют с использованием установки КУДР следующим образом.Rims are injected into the formation using the KUDR installation as follows.
До закачки в пласт первой и второй оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л в объеме 10-20 м3.Before injection into the reservoir of the first and second rims, an aqueous PAA solution is injected with a concentration of from 0.05 to 0.5 wt. % in a volume equal to the volume of injection of the first rim or injected water with a salinity of 45 to 300 g / l in a volume of 10-20 m 3 .
Затем после закачки в пласт водного раствора ПАА или закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л закачивают в пласт первую и вторую оторочки.Then, after the injection of an aqueous solution of PAA or the injected water with a salinity of 45 to 300 g / l, the first and second rims are injected into the formation.
Первую оторочку - смесь водного раствора щелочи с НПАВ - готовят следующим образом.The first rim - a mixture of an aqueous solution of alkali with nonionic surfactants - is prepared as follows.
Смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой щелочи и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола дозировочными насосами из емкостей автоцистерн.A mixture of an aqueous alkali solution with water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol is prepared in a mixing tank by supplying injected water with a salinity of 45 to 300 g / l from the water supply to the inlet of the jet pump while dosing alkali and water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol with metering pumps from tankers.
Приготовленную смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом насосом установки закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.The prepared mixture of an aqueous alkali solution with a water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol pump of the installation is pumped through the tubing string through an injection well.
Первую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки.The first rim is pumped up to increase the injection pressure by 15-30% of the initial injection pressure.
Вторую оторочку - смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола готовят следующим образом.The second rim - a mixture of an aqueous solution of PAA and water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol is prepared as follows.
Смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ПАА шнековым дозатором и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола дозировочным насосом из емкости автоцистерны.A mixture of an aqueous solution of PAA and water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol is prepared in a mixing tank by supplying injected water with a salinity of 45 to 300 g / l from the water inlet to the inlet of the jet pump, while PAA is dosed with a screw dispenser and a water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol dosing pump from the tanker tank.
Приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.The prepared mixture is pumped by a pumping unit through a tubing string through an injection well.
Вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну.The second rim is pumped to increase the injection pressure by 30-70% of the initial injection pressure to the maximum allowable pressure on the production casing.
После окончания закачки запланированный объем оторочек продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10-20 м3. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.After the completion of the injection, the planned volume of the rims is pressed into the reservoir by the injected water in a volume of 10-20 m 3 . Perform final work on the well and resume water flooding. After 15 days, geophysical surveys of the layers are carried out.
Предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет увеличить охват пласта воздействием за счет безостановочной работы скважины, снижение потери НПАВ и щелочи в промытых высокопроницаемых зонах пласта, выравнивание фронта вытеснения, подключение в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, и увеличение охвата пласта воздействием. Предложение позволяет расширить технологические возможности способа.The proposed method for the development of an oil reservoir allows to increase the coverage of the reservoir due to the non-stop operation of the well, reducing the loss of surfactants and alkali in the washed high-permeability zones of the reservoir, leveling the displacement front, connecting previously unreached oil-saturated layers to the development, and increasing the coverage of the reservoir by the impact. The proposal allows to expand the technological capabilities of the method.
Примеры конкретного выполнения.Examples of specific performance.
