HU186866B

HU186866B - Method for combined polymericasilicate treating producing and intake wells as well as ledges producing hydrocarbon

Info

Publication number: HU186866B
Application number: HU204682A
Authority: HU
Inventors: Istvan Lakatos; Istvan Munkacsi; Sandor Thoemboeczky; Jozsef Toth; Istvanne Lakatos
Original assignee: Mta Banyaszati Kemiai Kutatola; Nagyalfoeldi Koeolaj Es Foeldg
Priority date: 1982-06-24
Filing date: 1982-06-24
Publication date: 1985-10-28
Also published as: YU133283A

Abstract

A találmány tárgya eljárás besajtoló és termelő kutak, valamint szénhidrogéntermelö rétegek kombinált polímeres-szilikátos kezelésére, sótartalmú oldatok alkalmazásával. A találmány szerinti eljárást úgy végzik, hogy a tároló rétegbe egy vízoldható anionos polimert, célszerűen részlegesen hidrolizált poliakrilamidot 0,1-20,0 gdm-3, előnyösen 1,0-5,0 gdm-3 koncentrációban és egy alkáli-szilikátot, célszerűen nátrium-szilikátot 1-200 gdm’3, előnyösen ‘20-100 gdm"-3 koncentrációban egyidejűleg tartalmazó oldatot sajtolnak, amelyet a kút ismételt termelésbe állítása vagy a tároló teljes elárasztása előtt két és több vegyértékű kationt vagy kationokat, előnyösen egy kétértékű és egy háromértékű kationt egyaránt tartalmazó vizes oldattal térhálósítanak. -1-The present invention relates to a process for combined polymeric silicate treatment of injection and production wells and hydrocarbon production layers using saline solutions. The process of the present invention is carried out by incorporating a water-soluble anionic polymer, preferably a partially hydrolyzed polyacrylamide in a concentration of 0.1-20.0 gdm-3, preferably 1.0-5.0 gdm-3, and an alkali silicate, preferably in the storage layer. sodium silicate 1-200 gdm'3, preferably at a concentration of '20 to 100 gdm ', is compressed simultaneously with a solution containing two and more cationic cations or cations, preferably a divalent and a cation, before the well is recycled or the container is completely flooded. crosslinked with an aqueous solution containing both trivalent cations.

Description

Minden szénhidrogéntároló mező ill. réteg termeléstörténetében elöbb-utóbb bekövetkezik az az állapot, amikor az eredetileg csak szénhidrogént termelő kutak termelvényében víz jelenik meg. A vízáttörést követően a vízhányad fokozatosan a tároló szerkezetétől, a fluidumok mozgékonyságviszonyaitól és a termelési módszertől függően lassúbb vagy gyorsabb ütemben - növekszik, míg végül 98-100%-ot ér el. Nem kíván különösebb magyarázatot, hogy a vízhányad növekedésével a termelő kutak üzemben tartása mind műszaki, mind gazdasági értelemben egyre kedvezőtlenebb.Each hydrocarbon storage area or field. Sooner or later there is a state in the history of the production of Layer 2 that water appears in the crop of hydrocarbon wells that were originally only hydrocarbon. After the breakthrough, the water proportion gradually increases at a slower or faster rate, depending on the structure of the reservoir, the mobility conditions of the fluids, and the method of production, and eventually reaches 98-100%. It does not require any particular explanation that, as the proportion of water increases, the operation of production wells is becoming less and less favorable, both technically and economically.

A termelő kutak elvizesedése rendszerint nem a szénhidrogénvagyon kimerülésének a következménye. Kialakulásában egyrészt meghatározó szerepe van a pórusos tárolók szerkezeti inhomogenitásának és rétegezett felépítésének, másrészt az olaj és a víz mozgékonyságában meglévő, olykor nagyon tekintélyes különbségnek. E két tényező eredményeként a kiszorítófázis (víz) a legkisebb ellenállású irányokban a termelő kút felé előretör, miközben a íároló ill. a termelő kút környezetének jelentős térfogata az áramlásból kizáródik, lefűződik. Ennek következtében tetemes mennyiségű olaj marad vissza a tárolóban, amely az adott termelési módszerrel már nem hozható a felszínre. A probléma jellegéből adódóan a műszaki feladat az említett vízáteresztő rétegek és csatornák szelektív és lehetőleg tartós kizárásában, általános értelemben a fluidumok ún. beáramlási profiljának javításában fogalmazható meg. Technikai értelemben az ilyen célra kifejlesztett módszerek a termelő kutak vegyszeres kezelésére épülnek, amely után a kutakat ismételten termelésbe állítják. Sikeres művelet esetén a termelvény vízhányada tartósan csökken, vagy csökkentett értéken mozog huzamos ideig. A kút-, vagy rétegkezelési eljárások hatása mindaddig tart, amíg az újonnan kialakult beáramlási irányok is elvízesednek. Ebben az esetben rendszerint ismételt kezelésre kerülhet sor. A kezelések periódusát és számát a vállalkozás műszaki-gazdasági megfontolásai határozzák meg.Watering production wells is usually not the result of depletion of hydrocarbon wealth. In its formation, the structural inhomogeneity and layered structure of the porous reservoirs, on the one hand, and the sometimes very remarkable difference in oil and water mobility, on the other, play a decisive role. As a result of these two factors, the displacement phase (water) advances towards the production well in the least resistive directions, while the reservoir or water supply is driven. a significant volume of the production well environment is excluded from the flow and laced. As a result, significant amounts of oil remain in the container, which cannot be brought to the surface by the particular production method. Due to the nature of the problem, the technical task in the selective and possibly permanent exclusion of said water permeable layers and channels is, in a general sense, the so-called fluids. to improve the influx profile. Technically, the methods developed for this purpose are based on the chemical treatment of the production wells, after which the wells are put back into production. In case of a successful operation, the water content of the crop is permanently reduced or reduced at a constant value for a long time. The effect of well or layer treatment processes lasts until the newly developed influx directions are watered down. In this case, treatment may usually be repeated. The period and the number of treatments are determined by the technical and economic considerations of the enterprise.

A tároló heterogenitása és a kedvezőtlen víz-olaj mozgékonyságarány nemcsak a termelő kutak, hanem a besajtoló kutak környezetében is aszimmetrikus, a kőolajtermelés hatékonyságát nagymértékben csökkentő, ún. elárasztási profil kialakulásához vezethet. Ennek javítása a már említett elvi alapon és lényegében megegyező technológiai megoldásokkal lehetséges. A különbség legfeljebb abból adódik, hogy az elárasztási profilkiegyenlítést célzó kútkezelések folyamán a kezelőfolyadék, valamint a kezelést követő elárasztó fluidum (víz vagy különböző vegyszerekkel pl. felületaktív anyagokkal, polimerekkel, lúgos kémhatású anyagokkal adalékolt víz) áramlási iránya megegyezik.The storage heterogeneity and unfavorable water-oil mobility ratio are asymmetric, not only in the production wells, but also in the injection wells, which greatly reduces the efficiency of crude oil production. can lead to a flooding profile. This can be improved on the basis of the principles already mentioned and with essentially the same technological solutions. The difference is mainly due to the same flow direction of the treatment liquid during the well treatment for the flood profile equalization and the flow of the treatment fluid after treatment (water or water doped with various chemicals such as surfactants, polymers, alkaline agents).

A szénhidrogéntárolók művelésekor gyakori megoldás, hogy az olaj vagy gáz termelése ugyanazon kút esetében egyidejűleg több - egymás felett elhelyezkedő, egymással hidrodinamikai kapcsolatban lévő vagy nem lévő, szerkezetileg (elsősorban áteresztőképesség szempontjából) különböző rétegből történik. Az aktív rétegek eltérő hidrodinamikai ellenállása következtében ilyen esetben igen nagy problémát okoz, hogy a nagy áteresztő2 képességű réteg elvizesedése után a kisebb áteresztőképességű rétegben vagy rétegekben az eredetileg tárolt szénhidrogén nagyrésze vagy akár teljes egésze visszamarad. A rétegek közötti nagy heterogenitásbeli különbség természetesen nemcsak termelő kutaknál, hanem a több rétegre megnyitott besajtoló kutaknál is kedvezőtlen következménnyel jár. Ezekben az esetekben a besajtolt kiszorító fluidum (víz, kezelt víz, CO₂, gőz stb.) csak a legnagyobb áteresztőképességű réteget árasztja el, miközben a többi réteget nem vagy csak alig érinti. A vázolt termelési probléma áthidalására jelenlegi ismereteink szerint az előbbiekben vázolt szelektív gátképzési módszerek alkalmasak.In hydrocarbon reservoirs, it is often the case that oil or gas is produced at the same well from several layers - structurally (primarily permeability) - superimposed, hydrodynamically linked or not. Due to the different hydrodynamic resistance of the active layers, it is very problematic in this case that after hydration of the high permeability layer, most or even all of the originally stored hydrocarbon is retained in the lower permeability layer or layers. Of course, the high heterogeneity between the layers has an unfavorable consequence not only for production wells but also for multi-layered injection wells. In these cases, the pressurized displacement fluid (water, treated water, CO ₂ , steam, etc.) will only flood the highest permeability layer, while not touching or barely touching the other layers. To the present knowledge, the selective barrier methods described above are suitable for overcoming the production problem outlined above.

