KR101235914B1 - Sequential polymer injection treatments for novel conformance control - Google Patents
Sequential polymer injection treatments for novel conformance control Download PDFInfo
- Publication number
- KR101235914B1 KR101235914B1 KR1020110047002A KR20110047002A KR101235914B1 KR 101235914 B1 KR101235914 B1 KR 101235914B1 KR 1020110047002 A KR1020110047002 A KR 1020110047002A KR 20110047002 A KR20110047002 A KR 20110047002A KR 101235914 B1 KR101235914 B1 KR 101235914B1
- Authority
- KR
- South Korea
- Prior art keywords
- polymer
- strata
- oil
- injection
- water
- Prior art date
Links
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 183
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 84
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 84
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 54
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 54
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 46
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 45
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 45
- 239000003673 groundwater Substances 0.000 claims abstract description 24
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 claims abstract description 21
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims abstract description 17
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 claims abstract description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 43
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 7
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 abstract description 5
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract description 2
- 230000032798 delamination Effects 0.000 abstract description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 15
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 8
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 8
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 8
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 7
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000001802 infusion Methods 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000007429 general method Methods 0.000 description 1
- 229920006158 high molecular weight polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229910052604 silicate mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/008—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells by injection test; by analysing pressure variations in an injection or production test, e.g. for estimating the skin factor
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Water Treatment By Sorption (AREA)
- Addition Polymer Or Copolymer, Post-Treatments, Or Chemical Modifications (AREA)
Abstract
본 발명은 폴리머의 순차적 주입을 통한 지층수 생산 제어 방법에 관한 것으로, 오일이 매장된 지층의 성질에 맞는 폴리머(양이온 폴리머)를 먼저 주입하여 지층과 폴리머간의 박리 현상을 방지하고, 양이온 폴리머와 음이온 폴리머를 교대로 반복 주입하되, 분자량과 농도가 점진적으로 큰 폴리머를 주입하고 각기 주입되는 폴리머의 주입량을 점진적으로 감소시켜 지층수의 유체투과도 감소율을 최대화함을 목적으로 한다.
본 발명에 의한 폴리머의 순차적 주입을 통한 지층수 생산 제어 방법은, 오일과 지층수가 혼합된 지층에 폴리머를 주입하여 상기 지층 내부의 공극에 상기 폴리머의 흡착에 따른 폴리머층을 형성하는 것으로, 상기 지층과 반대 극성의 폴리머를 주입하여 상기 폴리머가 인력에 의해 상기 지층에 흡착되도록 하는 것을 특징으로 한다. 그리고, 음전하를 띠는 지층에 양이온 폴리머와 음이온 폴리머를 순차적으로 주입하여 서로 다른 극성의 폴리머가 인력에 의해 흡착되어 다층의 층상 구조를 형성하도록 하고, 상기 폴리머 중에서 상기 지층 표면에서부터 주입 흡착되는 폴리머에서부터 순차적으로 주입되는 폴리머로 가면서 분자량과 농도가 커지지며 각기 주입되는 폴리머의 주입부피를 점진적으로 감소시키는 것을 특징으로 한다. 본 발명은 상기 폴리머의 주입이 완료된 후 상기 오일과 동일 성질의 탄화수소 유체를 주입하여 상기 지층의 공극내에 오일투과유도경로를 형성한다.The present invention relates to a method of controlling the formation of strata water through sequential injection of polymers, and to first inject a polymer (cationic polymer) suitable for the properties of oil-bearing strata to prevent delamination between the strata and polymers, and to cationic polymers and anions. Repeatedly injecting the polymer alternately, but the purpose of maximizing the fluid permeability reduction of the groundwater by gradually injecting a polymer having a high molecular weight and concentration, and gradually reducing the amount of each polymer injected.
In the method of controlling the formation of strata water by sequential injection of a polymer according to the present invention, the polymer is injected into the strata mixed with oil and the strata water to form a polymer layer according to the adsorption of the polymer in the pores inside the strata. Injecting a polymer of the opposite polarity and the polymer is characterized in that the polymer is attracted to the strata by attraction. Then, the cationic polymer and the anionic polymer are sequentially injected into the negatively charged ground layer so that polymers having different polarities are adsorbed by attraction to form a multilayered layered structure. Molecular weight and concentration increase as the polymer is sequentially injected, and the injection volume of each polymer is gradually decreased. After the injection of the polymer is completed, the present invention injects a hydrocarbon fluid having the same properties as the oil to form an oil permeation path in the pores of the strata.
Description
본 발명은 폴리머의 순차적 주입을 통한 유·가스전의 지층수 생산 제어 방법에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 지층수의 생산이 과도하여 경제성이 저감된 생산정을 대상으로 지층의 성질에 맞는 폴리머(양이온 폴리머)를 먼저 주입하여 지층과 폴리머간의 박리 현상의 방지를 통한 지층수의 생산성 감소를 최대화하고 동시에 오일의 생산성 감소를 최소화 할 수 있는 폴리머의 순차적 주입을 통한 지층수 생산 제어 방법에 관한 것이다.The present invention relates to a method for controlling geological water production in oil and gas fields through sequential injection of polymers. More specifically, the present invention relates to a polymer suitable for the properties of geological formations for production wells in which economic efficiency is reduced due to excessive production of geological water. The present invention relates to a method of controlling groundwater production through sequential injection of polymers, which can be injected first to maximize the decrease in productivity of the strata water through the prevention of delamination between the strata and the polymer, and at the same time minimize the decrease in productivity of the oil.
그리고, 본 발명은 양이온 폴리머와 음이온 폴리머를 교대로 반복 주입하되, 분자량과 농도가 점진적으로 큰 폴리머를 주입하고 각기 주입되는 폴리머의 주입량을 점진적으로 감소시켜 지층수의 유체투과도 감소율을 최대화 할 수 있는 폴리머의 순차적 주입을 통한 지층수 생산 제어 방법에 관한 것이다.
In addition, the present invention is repeatedly injecting a cationic polymer and an anionic polymer alternately, and the polymer having a high molecular weight and concentration is gradually injected and the injection amount of each polymer is gradually decreased, thereby maximizing the fluid permeability reduction rate of the groundwater. The present invention relates to a method for controlling strata water production through sequential injection of a polymer.
