RU2059799C1

RU2059799C1 - Method for increase of oil recovery from formation

Info

Publication number: RU2059799C1
Application number: RU93012882A
Authority: RU
Inventors: Сергей Владимирович Гусев; Александр Валерьевич Салмин; Владимир Владимирович Мазаев; Ярослав Григорьевич Коваль; Юрий Владимирович Герасимов; Владимир Григорьевич Подтуркин
Original assignee: Сергей Владимирович Гусев; Александр Валерьевич Салмин; Владимир Владимирович Мазаев; Ярослав Григорьевич Коваль; Юрий Владимирович Герасимов; Владимир Григорьевич Подтуркин
Priority date: 1993-03-10
Filing date: 1993-03-10
Publication date: 1996-05-10

Abstract

FIELD: oil producing industry, particular, methods for increase of formation oil recovery in alkali-polymer flooding. SUBSTANCE: higher efficiency of formation oil recovery is attained by reduced rate of filtering of alkali agent, uniform distribution of it in formation and redistribution of filtering flows due to water-repellence treatment with alkali agent. Alkali agent is taken in form of the effluents of production of sulfonated additives or their mixture with neonol AF AF_9-12. The method is embodied by successive injection of fringes of polyacrylamide solution and effluents of production of sulfonate additives or their mixtures with neonol AF AF_9-12. The ratio of injected fringes is taken equal to 1:(0.5-2.0). EFFECT: higher efficiency. 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов при щелочно-полимерном заводнении. The invention relates to the oil industry and can be used to increase oil recovery in alkaline polymer flooding.

Известен способ повышения нефтеотдачи пластов путем селективной изоляции водопроводящих каналов, включающий последовательную закачку водного раствора полимера с содой, буферной жидкости и водного раствора соли [1]
Недостатком способа является низкая технологичность и высокая стоимость обработок за счет применения целевых веществ.A known method of increasing oil recovery by selective isolation of water channels, including the sequential injection of an aqueous polymer solution with soda, a buffer liquid and an aqueous solution of salt [1]
The disadvantage of this method is the low manufacturability and high cost of treatments due to the use of target substances.

Известен способ увеличения нефтеотдачи пласта, включающий закачку в пласт раствора полиакриламида с соляной кислотой, а затем раствора альдегида, увеличивающего вязкость геля в пластовых условиях [2]
Недостатком способа является низкая эффективность на обводненных пластах за счет значительного разбавления реагентов.A known method of increasing oil recovery, including the injection into the reservoir of a solution of polyacrylamide with hydrochloric acid, and then a solution of aldehyde, which increases the viscosity of the gel in the reservoir [2]
The disadvantage of this method is the low efficiency on flooded formations due to the significant dilution of the reagents.

Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ повышения нефтеотдачи, включающий последовательную закачку в пласт водного раствора щелочного реагента, в качестве которого берут раствор аммиака, и водного раствора полиакриламида [3]
Недостатком известного щелочно-полимерного заводнения является низкая эффективность, обусловленная высокой фильтрацией щелочного агента и разбавлением его пластовыми водами. Кроме того, последующая закачка раствора полимера ингибирует процесс осадкообразования в пласте, что приводит к увеличению обводненности продукции добывающих скважин.The closest technical solution, taken as a prototype, is a method of increasing oil recovery, which includes the sequential injection into the reservoir of an aqueous solution of an alkaline reagent, which is taken as a solution of ammonia, and an aqueous solution of polyacrylamide [3]
A disadvantage of the known alkaline polymer flooding is low efficiency due to the high filtration of the alkaline agent and its dilution with formation water. In addition, the subsequent injection of the polymer solution inhibits the process of sedimentation in the reservoir, which leads to an increase in water cut in the production of production wells.

Сущность предлагаемого технического решения заключается в повышении эффективности нефтеотдачи пластов путем снижения скорости фильтрации щелочного агента, равномерного его распределения в объеме пласта и перераспределения фильтрационных потоков за счет гидрофобизации породы пласта применяемым щелочным агентом стоками производства сульфонатных присадок (СПСП) или смеси СПСП с неонолом АФ_9-12 и последующего образования в пластовых условиях осадка, который усиливает имеющее место перераспределение потоков и делает его необратимым.The essence of the proposed technical solution is to increase the efficiency of oil recovery by reducing the rate of filtration of the alkaline agent, its uniform distribution in the volume of the reservoir and the redistribution of filtration flows due to hydrophobization of the formation rock with the alkaline agent used by the production of sulfonate additives (SPSP) or a mixture of SPSP with neonol AF _{9- 12} and the subsequent formation of reservoir sediment, which enhances the current redistribution of flows and makes it irreversible.