A kút- vagy rétegkezelés mechanizmusát tekintve abból áll, hogy a szelektíven elvizesedett tárolótérfogatot (csatornákat, ujjasodást, vizkúpot) termelő kutaknál a természetes folyadékáramlás ellentétes irányban, besajtoló kutaknál a természetes folyadékáramlással azonos irányban olyan vízzel megegyező vagy attól alig különböző mozgékonyságú kezelőoldattal árasztjuk el szelektíven, amely a behelyezés után - térhálósodás vagy gélesedés révén - nagyviszkozitásúvá válik és gátképzést eredményez.Concerning the well or layer management mechanism, the wells that produce selectively wetted storage volume (channels, dewatering, suppository) have natural fluid flow in the opposite direction, injection wells have the same or slightly different degrees of water movement in the same direction as the natural fluid flow. which, after insertion, becomes high viscosity through crosslinking or gelling and results in barrier formation.

A termelő és besajtoló kutak, valamint szénhidrogéntermelő rétegek kezelésére számos vegyszeres eljárást dolgoztak ki és szabadalmaztattak az elmúlt két évtizedben. Ezekben közös, hogy döntő többségük vizoldható polimerek alkalmazásán alapszik. Technikai értelemben a legegyszerűbb eljárásnak a láncpolimerek (pl. poliakrilamidok, polietilén-oxidok stb.) híg vizes oldatával történő kúttalpkezelések tekinthetők (SPARLIN, D. D.: J. Pét. Tech., 8, 906 1976). Tekintettel arra, hogy a porózus rendszer vízzel szembeni áteresztőképességének csökkenése ebben az esetben csak a szorpciós úton kötött makromolekuláknak köszönhető, ez a módszer mind a hatékonyság, mind a kezelés tartósság szempontjából elmarad a későbbiekben ismertetésre kerülő eljárásokhoz képest, noha történtek kísérletek az erdetileg szabadalmazott technológia intenzifikálására (pl. RYAN, R. C.: US Patent 3,841,399 [1973].)A number of chemical processes have been developed and patented over the past two decades to treat production and injection wells and hydrocarbon layers. What they have in common is that the vast majority are based on the use of water-soluble polymers. In the technical sense, the simplest method is to treat wells with dilute aqueous solutions of chain polymers (e.g., polyacrylamides, polyethylene oxides, etc.) (SPARLIN, D.D. J. Pet. Tech., 8, 906 1976). Given that the reduction of the water permeability of the porous system in this case is due only to sorption-bound macromolecules, this method is lagging behind in terms of both efficacy and treatment durability, although attempts have been made to intensify the originally patented technology. (e.g. RYAN, RC: US Patent 3,841,399 [1973].)

Az iparilag legszélesebb körben alkalmazott kúttalpkezelési módszerek csoportját az in situ térhálósításon alapuló eljárások alkotják, amelyek esetenként speciális elnevezést is kaptak. Ilyen pl. a Dow Chemical Co. által szabadalmaztatott „Channelbiock” módszer. A technikai megoldást tekintve változatos eljárások az aníonos karakterű vízoldható polimerek (többnyire részlegesen hidrolizált poliakrilamidok) többértékű kationokkal (általában AI³⁺, Cr®⁺, Mn⁷⁺, ionokkal) a porózus közegben történő térhálósításán alapulnak (WHITE, J.L., GODDARD, J.E., PHILLIPS, H.M.: J. Pét. Tech., 4, 373 [1973]). A polimer és a térhálósító anyag oldatát egymástól elkülönítve egy vagy több ciklusban sajtolják a kezelendő rétegbe, amelyben a hidrodinamikai diszperzió eredményeként nagyviszkozitású, a porózus rendszerben elmozdulásra alig hajlamos, tehát jó eltömő hatású gél keletkezik, ameiy alkalmas a vízbeáramlás megakadályozására, vagy az elárasztó fluidumok divertálására. Amennyiben a polimer térhálósítása nagy oxidáci-21The most widely used well base treatment methods in the industry are in situ cross-linking methods, sometimes referred to as "wells". Such as the "Channelbiock" patented by Dow Chemical Co. Various techniques are based on the crosslinking of anionic character water-soluble polymers (mostly partially hydrolyzed polyacrylamides) with polyvalent cations (generally Al ³⁺ , Cr® ⁺ , Mn ⁷⁺ , ions) in a porous medium (WHITE, JL, GODDARD, JE, PHILLIPS, HM: J. Pet. Tech., 4, 373 (1973)). The solution of the polymer and the crosslinking agent is pressed separately into one or more cycles in a layer to be treated, resulting in a highly viscous, low-propellant . If the polymer crosslinking is high oxidation-21

186 866 ős számú kationnal történik, a gélképzés előfeltétele, hogy a rendszer redukáló anyagot, pl. alkáliszulfitot, alkáli-tioszulfátot, alkáli-hidrogén-szulfitot vagy kén-hidrogént tartalmazzon (pl. BOTT, L. L.: US Patent 3,779,316 [1971]; KN1GHT, B. L., RHUDY, J. S., FULLENWIDER, J. H.: US Patent 3,820,603 [1972]; HESSERT, J. E., CLAMPITT, R. L.: US Patent 3,749,172 [1972]; CLAMPITT, R. S., HESSERT, J. E.: US Patent 3,848,673 [1972]).186,866, the prerequisite for gel formation is that the system reduces a reducing agent, e.g. alkali sulfite, alkaline thiosulfate, alkaline hydrogen sulfite, or sulfur hydrogen (e.g., BOTT, LL: US Patent 3,779,316 [1971]; KN1GHT, BL, RHUDY, JS, FULLENWIDER, JH: U.S. Patent 3,820,603 [1972]; , JE, CLAMPITT, RL: US Patent 3,749,172 [1972]; CLAMPITT, RS, HESSERT, JE: US Patent 3,848,673 [1972]).

Az alapeljárások hatékonyságának növelésére számos módosító javaslat született. Ilyennek minősül a kezelő folyadék felszínen történő részleges térhálósítása (GALL, J. W.: US Patent 3,981,363 [1975]), az agyagásványok duzzadását inhibitáló polimerek alkalmazása (SULLIVAN, F.: US Patent 3,637,494 [1969]; McLAUGHLIN, H. C., WEAVER, J. D.: Deutsches Patent 2,736,277 [1977]), cellulóz származékok aldehidekkel történő gélesítése (ELY, J. W. és munkatársai: US PatentA number of amendments have been made to the effectiveness of the main proceedings. These include the partial cross-linking of the treatment fluid to the surface (GALL, JW: US Patent 3,981,363 (1975)), and the use of polymers that inhibit the swelling of clay minerals (SULLIVAN, F .: US Patent 3,637,494 [1969]; McLAUGHLIN, HC, WEAVER, JD: Deutsches 2,776,277 (1977)), Gelation of Cellulose Derivatives with Aldehydes (ELY, JW et al., US Patent

3.898.165 [1975]), szuszpenziós polimer felhasználása (RHUDY, J. S„ K.NIGHT, B. L.: US Patent3,898,165 (1975)), use of a slurry polymer (RHUDY, J.S. K.NIGHT, B.L., U.S. Patent No. 4,198,198).

3.938.165 [1976]) és alkoholos polimeroldatok térhálósítása (LAKATOS, I.: MSZ 174,946 [1980]).3.938.165 (1976)) and crosslinking of alcoholic polymer solutions (LAKATOS, I. MSZ 174.946 (1980)).