수년간 고유가가 지속되면서 석유뿐만 아니라 유·가스전의 생산성 향상과 1차 생산 이후 저류층에 잔존하는 오일 및 가스의 회수율을 증진시키기 위한 기술개발의 관심이 높아지고 있다. 이와 더불어, 기성숙 유·가스전의 지층수의 과도한 생산에 의한 오일의 생산 효율감소에 따른 경제성 감소는 전세계적으로 이미 생산이 성숙기에 접어든 유·가스전의 큰 문제로 대두되고 있다. 이러한 문제를 극복하기 위한 방법으로, 지층수의 생산량이 과도한 지층을 대상으로 젤의 주입을 통한 선택적인 플러깅 및 생산정에서의 유정완결의 변화 등을 통해 지층수를 차단하여 유전의 경제성을 유지하기 위한 방법이 그간 많은 시행착오를 겪으며 현재까지 사용되어 왔다. 하지만, 이러한 기존의 공법은 정확한 지층수 생산 지층의 확인, 이를 통한 정확한 공법의 적용 및 장기간의 지층수 생산 제어의 어려움 등의 비용적, 기술적인 측면에서 어려움이 존재하였다. 이러한 문제를 해결하기 위하여 지층수의 과도한 생산에 의해 경제성이 떨어지는 생산정을 대상으로, 다양한 분자량과 농도 및 기능성을 지닌 단일(single)의 폴리머를 주입하여 지층수의 생산을 제어하는 공법이 최근 기술 선진국을 중심으로 연구되고 있다. 이러한 폴리머를 이용한 공법 중, 본 특허에서는 지층수 생산 제어 효과를 최대화 할 수 있는 방법으로써 이온성을 고려한 다양한 폴리머의 순차적 주입을 통한 지층수의 생산성 감소의 최대화와 동시에 오일의 생산성은 증대 할 수 있는 새로운 공법을 제안하였다.As high oil prices continue for many years, there is a growing interest in technology development to improve the productivity of oil and gas fields as well as oil and to recover the oil and gas remaining in the reservoir after the first production. In addition, the economic decline caused by the reduced production efficiency of oil due to the excessive production of groundwater in ready-made oil and gas fields has become a big problem in oil and gas fields where production has already reached maturity all over the world. As a way to overcome this problem, to maintain the economics of oilfields by blocking the groundwater through selective plugging through the injection of gel and the change of oil well completion in the production well for the strata with excessive production of the groundwater. The method has been used to date with many trials and errors. However, these existing methods have difficulties in terms of cost and technology, such as the identification of the exact groundwater production strata, the application of the correct method and the difficulty in controlling the long-term groundwater production. In order to solve this problem, a technique for controlling the production of groundwater by injecting a single polymer having various molecular weights, concentrations, and functionalities into a production well that is inexpensive due to excessive production of groundwater. It is being studied mainly in developed countries. In the method using the polymer, the present patent maximizes the decrease in the productivity of the groundwater through the sequential injection of various polymers in consideration of ionicity as a method for maximizing the control effect of the groundwater production. A new method was proposed.
종래 기술에 따르면, 지층의 성질(양 전하와 음 전하)을 감안하지 않은 단일 주입으로서 사암 저류층의 경우, 오일을 함유하고 있는 지층은 음전하를 띄고 있기 때문에 음전하의 폴리머를 주입하면 지층과 폴리머 간에 척력현상이 발생되어 폴리머가 지층에 많은 흡착이 발생하지 못하는 단점이 있다. According to the prior art, in the case of a sandstone reservoir which does not take into account the properties of the strata (positive and negative charges), in the case of sandstone reservoirs, oil-bearing strata have negative charges, so when a negatively charged polymer is injected, the repulsion between the strata and the polymers is carried out. There is a disadvantage that the phenomenon does not occur a lot of adsorption on the strata.
그리고, 단일의 폴리머를 주입 시 고분자량을 갖는 폴리머의 특성상 공극의 크기가 폴리머의 단일 분자 크기보다 작은 경우 공극의 연결통로 (pore throat) 부분에서 막힘 (plugging)현상이 발생하게 되고, 이후 주입되는 폴리머는 막힌 공극의 후단을 통과하지 못하게 되어 폴리머의 비접촉공극체적 (inaccessible pore volume)구간 이 발생하게 된다.When a single polymer is injected, when the pore size is smaller than the single molecule size of the polymer due to the nature of the polymer having a high molecular weight, plugging occurs in the pore throat of the pore. The polymer will not pass through the back end of the blocked pores, resulting in an inaccessible pore volume section of the polymer.
따라서, 폴리머 주입 이후 생산 재계 시, 폴리머에 의해 막힌 공극이 지층수와 접촉 시 타 공극에 비해 큰 압력구배를 가지게 되며, 이러한 저항에 의해 막힌 공극이 뚫리게 되면 폴리머의 흡착이 발생하지 못한 비접촉구간으로의 지층수의 유동이 발생하여 폴리머를 통한 지층수 생산 차단의 효과를 장기간 발휘하지 못하게 된다.Therefore, when the production is restarted after the injection of the polymer, the pores blocked by the polymer have a larger pressure gradient than the other pores when they are in contact with the groundwater, and when the pores are blocked by such resistance, the non-contact section where the adsorption of the polymer does not occur. The flow of groundwater into the furnace occurs, preventing the long-term effects of blocking groundwater production through the polymer.
도 1에서 (a)는 비접촉공극체적이 발생한 모습이고, (b)는 생산정으로의 지층수의 유동 시 폴리머 층이 뚫려 공법의 효율성을 발휘하지 못하는 모습이다.
In Figure 1 (a) is a state in which a non-contact pore volume has occurred, (b) is a state in which the polymer layer is not penetrated during the flow of the groundwater to the production well does not exhibit the efficiency of the method.
본 발명은 전술한 바와 같은 문제점을 해결하기 위한 것으로, 지층수의 생산이 과도한 지층의 성질에 맞는 분자량이 작은 폴리머(양이온 폴리머)를 먼저 주입하여 흡착의 증가 및 비접촉공극체적의 감소를 유도하고 이후 분자량이 점점 큰 음이온 폴리머와 양이온 폴리머를 순차적으로 주입하여 공극 내 다층 (multi-layer)의 폴리머의 흡착 및 일부 막힘 현상을 유발, 지층수의 생산성 감소 현상의 최대화와 동시에 오일의 생산성은 유지 할 수 있는 폴리머의 순차적 주입을 통한 지층수 생산 제어 방법을 제공하려는데 목적이 있다.The present invention is to solve the problems described above, the production of strata water is first injected with a low molecular weight polymer (cationic polymer) suitable for the nature of the excessive strata to induce an increase in adsorption and a decrease in non-contact pore volume By sequentially injecting anionic polymers and cationic polymers with higher molecular weights, the adsorption and partial blockage of multi-layer polymers in the pores can be caused, thereby maximizing productivity of the groundwater and maintaining oil productivity. The purpose is to provide a method for controlling the formation of strata water through the sequential injection of polymers.