Пример 1. (по первому варианту). В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами проницаемостью 0,40 мкм2, нефтенасыщенностью 88,5%, пористостью 20,1-22,5%, нефтенасыщенная толщина пласта - 11,3 м (два пропластка). По геофизическим исследованиям пластов: первый пропласток (8,5 м) принимает 100 м3/сут, второй пропласток (1,8 м) - не принимает (пример 1, табл. 1). Начальную приемистость нагнетательной скважины определяют закачкой воды не менее одного часа после заполнения скважины. Приемистость нагнетательной скважины составляет 100 м3/сут при давлении закачки 6,0 МПа. Рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, составляет 10,0 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить две оторочки. Определяют объемное соотношение оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины при давлении закачки (100 м3/сут при давлении закачки 6,0 МПа) - 1:1, объем первой оторочки составляет 100 м3, второй оторочки - 100 м3 (пример 1, табл. 1).Example 1. (according to the first embodiment). A site with one injection and three production wells was selected as the object of pilot industrial work. The strata are represented by terrigenous reservoirs with a permeability of 0.40 μm 2 , oil saturation of 88.5%, porosity of 20.1-22.5%, oil saturated layer thickness of 11.3 m (two layers). According to geophysical studies of the strata: the first layer (8.5 m) receives 100 m 3 / day, the second layer (1.8 m) does not accept (example 1, table 1). The initial injection rate of the injection well is determined by water injection for at least one hour after filling the well. The injectivity of the injection well is 100 m 3 / day at an injection pressure of 6.0 MPa. Calculate the maximum allowable pressure on the production casing is 10.0 MPa. For the injection well, according to the analysis of the development of the site, it is recommended to prepare two rims. The volumetric ratio of the rims is determined depending on the initial injectivity of the injection well at an injection pressure (100 m 3 / day at an injection pressure of 6.0 MPa) - 1: 1, the volume of the first rim is 100 m 3 , the second rim is 100 m 3 (example 1 table 1).
В качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом и ПАА при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05, ПАА - 0,05, вода с минерализацией 0,15 г/л - 99,8 в объеме 100 м3 (100 т), состоящую из гидроксида натрия - 0,1 т, водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола - 0,05 т, полиакриламида с молекулярной массой 7,5 млн. Д. - 0,05 т и воды с минерализацией 0,15 г/л - 99,8 т.As the first rim, use a mixture of an aqueous alkali solution with water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol and PAA in the following components, wt. %: alkali - 0.1, water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol - 0.05, PAA - 0.05, water with a salinity of 0.15 g / l - 99.8 in a volume of 100 m 3 (100 t), consisting of sodium hydroxide - 0.1 tons, water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol - 0.05 tons, polyacrylamide with a molecular weight of 7.5 million D. - 0.05 tons and water with a salinity of 0.15 g / l - 99.8 tons.
В качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола при следующем содержании компонентов, мас. %: полиакриламид - 0,05, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05, вода с минерализацией 0,15 г/л - 99,9 в объеме 100 м3 (100 т), состоящую из полиакриламида с молекулярной массой 7,5 млн. Д. - 0,05 т, водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола - 0,05 т и воды с минерализацией 0,15 г/л - 99,9 т.As the second rim, use a mixture of an aqueous solution of PAA and water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol in the following components, wt. %: polyacrylamide - 0.05, water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol - 0.05, water with a salinity of 0.15 g / l - 99.9 in a volume of 100 m 3 (100 t), consisting of polyacrylamide with a molecular weight of 7.5 million. D. - 0.05 tons, water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol - 0.05 tons and water with a salinity of 0.15 g / l - 99.9 tons.
После определения начальной приемистости нагнетательной скважины 100 м3/сут при давлении закачки 6,0 МПа и уточнения минерализации закачиваемой воды (0,15 г/л) закачивают в пласт водный раствор ПАА с концентрацией 0,05 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки - 100 м3 (100 т), содержащий 0,05 т полиакриламида и воду с минерализацией 0,15 г/л - 99,95 т. В качестве полимера используют ПАА с молекулярной массой 7,5 млн. Д.After determining the initial injectivity of the injection well 100 m 3 / day at an injection pressure of 6.0 MPa and clarifying the salinity of the injected water (0.15 g / l), an aqueous PAA solution with a concentration of 0.05 wt. % in a volume equal to the injection volume of the first rim - 100 m 3 (100 t), containing 0.05 tons of polyacrylamide and water with a salinity of 0.15 g / l - 99.95 tons. PAA with a molecular weight of 7 is used as the polymer, 5 million D.