Az önbeálló polimeres kúttalpkezelési eljárások másik nagy csoportját az in situ polimerizáción alapuló eljárások képezik. Ebben az esetben a termelő és besajtoló kutak környékét olyan vizes oldattal kezelik, amely valamely vízoldható polimer monomerjét és a polimerizációhoz szükséges anyagokat (láncvivőket, iniciátorokat, gyökképzőket stb.) tartalmaz. A koncentráció és az összetétel célszerű megválasztásával elérhető, hogy a nagyviszkozitású blokkoló fázis a kúttalptól kellő távolságra és csak bizonyos idő elteltével keletkezik (pl. McLAUGHLIN, H.C.: US Patent 3,490,533 [1968]; FORD, W.O., KELLFORD, W.F.N.: J. Pét. Tech., 7, 749 [1976]). Az esetek döntő többségében az in situ polimerizációban is poliakrilamidokat állítanak elő. Egyes esetekben (akrilamid vagy akrilsav alkalmazásakor) láncpolimer, máskor (pl. akrilamid és Ν,Ν-metilénbis-akniamid alkalmazásakor) térhálós polimer keletkezik. Főleg az utóbbi esetben igen hatékony, a folyadékfázis teljes egészére kiterjedő gát keletkezik, s ebből adódóan az ilyen típusú kezelések tartósak.Another large group of self-aligning polymeric well treatment methods are in situ polymerization processes. In this case, the area around the production and injection wells is treated with an aqueous solution containing a monomer of a water-soluble polymer and the materials necessary for the polymerization (chain carriers, initiators, rooting agents, etc.). Concentration and composition can be conveniently selected to ensure that the high viscosity blocking phase is formed at a sufficient distance from the well base and only after some time (e.g., McLAUGHLIN, HC: US Patent 3,490,533 (1968); FORD, WO, KELLFORD, WFN: J. Pet. Tech., 7, 749 [1976]). In the vast majority of cases, polyacrylamides are also produced in situ polymerization. In some cases (using acrylamide or acrylic acid) a chain polymer is formed, while in other cases (e.g. using acrylamide and Ν, Ν-methylene bis-acylamide) a crosslinked polymer is formed. Especially in the latter case, a very effective barrier covering the entire liquid phase is formed, and as a result, this type of treatment is durable.

Annak ellenérejiogy az önbeálló kúttalpkezelési eljárások változatos megoldásait dolgozták ki és szabadalmaztatták az elmúlt évek folyamán, az ipari alkalmazás eredményei és tapasztalatai alapján megállapítható, hogy ezekkel mégsem sikerül a tároló szerkezeti felépítésétől, a termelési előélettől, a fluidumok sajátságaitól függő minden igényt kielégíteni. Várat továbbá magára olyan eljárás kidolgozása, amely változatos természeti körülmények között, lényeges módosítás nélkül alkalmas a beáramlás! ill. eláraszlási profil hatékony és tartós módosítására. Nem sikerült kiküszöbölni továbbá az egyes kezeléstípusok sajátos hátrányait, amelyek részben a gélképzés fizikai kémiai és reakciókinetikai folyamataiból, részben a tárolóban uralkodó viszonyokból adódnak. így pl. a kationokkal történő in situ térhálósításon alapuló módszerek hatékonyságát és alkalmazhatóságát alapvetően korlátozza, hogy a láncpolimerek között kialakuló kötések ionos jellegűek, s ezáltal a disszociációs egyensúly hőmérsékletfüggése következtében a térhálósodás ill. a rendszer gélesedése, a hőmérséklet növekedésével fokozatosan csökken. Laboratóriumi és üzemi vizsgálatok alapján 70-80 °C-ban jelölhető meg az a tárolóhőmérséklet határ, amely felett az ilyen típusú rétegkezelési módszerek és szabadak ' inak hasznosításának kockázata elfogadhatatlanul nagy. Az in situ polimerizáción alapuló eljárások széles körű alkalmazhatóságának is hőmérsékleti korláta van. A monomeroldat összetételének kellő megválasztásával lehetőség van ugyan arra, hogy a polimerizációt alacsony hőmérsékleten lassítsuk, ’C felett azonban a reakció már annyira gyors, hogy a rétegkezelési művelet gyakorlatilag nem tartható kézben.Although various solutions for self-aligning wells have been developed and patented over the past few years, based on the results and experience of industrial applications, they do not meet all requirements depending on the structure of the storage, the production life and the properties of the fluids. Also, wait for yourself to develop a process that can handle the influx in a variety of natural conditions without significant modification! respectively. effective and permanent modification of the flood profile. Further, the specific disadvantages of each treatment type, which are due in part to the physical chemical and reaction kinetic processes of gel formation and partly to the conditions prevailing in the reservoir, have not been overcome. so e.g. The effectiveness and applicability of in situ cation-based methods are essentially limited by the fact that the bonds formed between the chain polymers are ionic in nature, and thus, due to the temperature dependence of the dissociation equilibrium, the curing the gelling of the system gradually decreases as the temperature increases. Laboratory and field studies indicate a storage temperature range of 70-80 ° C above which the risk of utilizing this type of coating process and free resin is unacceptably high. The wide applicability of in situ polymerization based methods also has a temperature limitation. While it is possible to slow down the polymerization at low temperatures by choosing the appropriate composition of the monomer solution, the reaction above C is so rapid that the coating operation is practically impossible to control.

A hazai szénhidrogéntárolók döntő többségének réteghőmérséklete 80-120 ’C között van. Belátható, hogy ilyen körülmények között az in situ térhálósításon alapuló eljárások hatékonysága a gélesedés csökkenése, ill. a részleges térhálósodás miatt kicsi, míg az in situ polimerizáción alapuló eljárásoknál - átlagos besajtolási ütemet feltételezve - a polimerizáció gyors, esetenként pillanatszerű volta miatt a nagy viszkozitású záróréteg megfelelő helyre történő behelyezésére rendszerint nincs lehetőség. .The vast majority of domestic hydrocarbon reservoirs have a temperature between 80-120 ° C. It will be appreciated that under these conditions, the efficiency of in situ crosslinking procedures is reduced to reduced gelling and / or gelling. it is small due to the partial crosslinking, whereas in the case of in situ polymerization processes, assuming an average injection rate, due to the rapid, sometimes instantaneous nature of the polymerization, it is usually not possible to place the high viscosity barrier in place. .

A találmány célja, hogy új eljárást biztosítson mind a besajtoló kutak, mind a termelő kutak környezetében kialakuló elárasztás!, ill. beáramlás! profilok hatékony és tartós javítására, közepes vagy nagy hőmérsékletű (70-150 ’C) szénhidrogéntároló rendszerben. A besajtoló, ill. termelő kutak környezetének kezelését a találmány szerint oly módon végezzük, hogy a tároló rétegbe egy vízoldható anionos polimert és alkáli-szilikátot egyaránt tartalmazó vizes oldatot sajtolunk, amelyet szokványos módon többértékű fém kationnal vagy kationokkal .térhálósítunk, ill. gélesítenünk. A kezelő oldatban a polimer koncentrációja 0, i-20,0 gdm ξ előnyösen 1-5 gdm ’³ között, az alkáli-sziíikát koncentrációja 1-200 gdm^-3, előnyösen 20-100 gdm^-3között változhat. Polimerként bármely vízoldható anionos karakterű polimer (pl. poliakrilamidok, cellulóz származékok, biopolimerek stb.) felhasználható, előnyben részesítendők azonban a közepes és nagy molekulatömegű (1-15 millió) részlegesen hidrolizáít poliakrilamidok (hidrolízisfok 10-50%). Alkáli-szilikátként orto-, méta- és poli-szilikátok vagy ezek elegyei egyaránt alkalmazhatók, célszerűen ajánlható a kereskedelmi vízüveg felhasználása.It is an object of the present invention to provide a new process for flooding the environment of both injection wells and production wells. inflow! for the effective and durable improvement of profiles in a medium to high temperature (70-150 ° C) hydrocarbon storage system. The insert or insert The treatment of the environment of the production wells according to the invention is carried out by compressing into the storage layer an aqueous solution containing both a water-soluble anionic polymer and an alkali-silicate, which is conventionally cross-linked with a polyvalent metal cation or cations. gelled. The concentration of polymer in the treatment solution is preferably from 0.1 to 20.0 gdm ξ, preferably from 1 to 5 gdm ^-3 , and the concentration of the alkali metal silicate can be from 1 to 200 gdm ^-3 , preferably from 20 to 100 gdm ^-3 . Any water-soluble anionic character polymer (e.g., polyacrylamides, cellulose derivatives, biopolymers, etc.) may be used as the polymer, but medium to high molecular weight (1-15 million) partially hydrolyzed polyacrylamides (hydrolysis degree 10-50%) are preferred. As the alkali silicate, ortho, meta and polysilicates, or mixtures thereof, may be used, and commercially available water glass is preferred.