그리고, 본 발명의 다른 목적은 양이온 폴리머와 음이온 폴리머를 교대로 반복 주입하되, 각기 주입되는 폴리머의 주입부피를 점진적으로 감소하여 공법 적용 이후 생산 재게 시 생산정으로 가까워짐에 따른 물의 유체투과도를 점진적으로 감소시켜 흡착된 폴리머의 탈착 및 깨짐현상의 방지를 통한 공법의 효율성을 장기간 유지시키는데 있다.Another object of the present invention is to repeatedly inject the cationic polymer and the anionic polymer alternately, gradually reducing the injection volume of each polymer being injected to gradually increase the fluid permeability of the water as it approaches the production well when the production is resumed after the method is applied. It is to reduce the desorption and breakage of the adsorbed polymer to maintain the efficiency of the process for a long time.
삭제delete
전술한 바와 같은 목적을 달성하기 위한 본 발명에 따른 폴리머의 순차적 주입을 통한 지층수 생산 제어 방법은, 오일과 지층수가 혼합된 지층에 폴리머를 주입하여 상기 지층 내부의 공극에 상기 폴리머의 흡착에 따른 폴리머층을 형성하는 것으로, 음전하를 띠는 지층에 양이온 폴리머와 음이온 폴리머를 순차적으로 주입하여 서로 다른 극성의 폴리머가 인력에 의해 흡착되어 다층의 층상 구조를 형성하도록 하고, 상기 폴리머 중에서 상기 지층 표면에서부터 주입 흡착되는 폴리머에서부터 순차적으로 주입되는 폴리머로 가면서 비접촉공극체적의 감소를 통한 공법의 효율성을 장기간 증대하기 위하여, 분자량과 농도를 증가시키며 동시에 각기 주입되는 폴리머의 주입부피를 점진적으로 감소하는 것을 특징으로 한다. In order to achieve the object as described above, the method for controlling the formation of strata water through the sequential injection of a polymer according to the present invention is to inject the polymer into the strata mixed with oil and the strata water and thus the adsorption of the polymer into the pores in the strata. By forming a polymer layer, a cationic polymer and an anionic polymer are sequentially injected into the negatively charged ground layer so that polymers having different polarities are attracted by attraction to form a multi-layered layered structure. In order to increase the efficiency of the process through the reduction of non-contact pore volume for a long period of time from the polymer adsorbed to the polymer injected sequentially, the molecular weight and concentration are increased, and at the same time, the injection volume of each polymer injected is gradually reduced. do.
삭제delete
본 발명은 상기 폴리머의 주입이 완료된 후 상기 오일과 동일 성질의 탄화수소 유체를 적정량 주입하여 상기 지층의 공극 내에 오일생산성의 유지를 위하여 오일 투과유도경로를 형성한 것을 특징으로 한다.The present invention is characterized in that the oil permeation induction path is formed to maintain the oil productivity in the pores of the strata by injecting a suitable amount of hydrocarbon fluid of the same properties as the oil after the injection of the polymer is completed.
삭제delete
본 발명에 의한 폴리머의 순차적 주입을 통한 지층수 생산 제어 방법에 의하면, 음전하를 띄는 지층에 양이온의 폴리머를 주입하여 폴리머가 지층에 인력으로 흡착되어 박리현상을 방지함으로써 교호주입법의 적용을 통해 비접촉공극체적의 감소를 유도하여 지속적인 물생산 저감 효과를 볼 수 있다.According to the method for controlling the production of strata water through the sequential injection of polymers according to the present invention, non-contact voids are applied through the application of alternating injection methods by injecting polymers of cations into the strata with negative charges and thereby attracting the polymers to the strata to prevent peeling. By inducing a decrease in volume, the effect of continuous water production reduction can be seen.
그리고, 양이온 폴리머와 음이온 폴리머를 교대로 반복 주입하여 다층의 층상구조를 형성하고, 이때, 폴리머의 분자량과 농도를 점진적으로 크게 하고 각기 주입되는 폴리머의 주입부피를 점진적으로 감소하여 크기가 작은 공극에도 폴리머가 전파되어 흡착층을 형성하게 된다. 이후 생산 재개 시 종래 단일 폴리머 주입시보다 넓은 면적에서 물의 유체투과도를 감소시키게 되며, 생산정으로 접근 시 점점 증대된 물의 유체 투과도 감소를 일으키는 바, 증대된 물 생산 저감 효과를 볼 수 있다.In addition, the cationic polymer and the anionic polymer are repeatedly injected alternately to form a multi-layered layered structure. At this time, the molecular weight and concentration of the polymer are gradually increased, and the injection volume of each polymer to be injected is gradually reduced to reduce the size of the pores. The polymer propagates to form an adsorption layer. Subsequently, when the production is resumed, the fluid permeability of the water is reduced in a larger area than the conventional single polymer injection, and when the access to the production well causes an increase in the fluid permeability of the water, an increased water production reduction effect can be seen.
구체적으로, 종래 단일 폴리머 주입 시 발생할 수 있는 주입정 인근에서의 폴리머 흡착에 의한 주입도 (injectivity)의 저하는 폴리머의 전파능력을 제한하게 되지만, 저분자량과 저농도의 폴리머를 가장 먼저 주입하는 것을 특징으로 하는 본 발명에 의한 폴리머의 순차적 주입법에 의해 이를 상당부분 감소할 수 있다.
Specifically, the decrease in the injectivity due to polymer adsorption in the vicinity of the injection well, which may occur during the injection of a single polymer, limits the propagation ability of the polymer, but it is characterized by injecting the polymer of low molecular weight and low concentration first. By the sequential injection method of the polymer according to the present invention it can be significantly reduced.
오일의 생산 재개 시, 종래 단일 폴리머 주입에 비해 생산정으로의 압력구배는 완만하게 감소하게 되고 흡착된 폴리머의 탈착 현상의 저감을 통해 보다 오랜 기간 공법의 효율성을 유지할 수 있다.When oil is resumed production, the pressure gradient to the production well is reduced gently compared to the conventional single polymer injection, and the efficiency of the process can be maintained for a longer period of time by reducing the desorption phenomenon of the adsorbed polymer.
따라서, 지층수의 생산성 감소는 단일 폴리머주입공법에 비해 오랜 기간 지속될 것으로 예측되며, 유전의 경제성을 보다 오랜 기간 유지할 수 있다.