Полимерная оторочка за счет своих вязкостных свойств способствует выравниванию профиля движущейся в пластовых условиях жидкости. Последующая закачка СПСП приводит к усилению этого эффекта за счет смешения двух оторочек, сопровождающееся увеличением вязкости водного раствора полимера и гидрофобизацией породы пласта компонентами СПСП-сульфонатами. Предлагаемая последовательность закачки исходных растворов ПАА и СПСП препятствует разбавлению последнего пластовыми водами и приводит к пролонгированию его воздействия на нефть и породу пласта. The polymer rim, due to its viscous properties, helps to align the profile of the fluid moving in reservoir conditions. Subsequent injection of SPPS leads to an increase in this effect due to the mixing of two rims, accompanied by an increase in the viscosity of the aqueous polymer solution and hydrophobization of the formation rock by components of the SPPS sulfonates. The proposed sequence of injection of the initial solutions of PAA and SPSP prevents the dilution of the latter with formation water and leads to a prolongation of its effect on oil and formation rock.

Исследованиями установлено, что гидрофобизирующая активность СПСП по отношению к породе проявляется в широком интервале концентраций. Так, краевой угол смачивания водой поверхности стекла, модифицированного водным раствором СПСП, равен 71^о и практически не изменяется при концентрации от 0,5 до 100% т.е. по величине сравним с типичным кремнийорганическим гидрофобизатором, например ЭТС-32.Studies have established that the hydrophobic activity of the PSP with respect to the rock is manifested in a wide range of concentrations. Thus, the contact angle of water glass surface modified aqueous WVSS equal to ^about 71, and virtually no changes at a concentration of from 0.5 to 100% i.e. it is comparable in size with a typical organosilicon hydrophobizing agent, for example, ETS-32.

Наличие в составе СПСП значительного количества сульфата аммония способствует образованию в пластовых условиях осадка гипса, что усиливает эффект перераспределения потоков. The presence of a significant amount of ammonium sulfate in the composition of the SPSF contributes to the formation of gypsum sediment in the reservoir, which enhances the effect of the redistribution of flows.

Для осуществления способа используют следующие вещества:
1. Стоки производства сульфонатных присадок (СПСП) являются многотоннажным вторичным продуктом, образующимся в процессе производства сульфонатных присадок при нейтрализации сульфированного минерального масла аммиаком и выпускается на ПО Омскнефтеоргсинтез в соответствии с ТУ 38.301-19-58-92. СПСП представляют собой подвижную темно-коричневую жидкость со специфическим запахом аммиака; рН раствора составляет 9,3-9,6, плотность 1,078-1,088 г/см³, краевой угол смачивания с твердой поверхностью (стеклом) составляет 71^о, температура замерзания минус 20,0 минус 22,8^оС.To implement the method using the following substances:
1. Sulfonate additives production stocks (SPSP) are a large-tonnage secondary product formed during the production of sulfonate additives during the neutralization of sulfonated mineral oil with ammonia and are produced at Omsknefteorgsintez in accordance with TU 38.301-19-58-92. SPPS are a mobile dark brown liquid with a specific smell of ammonia; The pH of the solution is 9.3-9.6, the density is 1.078-1.088 g / cm ³ , the contact angle with a solid surface (glass) is 71 ^about , the freezing temperature is minus 20.0 minus 22.8 ^about C.

Компонентный состав СПСП, мас. The composition of the SPPS, wt.

Сульфат аммония 25-30
Аммиак 8-10
Сульфонат аммония 1-3
Изопропиловый спирт 2-8
Вода Остальное
2. Для регулирования гидрофильно-липофильного баланса щелочной оторочки на основе СПСП в нее добавляют неонол АФ_9-12, оксиэтилированный изононилфенол АФ_9-12, ТУ 38-103023-87 или его товарные формы СНО-3А, СНО-3Б.Ammonium Sulphate 25-30
Ammonia 8-10
Ammonium Sulfonate 1-3
Isopropyl alcohol 2-8
Water Else
2. To regulate the hydrophilic-lipophilic balance of the alkaline rim based on SPS, neonol AF _9-12 , ethoxylated isononylphenol AF _9-12 , TU 38-103023-87 or its commodity forms CHO-3A, CHO-3B are added to it.

3. Полиакриламид марки РДА-1020, DKS, CS-34, DK-drill и др. 3. Polyacrylamide grade RDA-1020, DKS, CS-34, DK-drill, etc.

Эффективность предлагаемого способа в сравнении с известным исследована в лабораторных условиях путем определения прироста коэффициента на однородных и неоднородных по проницаемости пластах. The effectiveness of the proposed method in comparison with the well-known studied in laboratory conditions by determining the growth coefficient on homogeneous and heterogeneous permeability layers.

Исследования проводили на установке для исследования процессов нефтевытеснения химреагентами и фильтрации в пористых средах, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК. Установка позволяет поддерживать необходимые давления и температуру, а также с высокой точностью контролировать текущий дебит нефти и воды, фильтрующихся через модель пласта. The studies were carried out on the installation for the study of oil displacement processes by chemical reagents and filtration in porous media, designed on the basis of a standard installation type UIPK. The installation allows you to maintain the necessary pressure and temperature, as well as to accurately control the current flow rate of oil and water, filtered through the reservoir model.