A térhálósító ill. gélesítő folyadék többértékű, a polimerekkel, ill. szilikátokkal rosszul vagy nehezen disszociálódó ionos vegyületet képező kationt vagy kationokat (pl. Al³⁺, Cr³⁺, Ca²⁺, Mg²⁺ stb.) tartalmaz. A találmány szerinti eljárásban előnyben részesítendő megoldás, ha a polimer-szilikát rendszer gélesitése olyan kationkombinációt tartalmazó vizes oldattal történik, amelyben az egyik reagáló ion az elsősorban polimert térhálósító többértékű kation (pl. Al³⁺), a másik reagáló ion az elsősorban szilikátokat gélesítő kétértékű kation (pl. Ca²⁺). A kationok koncentrációja a térhálósítóThe curing agent or the curing agent. gelling fluid is polyvalent with polymers or containing a cation or cations (e.g., Al ³⁺ , Cr ³⁺ , Ca ²⁺ , Mg ²⁺ , etc.) forming an ionic compound which is poorly or hardly dissociated with silicates. In a preferred embodiment of the invention, the polymer silicate system is gelled with an aqueous solution containing a cation combination wherein one of the reacting ions is a polyvalent cation predominantly crosslinking the polymer (e.g. Al ³⁺ ) and the other reacting ion is a divalent predominantly silicate gelling agent. cation (e.g., Ca ²⁺ ). The concentration of cations is the crosslinker

186866.186,866th

oldatban 0,1-10 gdm^-3, célszerűen 0,5-2 gdm^-3között változhat.in a solution of from 0.1 to 10 gdm ^-3 , preferably from 0.5 to 2 gdm ^-3 .

A találmány szerinti eljárás azon az új elvi felismerésen alapszik, hogy a polimert és szilikátot együttesen tartalmazó rendszer térhálósítása, ill. gélesítése színenergetikus jelenséget mutat, azaz a képződő gél fizikai kémiai tulajdonságai és ezen keresztül a gél tárolóbeli elhelyezhetősége, vízkizáró képessége, stabilitása, összességében az áramlási profil módosulására gyakorolt hatása meghaladja az egyszerű gélekét. A polimerszilikát gél szinergizmusa szolvaíációs és asszociációs jelenségekre, valamint a diszperz rendszer megnövekedett stabilitására vezethető vissza. A rétegkezelés szempontjából a találmány szerinti eljárásban alkalmazott komplex gélrendszer rugalmasságát az adja, hogy a gélesedés és a gél típusa a koncentráción kívül a polimer/szilikát és az Al³⁺/Cü'⁺ arányon keresztül a tárolóviszonyoknak megfelelően széles határ között változtatható.The process of the present invention is based on the novel principle of crosslinking and / or crosslinking a system comprising a polymer and a silicate together. gelling shows a color energetic phenomenon, that is, the physical chemical properties of the gel formed, and hence the gel's storage capacity, waterproofing capacity, stability, and overall its effect on the flow profile modification, are greater than that of simple gels. The synergism of the polymer silicate gel is due to the solvation and association phenomena and the increased stability of the disperse system. The flexibility of the complex gel system used in the process of the present invention is due to the fact that the gelation and gel type can be varied within a wide range according to storage conditions through the polymer / silicate and Al ³⁺ / Cu ' ⁺ ratio.

A találmány tárgyát képező kombinált polímerszilikát rendszer térhálósítására ill. gélesítésére három út kínálkozik, amelynek eredményeként eltérő tulajdonságú, a mindenkori igényekhez rugalmasan illeszkedő gél keletkezik:BACKGROUND OF THE INVENTION The present invention relates to a combination polymer silicate system for curing and / or crosslinking. There are three ways of gelling it, resulting in a gel with different properties and adapting to the specific requirements:

1. A polimer többértékű ionokkal történő gélesítésekor a polimer alkotta térhálót nátrium-szilikát tölti ki, így a gél viszkozitása csak kismértékben növekszik a szilikát nélküli polimergélhez viszonyítva.1. When the polymer is gelled with polyvalent ions, the polymer crosslinking is filled with sodium silicate, so that the viscosity of the gel is only slightly increased relative to the non-silicate polymer gel.

2. A nátrium-sziíikátok kétértékű kationokkal történő gélesítésekor a kicsapott mikrokristályos kalcium-szilikáíot a nagy viszkozitású polimeroldaí stabilizálja. A gél viszkozitása jelentősen meghaladja a tiszta szilikátgélek viszkozitását.2. By gelatinization of sodium silicates with divalent cations, the precipitated microcrystalline calcium silicate is stabilized by a high viscosity polymer solution. The viscosity of the gel is significantly higher than that of pure silicate gels.

3. Kétértékű és többértékű kationokkal egyidőben térhálósítjuk, ill. kicsapjuk a polimert és a nátrium-szilikátot. Ebben az esetben masszív záróréteget képező immobil fázis keletkezik, amely a porózus rendszerben csak rendkívül korlátozott elmozdulásra képes.3. Crosslinked and / or crosslinked with divalent and polyvalent cations. precipitating the polymer and the sodium silicate. In this case, an immobilized phase is formed which forms a massive barrier layer, which can only move in an extremely limited manner in the porous system.

Tekintettel arra, hogy a géiesítendő oldatban a polimer-szilikát arány, a gélesítő oldatban az Al³⁺Ca²⁺ arány megfelelő megválasztásával az 1. és 2. pont alatt említett géltípus tetszés szerint közelíthető, s közöttük folytonos átmenet valósítható meg, a találmány szerinti eljárás legcélszerűbb megoldásának a 3. pont alatt vázolt mechanizmus és gélképzés tekinthető.Given that the polymer-silicate ratio in the solution to be gelled and the Al ³⁺ Ca ²⁺ ratio in the gelling solution being appropriately selected, the gel types mentioned in (1) and (2) may be approximated and a continuous transition between them can be achieved. The mechanism and gel formation outlined under point 3 are considered to be the most appropriate solution to the process.

Az új eljárás alkalmazása szempontjából előnyös minden egyéb megoldás, amely elősegíti a polimer vagy a szilikát, előnyösen mindkettő térhálósítását illetve gélesítését, így pl. a komplex géírendszer különösen javasolható szelektív gátképzésre olyan esetekben, amikor a kezelendő tároló természetes állapotában vagy kőolajkiszorítási célra mesterségesen besajtolt szén-dioxidot tartalmaz, A széndioxid hatékonyságnövelő szerepét a folyadékrendszer pH-jának csökkentésén, s ezen keresztül az alkáli-szilikátok gélesítésének elősegítésén keresztül fejti ki.Any other solution which promotes the crosslinking or gelling of the polymer or silicate, preferably both, is advantageous for the application of the new process. the complex gel system is particularly recommended for selective barrier formation in cases where the container to be treated contains carbon dioxide artificially injected in its natural state or for oil displacement purposes. The role of carbon dioxide in reducing the pH of the fluid system and thereby promoting the formation of alkali silicates.

A találmány szerinti eljárásban alkalmazott komplex gél sajátos szerkezetéből adódó kiváló fizikai kémiai és Teológiai tulajdonságain túl legnagyobb előnye a nagyfokú hőmérsékletstabilitás.In addition to the excellent physical chemical and theological properties of the complex gel used in the process of the present invention, its great advantage is its high temperature stability.

Laboratóriumi vizsgálatok szerint a kombinált gél 120-150 °C-ig megőrzi kiváló vízzáró képességét, amelyet a 95 °C-on végzett, több évre kiterjedő üzemi kísérletek is igazoltak. A nagyfokú hőstabilitás oka az, hogy egyrészt a íáncpolimer-kation alkotta ionos térháló disszociációja a nagy alkáliion koncentráció jelenlétében visszaszorul, másrészt a polimer alkotta laza térháló illetve a polimer védő kolloid jellege stabilizálja a gélesített kalcium- vagy magnézium szilikátot. Végeredményben a kidolgozott új eljárás igen nagy előnye, hogy lehetővé teszi a 80 °C feletti réteghőmérséklettel rendelkező szénhidrogéntárolókban a besajtoló és termelő kutak környezetében a megbízható szelektív gátképzést.Laboratory tests have shown that the combined gel retains its excellent waterproofing properties up to 120-150 ° C, which has been proven by several years of field experiments at 95 ° C. The reason for the high degree of thermal stability is that, on the one hand, dissociation of the ionic network formed by the chain polymer cation in the presence of high alkali ion concentration and, on the other hand, the loose crosslinking and polymer protective colloidal nature of the polymer stabilize the gelled calcium or magnesium silicate. Ultimately, the great advantage of the new process developed is that it allows reliable selective barrier formation in hydrocarbon reservoirs with bed temperatures above 80 ° C in the vicinity of injection and production wells.