Therefore, the decrease of the groundwater productivity is expected to last longer than that of the single polymer injection process, and the economics of the oil field can be maintained for a longer time.
도 1은 일반적인 오일이 포함된 지층의 구조도.
도 2는 본 발명에 의해 폴리머가 주입된 지층의 구조도.
도 3은 본 발명의 다른 예로서 오일투과유도경로가 형성된 예시도.
도 4 내지 도 7은 각각 오일과 물의 유체 투과도 감소율을 비교한 것으로,
도 4는 4,000 ppm의 Alcoflood 955 음이온 폴리머를 이용한 단일 주입법에 의한 결과도이고,
도 5는 4,000 ppm의 C-411PVH 양이온 폴리머를 이용한 단일 주입법에 의한 결과도이며,
도 6은 순차적 주입법 결과에 의한 결과도이고,
도 7은 RPM효과 비교 결과도이다.
도 8은 폴리머의 흡착에 의한 물과 오일의 유체투과도의 차이가 발생하는 원리를 묘사한 그림이다.1 is a structural diagram of a layer containing a common oil.
2 is a structural diagram of a layer in which a polymer is injected according to the present invention;
3 is an exemplary view in which an oil permeation induction path is formed as another example of the present invention.
4 to 7 is a comparison of the fluid permeability reduction rate of oil and water, respectively,
4 is a result of a single injection method using 4,000 ppm Alcoflood 955 anionic polymer,
5 is a result of a single injection method using 4,000 ppm C-411PVH cationic polymer,
6 is a result of the sequential injection method results,
7 is a comparison result of the RPM effect.
8 is a diagram depicting the principle that the difference in the fluid permeability of water and oil by the adsorption of the polymer.
본 발명에 의한 폴리머의 순차적 주입을 통한 지층수 생산 제어 방법은 오일(본 발명에서 오일은 오일과 가스를 대표한다) 생산정에서 지층수(물)의 생산량이 많아진 경우 오일과 지층수의 생산량을 제어 즉 지층수의 생산량을 줄여 상대적으로 오일의 생산율을 증대하는 것이며, 지층수가 폴리머에 부착되는 특성을 이용하여 지층 내부에 폴리머를 주입하여 지층의 공극 내부에 폴리머층을 형성하는 것이고, 이때, 폴리머층이 지층에서 박리되지 않도록 지층과 폴리머의 극성을 이용하였다. 즉, 오일을 갖는 지층은 일반적으로 규산염광물로 이루어진 사암 저류층으로서 음전하를 띄고 있으며, 따라서, 양이온 폴리머를 주입한다.The method for controlling the formation of strata water through the sequential injection of polymers according to the present invention is to increase the production of the oil and the strata water in the case of the production of the strata water (water) in the oil (in the present invention, oil represents the oil and gas) production well. Control, that is, increase the production rate of oil by reducing the production of the groundwater, and inject the polymer into the ground by using the property that the ground water adheres to the polymer to form the polymer layer inside the pores of the ground. The polarity of the strata and the polymer was used so that the layers did not peel off from the strata. In other words, the oil-bearing strata are generally negatively charged as sandstone reservoirs made of silicate minerals, thus injecting cationic polymers.
즉, 음전하 지층에 음이온 폴리머를 주입하면 지층과 폴리머 간에 척력(斥力)이 발생되어 폴리머가 지층에 흡착이 어렵게 되며, 이에 반해, 음전하 지층에 양이온의 폴리머를 주입하면 서로 반대 성질에 의해 음전하의 지층과 양이온의 폴리머가 인력(引力)에 의해 최대한 흡착됨으로써 지층의 공극 내면에 안정적인 폴리머층을 형성할 수 있다.In other words, when anionic polymer is injected into the negatively charged layer, repulsion is generated between the layer and the polymer, making it difficult to adsorb the polymer into the layer. On the other hand, when a cationic polymer is injected into the negatively charged layer, the negatively charged layer is formed by the opposite properties. As the polymer of the cation is adsorbed as much as possible by the attraction force, a stable polymer layer can be formed on the inner surface of the pores of the ground layer.
그리고, 본 발명은 지층 내부의 다양한 공극 크기를 감안하여 공극에 대한 폴리머층의 흡착율을 높일 수 있도록 다단계에 걸쳐 폴리머를 주입하여 다층의 층상 구조를 형성한다.In addition, the present invention forms a multi-layered layered structure by injecting a polymer in multiple stages to increase the adsorption rate of the polymer layer to the pores in consideration of various pore sizes in the ground layer.
본 발명은 기본적으로 폴리머의 극성을 지층과 달리한 것이므로 폴리머를 다단으로 주입할 때 가장 먼저 주입된 양이온 폴리머와 반대 극성의 음이온 폴리머를 주입하고 이어서 양이온 폴리머를 주입한다. 즉, 서로 반대 성질의 폴리머를 교대로 반복하여 주입하는 것이다. In the present invention, since the polarity of the polymer is basically different from that of the strata, when the polymer is injected in multiple stages, the first cationic polymer is injected with the anionic polymer having the opposite polarity, and then the cationic polymer is injected. In other words, polymers of opposite properties are alternately and repeatedly injected.
또한, 폴리머의 분자량과 농도를 순차적으로 늘려감으로써 비접촉공극체적의 감소와 일부 공극의 막힘 현상을 유발하게 되며, 공법 적용 이후 지층수가 생산정으로 접근 시 일부 막힌 공극의 뚫림 현상이 발생하여도 공극의 후단은 여전히 폴리머에 의해 흡착되어 있으므로 물의 유체투과도의 감소를 상당부분 유지시키는 역할을 하게 된다. 각기 주입되는 폴리머의 주입부피는 점진적으로 감소하여 지층수가 공법 적용 이후 지층수가 생산정으로 접근 시 점점 감소하는 물의 유체투과도를 유도한다.In addition, by increasing the molecular weight and the concentration of the polymer sequentially, it causes a decrease in non-contact pore volume and clogging of some pores, and even when the groundwater approaches the production well after the application of the method, the pores of some blocked pores occur. The latter stage is still adsorbed by the polymer, thus maintaining a significant decrease in water permeability. The injection volume of each polymer injected gradually decreases, leading to a fluid permeability of water which gradually decreases when the water reaches the production well after the application of the method.
예를 들어 3개의 폴리머를 주입하여 지층에서부터 3개의 폴리머층을 형성할 때, 제1폴리머는 양이온, 제2폴리머는 음이온, 제3폴리머는 양이온이며, 분자량과 농도는 제1폴리머 < 제2폴리머 < 제3폴리머의 순서이며, 주입부피는 제1폴리머 > 제2폴리머 > 제3폴리머의 순서로 주입한다.