Водный раствор ПАА готовят в смесительной емкости путем подачи ПАА с концентрацией 0,05 мас. % шнековым дозатором и закачиваемой воды с минерализацией 0,15 г/л (99,95 мас. %) с водовода на вход струйного насоса.An aqueous solution of PAA is prepared in a mixing tank by feeding PAA with a concentration of 0.05 wt. % screw doser and injected water with a salinity of 0.15 g / l (99.95 wt.%) from the water inlet to the inlet of the jet pump.
После закачки водного раствора ПАА закачивают в пласт первую оторочку до увеличения давления закачки от первоначального давления закачки на 30% (7,8 МПа) (пример 1, табл. 2).After injection of an aqueous solution of PAA, the first rim is injected into the formation to increase the injection pressure from the initial injection pressure by 30% (7.8 MPa) (example 1, table 2).
Первую оторочку - смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом и ПАА готовят следующим образом.The first rim is a mixture of an aqueous alkali solution with water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol and PAA prepared as follows.
Смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом готовят непосредственно на устье скважины перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину.A mixture of an aqueous alkali solution with water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol is prepared directly at the wellhead before injection into the formation through an injection well.
В смесительную емкость установки КУДР подают закачиваемую воду с минерализацией 0,15 г/л с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой щелочи - гидроксида натрия (0,1 мас. %) и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола (0,05 мас. %) дозировочными насосами из емкостей автоцистерн с одновременной дозировкой ПАА (0,05 мас. %) шнековым дозатором.In the mixing tank of the KUDR installation, injected water with a salinity of 0.15 g / l is supplied from the water supply to the inlet of the jet pump with a simultaneous dosage of alkali - sodium hydroxide (0.1 wt.%) And water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol (0.05 wt.%) pumps from tankers with a simultaneous dosage of PAA (0.05 wt.%) with a screw batcher.
Приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт.The prepared mixture is pumped by a pumping unit through a tubing string through an injection well into the formation.
Затем закачивают вторую оторочку до увеличения давления закачки на 50% (9,0 МПа) от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну (10,0 МПа) (пример 1, табл. 2).Then the second rim is pumped up to increase the injection pressure by 50% (9.0 MPa) from the initial injection pressure to the maximum allowable pressure on the production string (10.0 MPa) (example 1, table 2).
Вторую оторочку - смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола в объеме 100 м3 (100 т) - готовят следующим образом.The second rim - a mixture of an aqueous solution of PAA and water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol in a volume of 100 m 3 (100 t) - is prepared as follows.
Смесь водного раствора ПАА (0,05 мас. %) и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола (0,05 мас. %) готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией 0,15 г/л (99,9 мас. %) с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ПАА шнековым дозатором и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола дозировочным насосом из емкости автоцистерны (пример 1, табл. 1).A mixture of an aqueous solution of PAA (0.05 wt.%) And a water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol (0.05 wt.%) Is prepared in a mixing tank by supplying injected water with a salinity of 0.15 g / l (99.9 wt.%) From a water conduit to the inlet of the jet pump with simultaneous dosing of PAA with a screw dosing device and water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol dosing pump from the tanker tank (example 1, table 1).
Приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.The prepared mixture is pumped by a pumping unit through a tubing string through an injection well.
После окончания закачки запланированный объем оторочек (200 м3, из них первая оторочка - 100 м3, вторая оторочка - 100 м3) продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10 м3. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.After the injection is completed, the planned volume of rims (200 m 3 , of which the first rim is 100 m 3 , the second rim is 100 m 3 ) is pushed into the reservoir by the injected water in a volume of 10 m 3 . Perform final work on the well and resume water flooding. After 15 days, geophysical surveys of the strata are carried out.