A találmány szerinti eljárás ipari alkalmazásakor követendő technológia változatlanul egyszerű és nem különbözik a szokványos megoldásoktól. A térhálósítandó polimeres-szilikátos oldat, valamint a térhálósító-gélesítő kationt tartalmazó oldat egymást követően kerül besajtolásra. A szabadalom oltalmi körébe tartozik mindazon megoldás, amikor a polimeres-szilikátos oldatot a térhálósítógélesítő oldat besajtolása megelőzi vagy követi, ill. a diszperziós elegyedés javítása érdekében közre fogja. A két kezelő oldat tárolóbeli elegyítése a besajtolásra kerülő oldatok térfogatának célszerű megválasztásával és az aktív komponenseket tartalmazó oldatok közé elhelyezett vegyszermentes elválasztó vízdugók, ún. spacerek alkalmazásával, továbbá ezek méretének megválasztásán keresztül szabályozható. A találmány tárgyát képező eljárás oltalmi körébe tartozik ezen kívül minden olyan megvalósítási változat, amikor a besajtoló vagy termelő kutak közvetlen környezetét az említett polimeres-szilikátos, illetve a kationokat tartalmazó oldatokkal egy ciklusban vagy a diszperziós elegyedés fokozása érdekében több ciklusban végezzük. A gyakorlati tapasztalatok alapján azonban megállapítható, hogy a ciklusszám célszerű maximális határa 5-10-nél nem nagyobb.The technology to be followed in the industrial application of the process of the present invention remains simple and does not differ from conventional solutions. The polymeric silicate solution to be crosslinked and the solution containing the crosslinking gelling cation are successively injected. It is contemplated in the patent that any solution of the polymer-silicate solution is preceded or followed by the injection of the crosslinking agent solution, or by the application of a crosslinking agent. to improve dispersion mixing. The mixing of the two treatment solutions in the container by the convenient selection of the volume of solutions to be injected and the chemical-free separation plugs placed between the solutions containing the active components. spacers and can be controlled by their size. The present invention also encompasses all embodiments wherein the immediate environment of the injection or production wells is performed in a single cycle with said polymeric silicate or cation-containing solutions or several cycles to enhance dispersion mixing. However, practical experience has shown that the maximum number of cycles should not exceed 5-10.

A besajtoló és termelő kutak találmány szerinti kombinált polimeres-szilikátos kezelésénél felhasználandó folyadéktérfogat a helyi tárolóadottságoktól függ. A számított folyadéktérfogatnak általában elegendőnek kell lenni a kutak 5-50 m-es sugarú, előnyösen 10-30 m-es sugarú környezetének polimeres-szilikátos kezelésére. A térhálósító kationt vagy kationokat tartalmazó oldat térfogata a számított polimeres-szilikátos oldat térfogatának 10-100%-a, előnyösen 40-60%-a. A számított vegyianyagok tömege ill. a kezelő oldatok térfogata a rétegbejuttatható egy ciklust kitevő két dugóban vagy több, előnyösen 5—10 ciklust nem meghaladó dugórendszerben. A vegyianyagokat tartalmazó folyadék dugók besajtolásra történhet folyamatosan vagy szakaszosan, előnyben részesítendő azonban az előbbi megoldás.The volume of liquid to be used in the combination polymer-silicate treatment of injection and production wells according to the invention depends on local storage conditions. The calculated volume of liquid should generally be sufficient to polymerize silicate treatment of wells with a radius of 5-50 m, preferably 10-30 m. The volume of the solution containing the crosslinking cation or cations is 10-100%, preferably 40-60%, of the calculated polymeric silicate solution. Calculated mass and weight of chemicals the volume of the treatment solutions may be applied in two plugs or one plurality of plugs per cycle, preferably not exceeding 5 to 10 cycles. Chemical plug-in liquid plugs may be injected continuously or intermittently, however, the former is preferred.

A találmány szerinti eljárás ipari alkalmazását előnyösen egészíti ki az egyéb rétegserkentési eljárás. Ezek közül ajánlható, hogy a polimeres-szilikátos kútkezelést megelőzően a réteget szokványos módon savazásnak vessék alá. A találmány szerinti eljárásban alkalmazásra kerülő polimeres-szilikátos, valamint a térhálósító, szervetlen vegyületeket tartalmazó oldatok tartalmazhatják a szokványosThe industrial application of the process according to the invention is preferably complemented by other layer stimulation processes. Of these, it is recommended that the layer be acidified prior to polymeric silicate well treatment. Solutions of polymeric silicate and crosslinking inorganic compounds for use in the process of the invention may contain conventional

186866 .186866.

adalékanyagokat. így például a polimeres szilikátos oldat tartalmazhat stabilizáló adalékokat (pl. mono- és dialdehideket, előnyösen formaldehidet) 0,05-1,00 gdm³, célszerűen 0,1-0,5 gdm^-3 koncentrációban. A térhálósító oldat szokványos komponense nagy oxidációs számú kation (pl. Cr⁶⁺, Mn⁷⁺ stb.) esetében redukálószer (pl. alkáli-szulfit, alkáli-hidrogén-szulfit) vagy hidrolízisre hajlamos szervetlen vegyület felhasználása esetén ásványi sav (pl. Sósav, kénsav) lehet 0,1-5,0 gdm^-3, előnyösen 0,5-2,0 gdm^-3 koncentrációban. A savanyú kémhatású térhálósító oldat alkalmazása a találmány tárgyát képező rétegkezelési eljárásban különösen előnyös, mert jelentősen elősegíti a polimeres-szilikátos oldat gélesítését.additives. For example, the polymeric silicate solution may contain stabilizing additives (e.g., mono- and dialdehydes, preferably formaldehyde) at a concentration of 0.05 to 1.00 gdm ³ , preferably 0.1 to 0.5 gdm ^-3 . A common component of a crosslinking solution is the use of a reducing agent (e.g., alkaline sulfite, alkaline hydrogen sulfite) or an inorganic compound susceptible to hydrolysis in the presence of a high oxidation cation (e.g., Cr ⁶⁺ , Mn ⁷⁺ , etc.). sulfuric acid) in a concentration of 0.1-5.0 gdm ^-3 , preferably 0.5-2.0 gdm ^-3 . The use of the acidic crosslinking solution in the coating process of the present invention is particularly advantageous because it significantly facilitates the gelling of the polymeric silicate solution.

Termelő kutak találmány szerinti polimeres-szilikátos kezelésekor a vegyianyagok besajtolását követően célszerű a kúttalp 5-10 m sugarú, előnyösenIn the treatment of production wells with the polymeric silicate according to the invention, it is advisable, after injection of the chemicals, to have a radius of 5-10 m, preferably

3-7 m sugarú környezetének rétegolajjal történő elárasztása az alapvetően víznedves porózus rendszer nedvesítés! viszonyainak intermedier vagy olajnedves irányba történő eltolása érdekében. Az olajutánsajtolás a felületi karakter módosításán keresztül elősegíti a rétegolaj kúttalphoz történő beáramlását. Mind a kúttalp környezetének olajjal történő kezelése, mind a találmány tárgyát képező polimeres-szilikátos, valamint kationokat tartalmazó dugók elegyedési zónájában bekövetkező gélesedésitérhálósodási folyamatok lejátszódása és befejeződésének elősegítése érdekében ajánlatos, hogy a folyadékok (sav, térhálósítandó és térhálósító oldat, elválasztó puffer vízdugók, kőolaj) besajtolását követően a termelő kutat 2-100 napra, előnyösen 15-40 napra lezárják és pihentessék. A kezelt kutak termelésbe állítása ezen kontakt idő után a szokványos módon történhet.Flooding your surroundings with a 3-7 m radius with layered oil is the basically water-humid porous system moistening! to shift the conditions to an intermediate or oil wet. Oil extrusion, by modifying the surface character, facilitates the flow of liner oil to the well base. In order to treat both the wells of the well with oil, and to facilitate the completion and completion of the gelling crosslinking processes in the mixing zone of the polymeric silicate and cationic plugs of the invention, liquids (acid, crosslinking, After injection, the production well is sealed and rested for 2-100 days, preferably 15-40 days. The production of the treated wells after this contact time can be carried out in the usual manner.

Besajtoló kutak találmány tárgyát képező polimeres-szilikátos kezelésekor olaj utánsajtolásra és az említett kontaktidő kivárására nincs szükség. A javasolt és célszerűnek tartott megoldás, hogy az elárasztás! profil javítása érdekében alkalmazott polimeres-szilikátos kezelést követően az elárasztó folyadékot (vizet vagy adalékolt vizet) folyamatosan sajtolják a térhálósító oldat után a szénhidrogéntároló rendszerbe.In the treatment of injection wells with the polymeric silicate of the present invention, there is no need for oil extrusion and waiting for said contact time. The suggested and preferred solution is flooding! Following the polymeric silicate treatment applied to improve the profile, the flooding liquid (water or doped water) is continuously pressed into the hydrocarbon storage system after the curing solution.