For example, when three polymers are injected to form three polymer layers from the strata, the first polymer is a cation, the second polymer is an anion, the third polymer is a cation, and the molecular weight and concentration are first polymer <second polymer. <Third polymer, and the injection volume is injected in the order of the first polymer> the second polymer> the third polymer.
단일의 고농도 및 고분자량을 지니는 폴리머를 이용한 일반적인 공법과 달리, 본 발명에 의한 순차적 주입 방법에 따르면, 저농도 및 상대적으로 작은 분자량을 지니는 양이온의 제1폴리머를 첫 번째로 주입하여 전파 시, 제1폴리머가 작은 공극이 존재하는 부분까지 대부분 전파, 흡착되어 비접촉공극체적을 감소시키며 제1폴리머층(도 2참고, sand grains 둘레부에 흡착된 1st skin(붉은색)))이 형성된다. 또한, 농도와 분자량이 작은 제1폴리머의 주입 시 주입부피를 크게 설정하여 생산정으로부터 먼 곳까지(넓은 반경) 제1폴리머층이 전파될 수 있도록 설계한다. 물론, 제1폴리머의 농도와 분자량보다 작은 공극은 제1폴리머에 의해 막히게 될 것이지만, 제1폴리머의 농도와 분자량을 최소의 것으로 선택함으로써 공극의 막힘(공극 내에 있는 통로의 막힘)을 줄일 수 있고 종래 고농도와 고분자량의 폴리머를 주입할 때와 비교하면 공극의 막힘율은 현저하게 적게 된다.
Unlike the general method using a single polymer having a high concentration and high molecular weight, according to the sequential injection method according to the present invention, when the first injection of the first polymer of the cation having a low concentration and relatively small molecular weight, the first Most of the polymer propagates and is adsorbed to the part where small pores exist, thereby reducing the non-contact pore volume and forming a first polymer layer (see FIG. 2, 1st skin adsorbed around the sand grains). In addition, the injection volume of the first polymer having a small concentration and molecular weight is set to be large so that the first polymer layer can be propagated far away from the production well (wide radius). Of course, the pores smaller than the concentration and molecular weight of the first polymer will be blocked by the first polymer, but by selecting the minimum concentration and molecular weight of the first polymer, the clogging of the pores (blockage of the passage in the pores) can be reduced. Compared with the conventional injection of high concentration and high molecular weight polymers, the blocking rate of voids is remarkably small.
이어서, 제1폴리머보다 분자량과 농도가 큰 제2폴리머를 주입하며, 제2폴리머는 제1폴리머층의 안쪽에 주입 흡착되어 제2폴리머층(제1폴리머층(1st skin(붉은색)) 둘레부에 흡착된 2nd skin(푸른색))을 형성하는데, 제1,2폴리머가 다른 성질이기 때문에 인력이 발생되어 제2폴리머가 제1폴리머층 위에 견고하게 흡착된다. 이 과정에서 제2폴리머의 분자량보다 작은 크기의 일부 공극 통로는 막히게 될 것이고 그렇지 않은 부분은 막히지 않게 된다. 또한 제2폴리머는 주입 시 제1폴리머보다 적은 양을 주입하여 제1폴리머 주입반경보다 작게 전파하게 설계한다. 따라서, 제2폴리머층은 제1폴리머층의 분포 반경보다 적을 것이다. 제2폴리머층은 제1폴리머층을 포함한 흡착두께를 가지게 되어 제1폴리머층만을 가지는 지층보다 흡착 두께가 증가하게 되고 제2폴리머의 분자량보다 작은 일부 공극은 막히게 되어 제1폴리머층을 가지는 지층보다 증대된 물의 유체투과율 감소효과를 가지게 된다.Subsequently, a second polymer having a higher molecular weight and concentration than the first polymer is injected, and the second polymer is injected and adsorbed into the inside of the first polymer layer to surround the second polymer layer (1st skin (red skin)). 2nd skin (blue color) adsorbed on the part. Since the first and second polymers have different properties, attraction is generated and the second polymer is firmly adsorbed on the first polymer layer. In this process, some of the pore passages smaller than the molecular weight of the second polymer will be blocked and the other portions will not be blocked. In addition, the second polymer is designed to propagate less than the first polymer injection radius by injecting a smaller amount than the first polymer during injection. Thus, the second polymer layer will be less than the distribution radius of the first polymer layer. The second polymer layer has an adsorption thickness including the first polymer layer, so that the adsorption thickness is increased than the layer having only the first polymer layer, and some pores smaller than the molecular weight of the second polymer are blocked so that the layer having the first polymer layer is blocked. It has the effect of reducing the fluid permeability of the increased water.
삭제delete
그리고, 제2폴리머보다 분자량과 농도가 큰 제3폴리머는 제2폴리머층의 안쪽에 주입 흡착되어 제3폴리머층(2nd skin(푸른색) 둘레부에 흡착된 3rd skin(남색))을 형성한다. 제2폴리머는 음이온이고 제3폴리머는 양이온이기 때문에 제3폴리머는 인력에 의해 제2폴리머층에 견고하게 흡착되어 다층의 층상 구조를 형성한다. 주입부피는 제2폴리머의 주입량 보다 작은 주입량을 설정하여 주입정 주변에만 전파되도록 설계한다. 이때, 제2폴리머층에 의해 막히지 않은 통로 중에서 제3폴리머의 농도와 분자량보다 작은 크기의 일부 공극 통로는 막히게 되어 가장 큰 물의 유체 투과도 감소를 가지게 된다.
In addition, the third polymer having a higher molecular weight and concentration than the second polymer is injected and adsorbed inside the second polymer layer to form a third polymer layer (3rd skin adsorbed around the 2nd skin). . Since the second polymer is an anion and the third polymer is a cation, the third polymer is firmly adsorbed to the second polymer layer by attraction to form a multi-layered layered structure. The injection volume is designed to propagate only around the injection well by setting an injection amount smaller than the injection amount of the second polymer. At this time, among the passages not blocked by the second polymer layer, some of the pore passages having a size smaller than the concentration and molecular weight of the third polymer are blocked to have the largest decrease in fluid permeability of water.
이와 같은 본 발명에 따르면, 생산정에서 오일을 생산할 때 지층수는 폴리머층의 내벽에 다층으로 부착되어 물의 유체 투과도는 낮아지게 되는데 반해, 오일은 유체 투과도 감소폭은 상대적으로 작아, 지층수의 생산량이 줄어들게 되며 오일의 생산량은 증대되게 된다.