Результаты исследований показывают, что произошло перераспределение фильтрационных потоков: первый пропласток стал принимать 45 м3/сут, второй пропласток - 45 м3/сут. Определяют конечное давление закачки и приемистость после обработки скважины. Приемистость уменьшилась до 90 м3/сут при давлении 9,0 МПа, удельная приемистость снизилась на 41% (пример 1, табл. 2).The research results show that there was a redistribution of filtration flows: the first interlayer began to take 45 m 3 / day, the second interlayer - 45 m 3 / day. The final injection pressure and injection rate after well treatment are determined. The injectivity decreased to 90 m 3 / day at a pressure of 9.0 MPa, the specific injectivity decreased by 41% (example 1, table 2).
Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта по первому варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 и 2 (подпункты 1-22).Other examples of the implementation of the method of developing an oil reservoir according to the first embodiment are performed similarly, their results are shown in table. 1 and 2 (subparagraphs 1-22).
Пример 2 (по второму варианту). В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами проницаемостью 0,45 мкм2, нефтенасыщенностью 89,5%, пористостью 21,8,1-23,5%, нефтенасыщенная толщина пласта - 7,8 м (три пропластка). По геофизическим исследованиям пластов: первый пропласток (2,9 м) принимает 65 м3/сут, второй пропласток (3,0 м) - 35 м3/сут, третий пропласток (1,9 м) - не принимает (пример 23, табл. 1). Начальную приемистость нагнетательной скважины определяют закачкой воды не менее одного часа после заполнения скважины. Приемистость нагнетательной скважины составляет 100 м3/сут при давлении закачки 7,5 МПа. Рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, составляет 14,5 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить две оторочки. Определяют объемное соотношение оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины при давлении закачки (100 м3/сут при давлении закачки 7,5 МПа) - 1:1, объем первой оторочки составляет 100 м3, второй оторочки - 100 м3 (пример 23, табл. 1).Example 2 (in the second embodiment). A site with one injection and four production wells was selected as the object of pilot industrial work. The strata are represented by terrigenous reservoirs with a permeability of 0.45 μm 2 , an oil saturation of 89.5%, a porosity of 21.8.1-23.5%, an oil-saturated reservoir thickness of 7.8 m (three layers). According to geophysical studies of the strata: the first layer (2.9 m) takes 65 m 3 / day, the second layer (3.0 m) - 35 m 3 / day, the third layer (1.9 m) does not accept (example 23, table 1). The initial injection rate of the injection well is determined by water injection for at least one hour after filling the well. The injectivity of the injection well is 100 m 3 / day at an injection pressure of 7.5 MPa. Calculate the maximum allowable pressure on the production casing, is 14.5 MPa. For the injection well, according to the analysis of the development of the site, it is recommended to prepare two rims. The volumetric ratio of the rims is determined depending on the initial injectivity of the injection well at an injection pressure (100 m 3 / day at an injection pressure of 7.5 MPa) - 1: 1, the volume of the first rim is 100 m 3 , the second rim is 100 m 3 (example 23 table 1).
В качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,001, вода с минерализацией 45 г/л (плотность закачиваемой воды - 1030 кг/м3) - 99,899 в объеме 100 м3 (103 т), состоящую из гидроксида натрия - 0,103 т, водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола - 0,00103 т и воды с минерализации 45 г/л - 102,896 т.As the first rim, use a mixture of an aqueous alkali solution with water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol in the following components, wt. %: alkali - 0.1, water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol - 0.001, water with a salinity of 45 g / l (density of injected water - 1030 kg / m 3 ) - 99.899 in a volume of 100 m 3 (103 t), consisting of sodium hydroxide - 0.103 t, water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol - 0.00103 t and water with a salinity of 45 g / l - 102.896 t.
В качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола при следующем содержании компонентов, мас. %: полиакриламид - 0,05, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05, вода с минерализацией 45 г/л - 99,9 в объеме 100 м3 (103 т), состоящую из полиакриламида с молекулярной массой 7,5 млн. Д. - 0,0515 т, водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола - 0,0515 т и воды с минерализацией 45 г/л - 102,897 т.As the second rim, use a mixture of an aqueous solution of PAA and water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol in the following components, wt. %: polyacrylamide - 0.05, water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol - 0.05, water with a salinity of 45 g / l - 99.9 in a volume of 100 m 3 (103 t), consisting of polyacrylamide with a molecular weight of 7.5 million D. - 0.0515 tons, water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol - 0.0515 tons and water with a salinity of 45 g / l - 102.897 tons.
После определения начальной приемистости нагнетательной скважины 100 м3/сут при давлении закачки 7,5 МПа и уточнения минерализации закачиваемой воды (45 г/л) закачивают в пласт водный раствор ПАА с концентрацией 0,05 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки, и составляет 100 м3 (103 т), содержащий 0,0515 т полиакриламида и воды с минерализацией 45 г/л - 102,9485 т. В качестве полимера использовали ПАА с молекулярной массой 7,5 млн. Д.After determining the initial injectivity of the injection well 100 m 3 / day at an injection pressure of 7.5 MPa and clarifying the salinity of the injected water (45 g / l), an aqueous PAA solution with a concentration of 0.05 wt. % in a volume equal to the injection volume of the first rim, and is 100 m 3 (103 t) containing 0.0515 tons of polyacrylamide and water with a salinity of 45 g / l - 102.9485 tons. PAA with a molecular weight of 7 was used as the polymer, 5 million D.
Водный раствор ПАА готовят в смесительной емкости путем подачи ПАА с концентрацией 0,05 мас. % шнековым дозатором и закачиваемой воды с минерализацией 45 г/л (99,95 мас. %) с водовода на вход струйного насоса.An aqueous solution of PAA is prepared in a mixing tank by feeding PAA with a concentration of 0.05 wt. % screw doser and injected water with a salinity of 45 g / l (99.95 wt.%) from the water inlet to the inlet of the jet pump.
После закачки водного раствора ПАА закачивают в пласт первую оторочку до увеличения давления закачки от первоначального давления закачки на 30% (9,75 МПа) (пример 23, табл. 2).After injection of an aqueous solution of PAA, the first rim is injected into the formation until the injection pressure increases from the initial injection pressure by 30% (9.75 MPa) (Example 23, Table 2).
Первую оторочку - смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом - готовят следующим образом.The first rim - a mixture of an aqueous alkali solution with water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol - is prepared as follows.
Смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом готовят непосредственно на устье скважины перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину.A mixture of an aqueous alkali solution with water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol is prepared directly at the wellhead before injection into the formation through an injection well.
В смесительную емкость установки КУДР подают закачиваемую воду с минерализацией 45 г/л с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой щелочи - гидроксида натрия (0,1 мас. %) и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола (0,001 мас. %) дозировочными насосами из емкостей автоцистерн.In the mixing tank of the KUDR installation, injected water with a salinity of 45 g / l is supplied from the water supply to the inlet of the jet pump with a simultaneous dosage of alkali - sodium hydroxide (0.1 wt.%) And water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol (0.001 wt.%) By metering pumps from tankers .
Приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт.The prepared mixture is pumped by a pumping unit through a tubing string through an injection well into the formation.
Затем закачивают вторую оторочку до увеличения давления закачки на 70% (12,8 МПа) от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну (14,5 МПа) (пример 1, табл. 2).Then, the second rim is pumped up to increase the injection pressure by 70% (12.8 MPa) from the initial injection pressure to the maximum allowable pressure on the production string (14.5 MPa) (example 1, table 2).
Вторую оторочку - смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола в объеме 100 м3 (103 т) готовят следующим образом.The second rim is a mixture of an aqueous solution of PAA and water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol in a volume of 100 m 3 (103 t) is prepared as follows.