A találmány tárgyát képező eljárás előnyei közé tartozik, hogy nem érzékeny a kezelő oldatok, az elválasztó vízdugó vagy az elárasztás céljából utánsajtolt víz, valamint tárolóban lévő rétegvíz minőségére. A térhálósítandó és a térhálósító oldat készítésére rétegvíz, termálvíz, felszíni víz vagy ezek elegye egyaránt felhasználható. Előnyben részesítendő azonban az a megoldás, amikor a polimeresszilikátos oldat készítésére lágy vizet használnak, amelynek összes kalcium- és magnéziumion koncentrációja nem haladja meg az 1,0 gdm^_3-t, célszerűen a 0,2 gdm^_3-t.Advantages of the process according to the invention are that it is insensitive to the quality of the treatment solutions, the separating water plug or the water pressed for flooding, and the water in the reservoir. Cured water, thermal water, surface water, or a mixture thereof may be used to prepare the curing solution and the curing solution. However, it is preferable to use soft water for preparing the polymeric silicate solution having a total calcium and magnesium ion concentration not exceeding 1.0 gdm ^_3 , preferably 0.2 gdm ^_3 .

A találmány szerinti eljárás külön előnye, hogy szabadon, a technológiai és a felszíni berendezések változtatása nélkül kapcsolható az egyszerű polimeres rétegkezelési módszerekhez vagy más rétegserkentési műveletekhez. A jelen kúttalpkezelési eljárás a kutak termcléstörténetében kerülhet egyszeri alkalmazásra vagy a kedvező hatás lecsengése után sor kerülhet a kérdéses kút azonos vagy változtatott összetételű polimeres-szilikátos oldattal történő ismételt, akár többszörösen ismételt kezelésére.A particular advantage of the process according to the invention is that it can be freely coupled to simple polymeric layer treatment methods or other layer enhancement operations without changing technological and surface equipment. The present well treatment procedure may be used once in the well production history of the wells or, after the beneficial effect has ceased, may be repeatedly or repeatedly treated with the same or modified polymeric silicate solution.

A találmány tárgyát képező eljárás előnyei közé tartozik, hogy alkalmazásától jelentős gazdasági eredmény várható mind homogén, mind heterogén szerkezetű, rétegezett szénhidrogéntárolók esetében egyaránt. Az utóbbiak kezelésekor a kidolgozott eljárás lehetővé teszi a kis áteresztőképességű, korábban inproduktív rétegek megnyitását és termelésbe állítását is. Ezen kívül az új eljárás előnyei közé sorolható, hogy széles áteresztőképesség tartományban teszi lehetővé a kutak környezetének hatékony kezelését. Kis áteresztőképességű (<0,05pm²) viszonylag homogén szerkezeti felépítésű porózus rendszerek kombinált polimeres-szilikátos kezelésekor, elsősorban a talpi vízzóna irányából kialakuló vízkúpok kizárására célszerű kis molekulatömegü (< 10^e) és szilikát túlsúlyú kezelőoldat, nagy áteresztőképességű (>0,lpm^z) és heterogén, rétegezett porózus rendszerek kezelésére előnyösen nagy molekulatömegű (> 5· 10⁶) és polimer túlsúlyú kezelőoldat használata.One of the advantages of the process of the present invention is that its use is expected to yield significant economic results for both homogeneous and heterogeneous layered hydrocarbon reservoirs. In the treatment of the latter, the developed process also allows the opening of low permeability, previously unproductive layers, and its introduction into production. In addition, one advantage of the new process is that it allows efficient management of the well environment over a wide range of throughput. Low permeability (<0,05pm ²⁾ is relatively homogeneous in structure porous systems combined polymeric silicate handling, particularly preferred formed plantar water zone from the direction of vízkúpok exclude low molecular weight (<10 ^e) and silicate predominant treatment solution, a high throughput (> 0 lpm ^z ) and for the treatment of heterogeneous layered porous systems, it is preferable to use a high molecular weight (> 5 x 10 ⁶ ) and polymer overweight treatment solution.

A találmány tárgyát képező eljárás előnyei közé sorolható, hogy mind kőolaj-, mind földgáztartalmú tárolórendszerekben alkalmazható. A gáztermelő kutak esetében történő hatékony alkalmazást különösen indokolja, hogy a gáz-víz mozgékonyságarány rendkívül előnytelen volta miatt a kutak elvizesedése, a kút környezetében az ujjasodás, vízkúpképződés stb. a kút termeltetésének sokkal korábbi szakaszában következik be, mint azonos tárolószerkezeti viszonyok között üzemelő olajkutak esetében. Ezen túlmenően a kidolgozott eljárás alkalmas a természetes vagy mesterséges szénhidrogéntároló rendszerekben (pl. földalatti gáztárolókban) különböző technológiai megfontolásból megvalósítandó (pl. tárolóterek lefűzése, kizárása, a fluidumáramlás irányítása stb. érdekében létrehozandó) gátak kialakítására. A szabadalom tárgyát képező eljárás rugalmasságának tulajdonítható az a nagy előny, hogy az összetétel kellő megválasztásával a vízkizárás vagy gátképzés lehet átmeneti vagy végleges.Advantages of the process according to the invention are that it can be used in both petroleum and natural gas storage systems. The efficient use of gas-producing wells is particularly justified by the fact that due to the extremely unfavorable gas-water mobility ratio, the well watering of the wells, the formation of fingerprints, the formation of cones, etc. occurs at a much earlier stage in well production than in oil wells operating under the same conditions of storage. In addition, the method developed is suitable for the construction of dams in natural or artificial hydrocarbon storage systems (e.g., underground gas storage facilities) for various technological considerations (e.g., fitting, locking, storage flow control, etc.). Due to the flexibility of the patented process, the great advantage is that, with proper choice of composition, water barrier or barrier formation can be temporary or permanent.

Igen jelentős előnye a találmány szerinti eljárásnak, hogy a termelő és besajtoló kutak sikertelen, koncentrikus gátat eredményező kezelése esetén a záróréteg polimert bontó oxidálószereket (pl. nátrium-hipokloritot) és a szilikátgélt bontó lúgos kémhatású anyagokat (pl. nátrium-hidroxidot) tartalmazó degradáló oldat utánsajtolásával rövid idő alatt megszüntethető. Végül megemlíthető a találmány szerinti eljárás azon nagy előnye, hogy az iparban széles választékban, nagy mennyiségben gyártott és forgalmazott, valamint olcsó vegyianyagok alkalmazására épül. A polimert és szilikátot egyaránt tartalmazó rendszerben jelentkező szinergetikus hatások következtében a kidolgozott új eljárás lehetőséget nyújt ezenkívül a kúttalpkezeléshez felhasznált vegyianyag tömegének csökkentésére, s ezáltal a profilkiegyenlítés gazdaságosságának további növeléséhez.A very significant advantage of the process according to the invention is that in case of unsuccessful treatment of the production and injection wells resulting in a concentric barrier, the barrier layer contains a degradable solution containing oxidizing agents (e.g. sodium hypochlorite) and alkaline agents (e.g. sodium hydroxide) which break down the silicate gel. can be eliminated in a short period of time. Finally, the great advantage of the process according to the invention is that it is based on the use of a wide variety of industrially manufactured, marketed and inexpensive chemicals. In addition, due to synergistic effects in a system containing both polymer and silicate, the new process developed also offers the potential to reduce the weight of the chemical used for well treatment, thereby further increasing the cost-effectiveness of profile smoothing.

186366186 366

Alkalmazási példákApplication examples

A találmány szerinti eljárás eredményes alkalmazására a legnagyobb hazai szénhidrogénelőfordulás területén végrehajtott üzemi kísérletek eredménye alapján mutatunk rá. A szénhidrogénmező legfontosabb rétegfizikai és fluidum adatai az alábbiak:The successful application of the process of the present invention is demonstrated by the results of field experiments in the field of the largest domestic hydrocarbon occurrence. The most important layer physics and fluid data for the hydrocarbon field are as follows:

Kőzettípus: homokkőRock type: sandstone

Áteresztőképesség: 0,05-0,60 pm² Permeability: 0.05-0.60 pm ²

Porozitás: 0,18-0,28Porosity: 0.18-0.28

Mélység: 1800-2000 mDepth: 1800-2000 m

Hőmérséklet: 92-95 °CTemperature: 92-95 ° C

Nyomás: 190-200 barPressure: 190-200 bar

Olaj viszkozitás: 0,6-0,7 mPasOil viscosity: 0.6-0.7 mPas

A fenti jellemzőkkel rendelkező mezőben összesen öt rétegkezelési kísérletet hajtottunk végre. Ebből négy kísérlet szénhidrogéntermelő kút, egy pedig besajtoló kút kezelésére irányult. A kezelés típusát tekintve a négy termelő kútbó! kettőn (C-D) jelű hagyományos, kettőn (A-B jelű) a találmány szerinti kombinált rétegkezelést hajtottak végre. Egy üzemi kísérlet történt továbbá besajtoló kút (E jelű), ugyancsak a találmány szerinti eljárás kombinált polimeres-szilikátos kezelésére.A total of five layer treatment experiments were performed in a field with the above characteristics. Four of these experiments were aimed at the treatment of hydrocarbon wells and one at injection wells. In terms of treatment type, the four production wells! two (C-D) were conventional, two (A-B) combined layering according to the invention. In addition, an in-house experiment was conducted on an injection well (marked E), a process for the combined polymer-silicate treatment of the invention.