According to the present invention, when producing oil in the production well, the groundwater is attached in multiple layers to the inner wall of the polymer layer, so that the fluid permeability of water is lowered, whereas the oil has a relatively small decrease in fluid permeability, and the yield of the groundwater is This will reduce the oil production.
폴리머의 주입에 의한 공극내의 흡착에도 불구하고 오일의 유체투과도가 상대적으로 덜 감소하는 이유는, 같은 공극유동 통로를 통과 시 물의 유동 통로와 오일의 유동 통로는 서로 다르기 때문이다. 즉 물의 유동도는 폴리머의 흡착에 의해 방해를 받게 되어 감소하게 되지만, 오일의 유동도는 거의 방해를 받지 않기 때문이다 (도 8참조). 또한 물의 유동 시 공극의 중앙에 위치하여 생산되지 않는 오일방울 (oil blob)이 있는 경우, 이러한 오일방울이 물의 유동경로를 막아 유체투과도를 떨어뜨리게 되지만, 오일의 유동 시 방해를 하지 않기 때문이다.
The reason why the fluid permeability of the oil is relatively reduced despite adsorption in the pores by injection of the polymer is that the water flow path and the oil flow path are different from each other when passing through the same pore flow path. In other words, the flow of water is hindered by the adsorption of the polymer is reduced, but the flow of oil is hardly disturbed (see Fig. 8). In addition, if there are oil blobs that are not produced in the center of the pore during the flow of water, the oil droplets block the flow path of the water, thereby reducing the fluid permeability, but do not interfere with the flow of the oil.
본 발명은 오일의 생산성을 높이기 위하여 도 3에서 보이는 것처럼, 폴리머의 주입 이후 오일의 생산 시점 전에 지층 내에 존재하는 오일(또는 가스)과 동일 종류의 예컨대 탄화수소 유체를 주입하여 폴리머의 흡착에 의해 좁아진 공극 내 오일의 포화도를 증진시키게 된다. 이러한 오일 포화도의 증가는 앞서 설명한 것처럼 오일의 유체 투과도를 폴리머 주입이전 상태로 거의 회복시킬 수 있으며, 결과적으로 물의 유체투과도는 감소하지만 동시에 오일(혹은 가스)의 유체투과도는 최대한 유지시켜 줄 수 있다.
In order to increase the productivity of the oil, the present invention provides a narrower void by adsorption of the polymer by injecting a hydrocarbon fluid of the same kind as the oil (or gas) present in the strata after the injection of the polymer and before the production point of the oil. It will increase the saturation of the oil. This increase in oil saturation can substantially restore the fluid permeability of the oil to the state before the polymer injection, as described above, and as a result, the fluid permeability of the water can be reduced while maintaining the fluid permeability of the oil (or gas) at the same time.
<실시예><Examples>
1. 코어 1. Core
실험에 사용된 코어는 균질한 공극 구조를 가지고 있는 원통형태의 베레아사암을 선택하였다.The core used in the experiment was a cylindrical berea sandstone with a homogeneous pore structure.
하나의 코어를 활용하여 단일 폴리머를 주입하고, 폴리머를 순차 주입하여 오일과 물의 유체투과도를 측정 할 수도 있으나, 단일 폴리머를 주입한 후 폴리머를 순차 주입하기 위하여 코어를 초기화하는 것이 어려울 수 있고, 시험 결과치의 신뢰도가 떨어질 수 있으므로 총 3개의 베레아사암 코어를 선택하여 각각의 실험을 수행하였다. 3개의 코어 중 1개의 코어를 활용하여 순차적주입법의 검증을 위한 실험이 수행되었으며, 비교실험을 위해 실제 현장에서 사용하는 일반적인 공법인 음이온 폴리머와 양이온 폴리머를 이용하는 단일 주입법 실험을 나머지 2개의 코어를 활용하여 각각 수행하였다. It is possible to measure the fluid permeability of oil and water by injecting a single polymer using a single core and sequentially injecting the polymer, but it may be difficult to initialize the core in order to inject the polymer sequentially after injecting a single polymer. Since the reliability of the results may be inferior, a total of three berea-sandstone cores were selected and each experiment was performed. Experiments were conducted to verify the sequential injection method using one of the three cores, and a single injection method using the anion polymer and the cationic polymer, which are common methods used in practice, was carried out using the other two cores for comparison experiments. Each was performed.
사용된 베레아사암코어의 절대 유체투과도는 424md, 436md, 469md인 것을 선택하였다.
The absolute fluid permeability of the berea sandstone core used was chosen to be 424md, 436md, 469md.
2. 폴리머2. Polymer
분자량이 8,500,000인 C-411PVH 양이온 폴리머와 분자량이 4,500,000인 Alcoflood 955 음이온 폴리머를 실험에 사용하였으며, 주입 농도와 부피는 다음의 표 1, 표 2 및 표 3과 같다. 표 1은 순차적 폴리머 주입법에 의한 농도와 부피를 나타낸 것이고, 표 2는 단일 폴리머(음이온 폴리머) 주입법에 의한 농도와 부피를 나타낸 것이며, 표 3은 단일 폴리머(양이온 폴리머) 주입법에 의한 농도와 부피를 나타낸 것이다. A C-411PVH cationic polymer having a molecular weight of 8,500,000 and an Alcoflood 955 anionic polymer having a molecular weight of 4,500,000 were used in the experiment. The injection concentrations and volumes are shown in Tables 1, 2, and 3 below. Table 1 shows the concentration and volume by the sequential polymer injection method, Table 2 shows the concentration and volume by the single polymer (anion polymer) injection method, Table 3 shows the concentration and volume by the single polymer (cationic polymer) injection method It is shown.
본 실시예에 의한 공정을 먼저 간략히 설명하면 다음과 같다.The process according to the present embodiment is briefly described as follows.
1. 공극률 측정1. Porosity measurement
3wt% NaCl 염수를 이용하여 100% 포화 후 건조기에 넣어 공극률 측정.100% saturation using 3wt% NaCl brine and put into the dryer to measure the porosity.
2. 절대유체투과율 측정2. Absolute Fluid Permeability Measurement
3wt% NaCl 염수로 재차 포화 시킨 후 정상상태에서 절대유체투과도 측정.Absolute fluid permeability at steady state after saturation with 3wt% NaCl brine.
3. 오일주입3. Oil injection
정상 상태시까지 오일을 주입하며 20공극부피(pore volume)를 주입 후 원시수포화도에서의 오일의 유효유체투과도 측정.Measure the effective fluid permeability of the oil at the degree of saturation of the raw water after injecting 20 pore volume while injecting oil until steady state.