Смесь водного раствора ПАА (0,05 мас. %) и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола (0,05 мас. %) готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией 45 г/л (99,9 мас. %) с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ПАА шнековым дозатором и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола дозировочным насосом из емкости автоцистерны (пример 23, табл. 1).A mixture of an aqueous solution of PAA (0.05 wt.%) And water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol (0.05 wt.%) Is prepared in a mixing tank by supplying pumped water with a salinity of 45 g / l (99.9 wt.%) From the inlet a jet pump with simultaneous dosing of PAA with a screw dosing unit and a water-soluble hydroxyethylated alkyl phenol dosing pump from a tanker tank (example 23, table 1).
Приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину.The prepared mixture is pumped by a pumping unit through a tubing string through an injection well.
После окончания закачки запланированный объем оторочек (200 м3, из них первая оторочка - 100 м3, вторая оторочка - 100 м3) продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 20 м3. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.After the injection is completed, the planned volume of rims (200 m 3 , of which the first rim is 100 m 3 , the second rim is 100 m 3 ) is pushed into the reservoir by the injected water in a volume of 20 m 3 . Perform final work on the well and resume water flooding. After 15 days, geophysical surveys of the layers are carried out.
Результаты исследований показывают, что произошло перераспределение фильтрационных потоков: первый пропласток стал принимать 50 м3/сут, второй пропласток - 25 м3/сут, третий пропласток - 15 м3/сут. Определяют конечное давление закачки и приемистость после обработки скважины. Приемистость уменьшилась до 90 м3/сут при давлении 12,8 МПа, удельная приемистость снизилась на 46% (пример 23, табл. 2).The research results show that there was a redistribution of filtration flows: the first interlayer began to take 50 m 3 / day, the second interlayer - 25 m 3 / day, the third interlayer - 15 m 3 / day. The final injection pressure and injection rate after well treatment are determined. The injectivity decreased to 90 m 3 / day at a pressure of 12.8 MPa, the specific injectivity decreased by 46% (example 23, table. 2).
Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта по второму варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 и 2 (подпункты 23-40).Other examples of the implementation of the method of developing an oil reservoir in the second embodiment are performed similarly, their results are shown in table. 1 and 2 (subparagraphs 23-40).
Полученные результаты показывают, что происходит перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта вытеснением в 1,2-1,5 раза. Дополнительная добыча составила более 1200 т нефти на одну скважино-обработку.The results show that there is a redistribution of filtration flows in the formation and, as a result, the inclusion of previously unexposed oil-saturated zones of the formation, which lead to an increase in the coverage of the formation by displacement by 1.2-1.5 times. Additional production amounted to more than 1200 tons of oil per well treatment.
Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет:Thus, the proposed method of developing an oil reservoir allows you to:
- проводить безостановочную работу скважины;- carry out non-stop operation of the well;
- снизить потери НПАВ и щелочи в промытых высокопроницаемых зонах пласта;- reduce the loss of nonionic surfactants and alkali in the washed highly permeable zones of the reservoir;
- выровнять фронт вытеснения;- align the front of the displacement;
- подключить в разработку ранее неохваченные нефтенасыщенные пропластки;- connect previously unreached oil-saturated layers to the development;
- увеличить охват пластов воздействием;- increase the coverage of formations by exposure;
- расширить технологические возможности способа.- expand the technological capabilities of the method.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015134168/03A RU2598095C1 (en) | 2015-08-13 | 2015-08-13 | Method of oil reservoir extraction (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015134168/03A RU2598095C1 (en) | 2015-08-13 | 2015-08-13 | Method of oil reservoir extraction (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2598095C1 true RU2598095C1 (en) | 2016-09-20 |
Family
ID=56938062
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015134168/03A RU2598095C1 (en) | 2015-08-13 | 2015-08-13 | Method of oil reservoir extraction (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2598095C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109765893A (en) * | 2019-01-17 | 2019-05-17 | 重庆邮电大学 | Method for planning path for mobile robot based on whale optimization algorithm |