1. Példa ki A jelzésű köolajtermelő kút az eredeti víz/olaj határ közelében helyezkedik el és a mező termelésbe állítása óta (közelítően 13 éve) folyamatosan üzemel. A kút elvizesedése kb. 8 éve kezdődött, majd viszonylag gyors ütemben a termelvény vízhányada 90-95%-ra növekedett. A kezelést megelőző két évben a vízhányad 96-98%-ra nőtt és ezen az értéken stabilizálódott. A rezervoárgeológiai jellemzők, valamint a termeléstörténeti adatok alapján döntés született a kút kombinált polimeres szilikátos kezelésére, amelyet 1980. november 15-én kezdtek meg és összesen 15 napot vett igénybe.Example 1 off The oil well is labeled near the original water / oil boundary and has been in continuous operation since the field was put into production (for approximately 13 years). The well watering time is approx. It started 8 years ago, and at a relatively fast rate the water content of the crop increased to 90-95%. In the two years prior to treatment, the proportion of water increased to 96-98% and stabilized at this value. Based on reservoir geological characteristics and production history data, a decision was made to treat the well with polymeric silicate, which began on November 15, 1980 and took a total of 15 days.

A kúttaípkezelés előtt a réteget mérsékelt savazásnak vetették alá. A 3 m³V. típusú savkeveréket 100 m³ vízutánsajtolással a kút környezetében elterítették. Ezt követte a kombinált polimeres-szilikátos kezelés. Az alkalmazott polimer közepes molekulatömegü (3,5 x 10⁶) és közepesen hidrolizált (20%) poliakrilamid volt. A felhasznált timsó és vízüveg technikai minőséggel rendelkezett. A besajtolt mennyiség ill. oldattérfogat az alábbiak szerint alakult:Prior to well treatment, the layer was subjected to moderate acidification. The 3 m ³ type V acid mixture was spread with 100 m ³ water extrusion in the vicinity of the well. This was followed by combined polymer-silicate treatment. The polymer used was a medium molecular weight (3.5 x 10 ⁶ ) and a medium hydrolyzed (20%) polyacrylamide. The alum and water glass used were of technical quality. The amount of injection or. solution volume was as follows:

Tech. lépés Anyag sorrendje Tech. step Material order Mennyiség Quantity Megjegyzés Comment 1. Timsó-kaleium-klorid oldat 1. Alum salt of potassium solution 200 m³ 200 m ³ Timsó Alum 200 kg 200 kg ! g/1 koncentráció ! g / l concentration CaCÍ₂ CaCl ₂ 100 kg 100 kg 0,5 g/1 koncentráció 0.5 g / l concentration Sósav Hydrochloric acid 2 m³ 2 m ³ 10 dra’/m⁵koncentráció10 dra '/ m ⁵ concentration

Tech. lépés' sorrendje Tech. step ' Anyag Material Mennyiség Megjegyzés Quantity Note 2. Second Puffer vízdugó Buffer water plug 50m³ 50m ³ 3. Third Polimeres-szilikátos Polymer-silicate 600 m³ 600 m ³ oldat solution Polimer Polymer 600 kg 600 kg 1 g/1 kon— centráció “ 1 g / 1 concentration “ SiO₂ SiO ₂ ^: 12TI ^: 12TI 2% SiO₂ 2% SiO ₂ 4. 4th Puffer vizdugó Buffer water plug 50 m³ 50 m ³ 5. 5th Timsó-kalcium-klorid oldat Alum calcium chloride solution 200 m³ 200 m ³ 1' 1 ' Timsó Alum 200 kg 200 kg 1 g/1 koncentráció 1 g / l concentration CaCl₂ CaCl ₂ 100 kg 100 kg 0,5 g/1 kon; centráció 0.5 g / l con; concentration Sósav Hydrochloric acid 1 m³ 1 m ³ 5 dm³/m³koncentráció5 dm ³ / m ³ concentration 6. 6th Víz utánsajtolás Water finishing 200 m³ 200 m ³ 7. 7th Kőolaj utánsajtolás Oil extraction 100 m³ 100 m ³

A kezelés után a termelő kutat lezártuk és 1980. december végéig pihentettük. A kút termelésbe állítása 1981. január 1-én történt. A kezelés eredményeként a termelvény vízhányada 5 hónap alatt 96-98%-ról fokozatosan 70-80%-ra, átlagosan 75%-ra csökkent, s ezen az értéken huzamos ideig, gyakorlatilag 1981 végéig stabilizálódott, miközben a bruttó hozam nem változott.After treatment, the production well was closed and rested by the end of December 1980. The well was put into production on 1 January 1981. As a result of the treatment, the water content of the crop decreased gradually from 96-98% to 70-80%, on average 75%, within 5 months and stabilized at this value for a long time, practically until the end of 1981, while the gross yield remained unchanged.

Összességében a kezelés 1981-ben 2500 m³ többletolajat eredményezett. Figyelembe véve a kezelés közelítően 0,8 mFt-os költségét, valamint a képződött 10 mFt eredményt, a kezelés sikeresnek minősíthető. Nemzetközi'összehasonlításban a művelet közepesen hatékonynak tekinthető, amelyet a szak-* emberek annak tulajdonítanak, hogy a kút perforá-* ciója már a tényleges víz/olaj határon, esetleg az alatt van.In total, the treatment resulted in 2500 m ^{3 of} extra oil in 1981. Considering the treatment cost of about HUF 0.8 million and the result of HUF 10 million, the treatment can be considered successful. In international comparison, the operation can be considered to be moderately effective, which is attributed to the fact that the perforation of the well is already at or below the actual water / oil border.

2. PéldaExample 2

A B jelzésű kút jellegzetessége, hogy perforációja rétegezett, a rezervoárgeológiai adatok szerint két rétegből álló összletet fog át. Ezek közül az alsó réteg jobb kifejlettségű és nagyobb áteresztőképességű aktív réteg, míg az ezzel hidrodinamikai kapcsolatban nem lévő márgás, kb. egy nagyságrenddel kisebb áteresztőképességű réteg inaktív. A kút termelésbe állítása óta termelt olaj gyakorlatilag teljes egészében az alsó rétegből származott, míg a felső réteg olajtelítettsége változatlan marad. A felső réteg megnyitását célzó serkentési művelet (savazás) eredménytelen maradt, s a kút változatlanul 95-98% vízhányaddal termelt. A szabadalom tárgyát képező kombinált polimeres-szilikátos kezelés alkalmazásának elsődleges célja ebben az esetben a rétegek közötti hidrodinamikai ellenállás kiegyenlítése, azaz a felső réteg megnyitása volt. Az alkalmazott technológiai séma lényegében a szokványos polimeres és a szabadalom tárgyát képező polimeres-szilikátos rétegkezelés kombinált alkalmazásán alapult. A besajtolt vegyszer mennyisége ill. az oldattérfogatok ennek megfelelően az alábbiak szerint változott:The well B is characterized by the fact that its perforation is layered and, according to reservoir geological data, it covers a set of two layers. Of these, the lower layer is an active layer with better maturity and higher permeability, while the non-hydrodynamically active marl, with an approx. an order of magnitude less permeable is inactive. The oil produced since the well's introduction was virtually wholly derived from the lower layer, while the oil content of the upper layer remains unchanged. The stimulation operation (acidification) to open the upper layer remained unsuccessful, and the well produced 95-98% water. The primary purpose of the patented combination polymer-silicate treatment in this case was to equalize the hydrodynamic resistance between the layers, i.e. to open the upper layer. The technological scheme employed was essentially based on the combined use of conventional polymeric and patented polymer-silicate coatings. Quantity of injected chemical the solution volumes changed accordingly as follows:

,186 866^, 186,866 ^

Tech. lépés. sorrendje Tech. step. The order Anyag Material Mennyiség Quantity Megjegyzés Comment 1. First Timsóoldat Timsóoldat 200 m³ 200 m ³ 1 gdm^-3 1 gdm ^-3 koncentráció concentration Timsó Alum 200 kg 200 kg Sósav Hydrochloric acid 2 m³ 2 m ³ 10 dm³ cc. HCl10 dm ³ cc. HCI 2. Second Pufíer vízdugó Buffer water plug 50 m³ 50 m ³ 3. Third Polimeroldat polymer solution 200 m³ 200 m ³ 0,8 gdm ”³koncentrációban0.8 gdm ” ³ Polimer Polymer 160 kg 160 kg 4. 4th Polimeres-szilikátos Polymer-silicate 400 m³ 400 m ³ 0,6 gdm^-3 0.6 gdm ^-3 oldat solution polimer- koncentrá- ció polymer- concentration tion Polimer Polymer 240 kg 240 kg SÍO₂ SIO ₂ 12 tonna 12 tons 3% SiO₂koncentráció3% SiO ₂ concentration (20% SiO₃ tartalmú(Contains 20% SiO ₃ kereskedelmi vizüveg) commercial water glass) kb. 80 tonna approx. 80 tons vagy 36% SiÓ₂ tartalmú kereskedelmi vizüveg kb.or 36% SiO ₂ commercial water glass for approx. 40 tonna 40 tons 5. 5th Púder vízdugó Powder water plug 100 m³ 100 m ³ 6. 6th Timsó - CaCl₂ oldatAlum - CaCl ₂ solution 200 m³ 200 m ³ Timsó Alum 200 kg 200 kg 1 gdm ³ 1 gdm ³ CaCl₂ CaCl ₂ 100 kg 100 kg 0,5 gdm^-3 0.5 gdm ^-3 sósav hydrochloric acid 1 m³ 1 m ³ 5 dm³ m~’_;koncentrációban5 dm ³ m ~ '_; concentration 7. 7th Víz utánsajtolás Water finishing 200 m³ 200 m ³ 8. 8th Kőolaj utánsajtolás Oil extraction 100 m³ 100 m ³

Tekintettel arra, hogy a B jelű kút esetében nagy ^dheterogenitást kellett kiegyenlíteni, polimerként nagy molekulatömegű (~ 10 x 10⁶) és nagy hidrolízisfokú (> 40%) polimer került felhasználásra.As well B had to balance high ^d heterogeneity, high molecular weight (~ 10 x 10 ⁶ ) and high hydrolysis (> 40%) polymers were used as polymer.

A mintegy 1 hónapos pihentetés után a kút tér- melésbe állítása 1980. októberében történt meg. ³⁵A bruttó hozam kismértékű csökkenése mellett a termelvény vízhányada 1980 végére 65-70%-ra, 1981 márciusára 50-55%-ra csökkent. 1981 végéig a kút bruttó hozamában és vízhányadában nem történt változás. ⁴⁰ After about one month of rest, the well was put into operation in October 1980. ³⁵ With a slight decline in gross yield, the water share of the crop fell to 65-70% by the end of 1980 and to 50-55% by March 1981. Until the end of 1981, there was no change in the gross yield and water ratio of the well. ⁴⁰

A B jelű kút találmány szerinti kombinált polimeres-szilikátos kezelése 1982. februárjával bezárólag közelítően 7 000 m³ többletolajat eredményezett. A ráfordítások és a többlethaszon arány ebben az esetben 40-50-szeres. A hidrodinamikai mérések ⁴⁵szerint a kezeléssel a kívánt hatást, tehát az alsó réteg részleges blokkolását és a felső, nagy olajtelítettségű réteg megnyitását értük el. Nemzetközi összehasonlításban a B kút kezelése kiemelkedően eredményesnek minősíthető.The combined polymeric silicate treatment of well B according to the invention resulted in approximately 7,000 m ^{3 of} additional oil up to and including February 1982. In this case, the ratio of costs to additional benefits is 40-50 times. According to hydrodynamic measurements ⁴⁵ , the treatment achieved the desired effect, i.e. partial blocking of the lower layer and opening of the upper, high oil saturated layer. In international comparison, the management of well B can be considered as highly effective.

3. PéldaExample 3

A C jelzésű kút évek óta vízbesajtoló kútként üzemel. A gáz/olaj határon, jelenleg már kismértékben a felett elhelyezkedő perforáción keresztül 70-80 m³/nap vizet sajtoltak a rétegbe a kétoldali vizelárasztás érdekében. A kút üzemmenetében 1980 közepén probléma jelentkezett, amennyiben az injektivitás hirtelen 30%-kal emelkedett. A hidrodinamikai mérések szerint az injektivitás emelkedése részben általános ujjasodásra, nagyobbrészt azonban új mikrorepedésrendszer keletkezésére vezethető vissza. A repedésrendszer zárása, az ujjasodás megszüntetése, - összességében az elárasztást profil javítása - érdekében döntés született a besajtoló kút találmány szerinti kombinált polimeresszilikátos kezelésére, amelyet 1980. szeptemberében hajtottak végre.Well C has been operating as a water injection well for many years. At the gas / oil border, 70-80 m ³ / day of water is now pressed into the bed through a perforation slightly above it in order to bilaterally encapsulate the urine. There was a problem with well operation in the mid-1980s when injectability increased sharply by 30%. According to hydrodynamic measurements, the increase in injectability is partly due to general finger prickling, but to a large extent to the development of a new micro-fracture system. In order to close the fracture system, to eliminate fingerprinting and to improve the overall flooding profile, it was decided to treat the injection well with the combined polymeric silicate of the invention, which was carried out in September 1980.

A kezelés lényegében megegyezett az A kút kezelésénél alkalmazott technolkógiai sémával. Különbséget az jelentett, hogy nem került sor a kút előzetes savazására és természetesen nem alkalmaztak olajutánsajtolást. Polimerként a B kút kezeléséréi említett minőségű anyag került felhasználásra.The treatment was essentially the same as the technological scheme used for the treatment of well A. The difference was that there was no pre-acidification of the well and, of course, no oil extrusion was used. As a polymer, material of this quality was used for the treatment of well B.

A vegyianyagok besajtolása után a vízelárasztás megszakítás (pihentetési idő) nélkül folyamatosan haladt tovább. A kút injektivitása már a kezelés alatt az eredeti értékre állt vissza, majd később az eredeti érték 80-85%-án stabilizálódott.After the chemicals were injected, the water flow continued without interruption (rest period). Well injectability was restored to its original value during treatment and subsequently stabilized at 80-85% of its original value.

A kút üzemének ellenőrzése alapján a szakemberek megállapították, hogy a találmány szerinti eljárással sikerült blokkolni a nagy vízelnyelő képességű repedésrendszert, s valószínűleg megszűnt a kút. környezetében jelentkező nagymérvű ujjasodás is. Az eredmény számszerűsítése jelenleg még nem lehetséges, tekintettel arra, hogy az elárasztási profil javulásának a kihozatalra gyakorolt hatása csak évek múlva jelentkezik·.Based on the inspection of the well operation, those skilled in the art have determined that the process of the present invention has succeeded in blocking the high water-absorbing fracture system and is likely to eliminate the well. large-scale finger-numbness in the vicinity. It is not yet possible to quantify the result, given that the impact of an improvement in the flood profile on yields will only take years.

A találmány tárgyát képező kombinált polimeres-szilikátos kút- és rétegkezelési módszer üzemi alkalmazásának eredményei alapján egyértelműen megállapítható, hogy mindhárom (két termelő kút és egy besajtoló kút) esetben a kezelés sikeres volt és jelentős gazdasági eredményre (többletolajra) vezetett. Összehasonlításképpen megjegyezzük, hogy ezzel egyidőben és azonos környezetben lévő két termelő kút szokványos polimeres kezelésére is sor került. Ugyanezen polimerek felhasználása mellett az egyik kezelés teljes mértékben sikertelen volt, míg a másik esetben a kezelés pozitív hatása éppen a kimutathatóság határán mozgott.The results of the operational application of the combined polymer-silicate well and layer treatment method of the present invention clearly show that all three (two production wells and one injection well) treatment has been successful and has resulted in significant economic results (excess oil). By way of comparison, it is noted that two polymer wells were simultaneously treated in the same environment and in the same environment. With the use of the same polymers, one treatment was completely unsuccessful, whereas in the other, the positive effect of the treatment was at the limit of detection.

Claims

A process for the combined polymeric silicate treatment of injection and production wells and hydrocarbon producing layers using saline solutions, characterized in that a water-soluble anionic polymer, preferably partially hydrolyzed polyacrylamide, in the storage layer is preferably 0.1 to 20.0 gdm ^-3, preferably 1.0-5. A solution containing a concentration of 0 gdm ³ and one alkali silicate, preferably sodium silicate, in a concentration of 1-200 gdrrT ³ , preferably 20, -100 gdm ³ , is pressed and slurried with two or more divalent cations before the well is reclaimed or flooded. cations, preferably an aqueous solution containing both a divalent and a trivalent cation.