4. 염수주입4. Salt water injection
정상상태시 까지 3wt% NaCl 염수주입하며 20공극부피를 주입 후 잔류오일포화도에서의 물의 유효유체투과도 측정.Measure the effective fluid permeability of water at residual oil saturation after injecting 20 pore volume with 3wt% NaCl brine until steady state.
5. 폴리머 주입.5. Polymer injection.
가. 순차적주입법의 경우 end. In case of sequential injection method
2,000 ppm의 C-411PVH(분자량: 850만)양이온폴리머를 1.3공극부피(코어가 가지고 있는 공극부피의 1.3배를 의미함)1.3-pore volume of 2,000 ppm C-411PVH (molecular weight: 8.5 million) cationic polymer (meaning 1.3 times the pore volume of the core)
주입 - 2,000 ppm Alcoflood 955(분자량: 450만)음이온폴리머를 0.7공극부피 주입 - 4,000 ppm C-411PVH(분자량: 850만)양이온폴리머를 0.5공극부피를 순차적으로 단일의 코아에 대하여 주입. Injection-0.7 pore volume injection of 2,000 ppm Alcoflood 955 (molecular weight: 4.5 million) anionic polymer-0.5 pore volume injection of 4,000 ppm C-411PVH (molecular weight: 8.5 million) cationic polymer sequentially into a single core.
나. 단일주입법의 경우I. In the case of single injection method
하기의 폴리머를 이용하여 각각의 단독 실험에 대하여 적용Applied to each single experiment using the following polymers
- 4,000 ppm C-411PVH(분자량: 850만)양이온폴리머를 2.5공극부피 주입2.5 pore volume injection of 4,000 ppm C-411PVH (molecular weight: 8.5 million) cationic polymer
- 4,000 ppm Alcoflood 955(분자량: 450만)음이온폴리머를 2.5공극부피 주입2.5 pore volume injection of 4,000 ppm Alcoflood 955 (molecular weight: 4.5 million) anionic polymer
6. 염수 주입 6. Brine infusion
폴리머주입 이후 염수의 유효 유체투과도 측정Effective fluid permeability measurement of saline after polymer injection
주입(inlet)과 토출(outlet)을 바꾸어 지층유체의 생산정으로의 유동을 모사하여 20공극부피를 주입이후 물의 유효유체투과도 측정Measure the effective fluid permeability of water after injecting 20 pore volumes by simulating the flow to the production well of the strata fluid by changing the inlet and outlet
7. 오일 주입7. Oil injection
폴리머주입 이후 오일의 유효 유체투과도 측정Measurement of effective fluid permeability of oil after polymer injection
20공극부피의 오일을 주입이후 오일의 유효유체투과도 측정20Measure effective oil permeability of oil after injecting oil of pore volume
이하는 2차와 3차에 걸친 테스트를 하기 위한 것임.The following is for the 2nd and 3rd test.
8. 염수 주입 8. brine infusion
폴리머주입 이후 물의 유효유체투과도 측정Measurement of effective fluid permeability of water after polymer injection
20공극부피의 염수를 주입이후 물의 유효유체투과도 측정 Measure the effective fluid permeability of water after injecting 20 pore volume of brine
9. 오일 주입9. Oil injection
폴리머주입 이후 오일의 유효 유체투과도 측정Measurement of effective fluid permeability of oil after polymer injection
20공극부피의 오일을 주입이후 오일의 유효유체투과도 측정20Measure effective oil permeability of oil after injecting oil of pore volume
10. 염수 주입 10. brine infusion
폴리머주입 이후 물의 유효유체투과도 측정Measurement of effective fluid permeability of water after polymer injection
20공극부피의 염수를 주입이후 물의 유효유체투과도 측정 Measure the effective fluid permeability of water after injecting 20 pore volume of brine
11. 오일 주입11. Oil injection
폴리머주입 이후 오일의 유효 유체투과도 측정Measurement of effective fluid permeability of oil after polymer injection
20공극부피의 오일을 주입이후 오일의 유효유체투과도 측정
20Measure effective oil permeability of oil after injecting oil of pore volume
이상과 같이 폴리머 주입 후 총 3차례에 걸쳐 물과 오일의 주입 시험을 통해 유체투과도를 측정 하였으며, 이는 공극 내부에 흡착 등의 정체에 의한 폴리머의 안정성을 통한 공법의 적합성을 확인하기 위함이다. 실험은 폴리머 주입 이전의 유체투과도와 이후의 유체투과도를 비교하여 유체투과도의 감소율을 측정하였다. 정략적 비교를 위하여 물과 오일의 Residual Resistance Factor(Frrw, Frro)라는 간단한 개념을 도입하였으며, 공식은 다음과 같이 정의된다.As described above, the fluid permeability was measured through the injection test of water and oil three times after the injection of the polymer, and this is to confirm the suitability of the method through the stability of the polymer due to the stagnation of adsorption in the pores. The experiment measured the rate of decrease in fluid permeability by comparing the fluid permeability before and after injection of the polymer. For the purpose of quantitative comparison, we introduced a simple concept called Residual Resistance Factor (Frrw, Frro) between water and oil. The formula is defined as follows.
Frrw = Kbefore,water/Kafter,water F rrw = K before, water / K after, water
Frro = Kbefore,oil/Kbefore,oil
F rro = K before, oil / K before, oil
여기서, K는 유체투과도를 의미하며, 하첨자의 before와 after 그리고 water와 oil은 폴리머를 주입하기 전과 후의 물과 오일을 의미한다. 실험 결과는 도 4 내지 도 7에서 표시하였다. 도 4 내지 도 6의 실험결과를 통해서 알 수 있듯이, 3개의 폴리머를 순차 주입하는 것이 단일 폴리머를 주입하는 것보다 오일과 물의 유체투과율 면에서 효율적인 것을 알 수 있다. 도 7은 각각의 실험결과를 이용하여 물과 오일의 유체투과도 감소량을 정량적으로 비교할 수 있는 RPM (Relative Permeability Modification)효과를 비교 한 것으로 이는 다음과 같이 정의할 수 있으며, 값이 클수록 공법의 효율성이 증대됨을 의미한다.
Here, K means fluid permeability, subscript before and after and water and oil refer to water and oil before and after polymer injection. Experimental results are shown in FIGS. 4 to 7. As can be seen from the experimental results of FIGS. 4 to 6, it can be seen that injecting three polymers sequentially is more efficient in terms of fluid permeability between oil and water than injecting a single polymer. 7 is a comparison of the effects of relative permeability modification (RPM), which can be quantitatively compared to the amount of fluid permeability reduction of water and oil using the results of each experiment, which can be defined as follows. Means increased.