| RU2704166C1 (en) * | 2018-10-09 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil formation development method |
| CN113006752A (en) * | 2019-12-19 | 2021-06-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for predicting injection pressure |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4194564A (en) * | 1978-10-10 | 1980-03-25 | Texaco Inc. | Oil recovery method |
| RU2004782C1 (en) * | 1991-04-17 | 1993-12-15 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Method for oil field development |
| RU2065947C1 (en) * | 1994-04-27 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Method of developing nonuniform in respect to permeability watered oil strata |
| RU2070282C1 (en) * | 1992-02-21 | 1996-12-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for development of oil formation |
| RU2136872C1 (en) * | 1999-02-01 | 1999-09-10 | ООО "Научно-производственное предприятие "Татройл" | Method of developing oil deposit |
-
2015
- 2015-08-13 RU RU2015134168/03A patent/RU2598095C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4194564A (en) * | 1978-10-10 | 1980-03-25 | Texaco Inc. | Oil recovery method |
| RU2004782C1 (en) * | 1991-04-17 | 1993-12-15 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Method for oil field development |
| RU2070282C1 (en) * | 1992-02-21 | 1996-12-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for development of oil formation |
| RU2065947C1 (en) * | 1994-04-27 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Method of developing nonuniform in respect to permeability watered oil strata |
| RU2136872C1 (en) * | 1999-02-01 | 1999-09-10 | ООО "Научно-производственное предприятие "Татройл" | Method of developing oil deposit |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 2065947 C1, 27.08.1996; 2004782 С1, 15.12.1993. ГОРБУНОВ А.Т. и др. Щелочное заводнение, Москва, Недра, 1989, с. 40-49. * |
| ГОРБУНОВ А.Т. и др. Щелочное заводнение, Москва, Недра, 1989, с. 40-49. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2704166C1 (en) * | 2018-10-09 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil formation development method |
| CN109765893A (en) * | 2019-01-17 | 2019-05-17 | 重庆邮电大学 | Method for planning path for mobile robot based on whale optimization algorithm |
| CN113006752A (en) * | 2019-12-19 | 2021-06-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for predicting injection pressure |
| CN113006752B (en) * | 2019-12-19 | 2023-08-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for predicting injection pressure |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110945208B (en) | Method for improving oil recovery rate of stratum | |
| CN100375773C (en) | Water plugging agent for water injection well preparing from discarded oil-containing sludge | |
| CN106837274B (en) | A method of oil displacement agent injection oil reservoir being improved into recovery ratio using pressure break | |
| RU2598095C1 (en) | Method of oil reservoir extraction (versions) | |
| US20140196902A1 (en) | Method, system, and composition for producing oil | |
| CN102816558A (en) | Plugging agent for deep profile control and water plugging and preparation method thereof | |
| WO2014105591A1 (en) | Method, system, and composition for producing oil | |
| RU2704166C1 (en) | Oil formation development method | |
| RU2679464C2 (en) | Method and composition for producing oil | |
| RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
| RU2483202C1 (en) | Oil formation development method | |
| RU2547025C1 (en) | Method of development of oil deposits with nonuniform permeability (versions) | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2487234C1 (en) | Method of development for wet oil strata with inhomogeneous permeability | |
| RU2527053C1 (en) | Development method of fractured-porous types of reservoirs | |
| RU2213853C2 (en) | Method of massive oil pool development | |
| CN110520595A (en) | Oil exploitation method | |
| RU2492317C1 (en) | Method to increase well productivity | |
| RU2610961C1 (en) | Justification method of input profile in injection well | |
| RU2146002C1 (en) | Method adjusting front of flooding of oil pools | |
| WO2016100103A1 (en) | Process and composition for alkaline surfactant polymer flooding | |
| RU2536070C1 (en) | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools | |
| RU2518615C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation (versions) | |
| RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
| Rogatchev et al. | Technology of low-permeable polimictic reservoirs water-flooding with surfactant solutions |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20180627 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20181217 |