RPM effect = Frrw/Frro
RPM effect = F rrw / F rro
도 7에서 알 수 있듯이 폴리머 주입 후 모든 싸이클에서 순차적 주입법의 경우 RPM효과가 가장 큰 것을 확인 할 수 있다.As can be seen in Figure 7 it can be seen that the RPM effect is the greatest in the case of the sequential injection method in all cycles after the polymer injection.
이상의 실시예를 통해 폴리머의 주입 전후, 단일 폴리머 주입과 극성이 다른 폴리머의 순차적 주입에 오일과 물의 유체 투과도를 확인함으로써 순차적 주입 방법이 효과적인 것을 확인 하였다.Through the above embodiment, it was confirmed that the sequential injection method is effective by confirming the fluid permeability of oil and water before and after the injection of the polymer, and the sequential injection of the polymer having a different polarity from the single polymer injection.
Claims (3)
음전하를 띠는 지층에 양이온 폴리머와 음이온 폴리머를 순차적으로 주입하여 서로 다른 극성의 폴리머가 인력에 의해 흡착되어 다층의 층상 구조를 형성하도록 하고, 상기 폴리머 중에서 상기 지층 표면에서부터 주입 흡착되는 폴리머에서부터 순차적으로 주입되는 폴리머로 가면서 분자량과 농도가 커짐과 동시에 폴리머의 주입부피를 조절하는 것을 특징으로 하는 폴리머의 순차적 주입을 통한 지층수 생산 제어 방법.Injecting the polymer into the ground layer mixed with oil and ground water to form a polymer layer in accordance with the adsorption of the polymer in the pores inside the layer,
Cationic and anionic polymers are sequentially injected into the negatively charged strata so that polymers of different polarities are adsorbed by attraction to form a multi-layered layered structure, sequentially from polymers injected and adsorbed from the surface of the strata. A method for controlling the production of strata water through sequential injection of a polymer, characterized in that the molecular weight and concentration increase as the polymer is injected, and the injection volume of the polymer is controlled.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| KR1020110047002A KR101235914B1 (en) | 2011-05-18 | 2011-05-18 | Sequential polymer injection treatments for novel conformance control |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| KR1020110047002A KR101235914B1 (en) | 2011-05-18 | 2011-05-18 | Sequential polymer injection treatments for novel conformance control |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| KR20120129009A KR20120129009A (en) | 2012-11-28 |
| KR101235914B1 true KR101235914B1 (en) | 2013-02-21 |
Family
ID=47513572
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| KR1020110047002A KR101235914B1 (en) | 2011-05-18 | 2011-05-18 | Sequential polymer injection treatments for novel conformance control |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| KR (1) | KR101235914B1 (en) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| KR102150092B1 (en) * | 2017-08-25 | 2020-09-01 | 한국과학기술원 | Bitumen Mining System Including Biopolymer Layer |
| KR102203949B1 (en) * | 2018-08-30 | 2021-01-18 | 한양대학교 산학협력단 | Method and apparatus for predicting oil production of reservoir |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3762476A (en) * | 1972-01-03 | 1973-10-02 | Phillips Petroleum Co | Subterranean formation permeability correction |
| JPH11236556A (en) | 1998-02-24 | 1999-08-31 | Hakuto Co Ltd | Injection fluid composition for forced petroleum recovery and petroleum recovery method |
| KR100902364B1 (en) | 2007-09-19 | 2009-06-12 | 해지에스제이건설 주식회사 | Shield tunneling apparatus and constructing method thereof |
-
2011
- 2011-05-18 KR KR1020110047002A patent/KR101235914B1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3762476A (en) * | 1972-01-03 | 1973-10-02 | Phillips Petroleum Co | Subterranean formation permeability correction |
| JPH11236556A (en) | 1998-02-24 | 1999-08-31 | Hakuto Co Ltd | Injection fluid composition for forced petroleum recovery and petroleum recovery method |
| KR100902364B1 (en) | 2007-09-19 | 2009-06-12 | 해지에스제이건설 주식회사 | Shield tunneling apparatus and constructing method thereof |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| KR20120129009A (en) | 2012-11-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7013973B2 (en) | Method of completing poorly consolidated formations | |
| RU2402679C2 (en) | Method for hydraulic rupture of low-permeable underground bed | |
| US20120090833A1 (en) | Water injection systems and methods | |
| RU2016118283A (en) | METHOD FOR SEALING SOLID MATERIALS DURING UNDERGROUND PROCESSING OPERATIONS | |
| CN110945208B (en) | Method for improving oil recovery rate of stratum | |
| CA2799555A1 (en) | Hydraulic fracturing method | |
| CN104514531A (en) | Two-fluid profile control and water shutoff method for three-low sandstone reservoir | |
| CN101993684B (en) | Temporary acidizing plugging agent for low-permeability oilfield water injection well | |
| US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| KR101235914B1 (en) | Sequential polymer injection treatments for novel conformance control | |
| RU2436941C1 (en) | Procedure for control over water flood of non-uniform reservoir | |
| CN111219162A (en) | High-salinity oil reservoir inorganic gel deep profile control and flooding method | |
| RU2547868C1 (en) | Method of development of oil pool with argilliferous reservoir | |
| CN104179488B (en) | A kind of method for improving exploitation hyposmosis carbonate rock heavy crude reservoir effect | |
| CN108729887B (en) | Sand prevention process for viscous membrane stable gravel packing layer | |
| CN116044360A (en) | Fracturing method | |
| US11313214B2 (en) | Creating high conductivity layers in propped formations | |
| Gussenov et al. | Permeability reduction of heterogeneous oil reservoirs by brine-triggered gellan gel | |
| CN108708707B (en) | Hilly laying method and application of magnetic proppant | |
| RU2626491C1 (en) | Recovery method of multiple zone oil deposits with hydrodynamically related reservoirs | |
| SU1714100A1 (en) | Bottomhole treatment method | |
| RU2347899C1 (en) | Water and oil saturated reservoir waterflood development method | |
| Liu et al. | The research status and summary of adsorption and retention mechanism of polymer | |
| RU2299979C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2125648C1 (en) | Method for increasing oil recovery from oil deposit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| A201 | Request for examination | ||
| E902 | Notification of reason for refusal | ||
| E701 | Decision to grant or registration of patent right | ||
| GRNT | Written decision to grant | ||
| FPAY | Annual fee payment |
Payment date: 20170125 Year of fee payment: 5 |
|
| LAPS | Lapse due to unpaid annual fee |