В качестве модели пласта в экспериментах использовали набор образцов, представленных породами Мамонтовского и Правдинского месторождения Западной Сибири. Подготовку модели пласта и растворов оторочек к эксперименту проводили в соответствии с СТП 0148070-013-91 "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химреагентами". As a model of the formation in the experiments, we used a set of samples represented by rocks of the Mamontovsky and Pravdinsky deposits of Western Siberia. Preparation of a reservoir model and rim solutions for the experiment was carried out in accordance with STP 0148070-013-91 "Methodology for conducting laboratory studies on the displacement of oil by chemicals".

Для определения коэффициента нефтевытеснения образец керна длиной 37 см, диаметром 2,8 см, проницаемостью 138-716 мД после насыщения нефтью подвергали воздействию воды до достижения 100% обводненности. Затем последовательно закачивали оторочки раствора ПАА и реагента СПСП, после чего определяли объем дополнительно извлеченной нефти и рассчитывали прирост коэффициента нефтевытеснения по каждой оторочке и суммарно. Соотношение оторочек в опытах составляло 1:(0,5-2). Концентрацию реагентов в оторочках варьировали: ПАА-0,05-0,15% СПСП-99,0-100% и неонола 0,0-1,0% Результаты лабораторных исследований приведены в таблице. To determine the oil displacement coefficient, a core sample with a length of 37 cm, a diameter of 2.8 cm, and a permeability of 138-716 mD, after saturation with oil, was exposed to water until 100% water cut was reached. Then, the rims of the PAA solution and the SPSP reagent were successively pumped, after which the volume of additionally extracted oil was determined and the increase in the oil displacement coefficient for each rim was calculated and in total. The ratio of rims in the experiments was 1: (0.5-2). The concentration of reagents in the rims varied: PAA-0.05-0.15% SPSP-99.0-100% and neonol 0.0-1.0% The results of laboratory tests are shown in the table.

Анализ показывает, что коэффициент нефтевытеснения на однородных по проницаемости пластах увеличивается в 1,5-3,0 раза по сравнению со способом по прототипу (см. оп. 2-6). При этом введение в щелочную оторочку НПАВ-АФ_9-12 усиливает эффект воздействия в 1,5 раза (сравнение оп.5 с оп.3).The analysis shows that the coefficient of oil displacement on homogeneous permeability layers increases by 1.5-3.0 times compared with the method of the prototype (see op. 2-6). In this case, the introduction of an NPAV-AF _9-12 into the alkaline rim enhances the effect of exposure by 1.5 times (comparison of op.5 with op.3).

Максимальная нефтевытесняющая эффективность достигается при соотношении оторочек в полимерно-щелочной системе, равном 1:1. The maximum oil-displacing efficiency is achieved when the ratio of rims in the polymer-alkaline system is 1: 1.

Исследования на разнопроницаемых обводненных пропластках (см. оп. 9, 10) показывает, что за счет перераспределения фильтрационных потоков коэффициент нефтевытеснения увеличивается в 3-4 раза. Investigations on differently permeable flooded interlayers (see op. 9, 10) show that due to the redistribution of filtration flows, the oil displacement coefficient increases by 3-4 times.

Таким образом, применение предлагаемой системы полимерно-щелочного заводнения позволит в 1,54 раза увеличить коэффициент нефтевытеснения по сравнению с щелочно-полимерной системой, улучшить экологию добычи нефти за счет исключения из технологических операций стадии приготовления реагентов на основе аммиака, снизить затраты на химреагенты и на единицу добываемой продукции. Thus, the use of the proposed polymer-alkaline waterflooding system will increase the oil displacement coefficient by a factor of 1.54 compared to the alkaline-polymer system, improve the ecology of oil production by eliminating the stage of preparation of reagents based on ammonia from technological operations, and reduce the cost of chemicals and unit of production.

Предлагаемый способ был реализован в промысловых условиях на скважинах 717, 719 Правдинского месторождения (пласт ВС₆) НГДУ Правдинскнефть. В скважины было закачано по 300 кг ПАА и 30 м³ СПСП. Дополнительная добыча нефти от реализации технологии за два месяца составила 720 т.The proposed method was implemented in the field at wells 717, 719 of the Pravdinskoye field (reservoir BC ₆ ) of the NGDU Pravdinskneft. 300 kg PAA and 30 m ³ SPPS were pumped into the wells. The additional oil production from the implementation of the technology for two months amounted to 720 tons.

Claims

METHOD FOR IMPROVING OIL RECOVERY comprising sequential injection rims alkali solution and a solution of polyacrylamide, characterized in that the rims of the solution polyacrylamide is injected before injection rim alkaline solution, which is used as production effluents sulfonate additive in the neutralization of sulfonated mineral oil, ammonia or a mixture thereof with Neonol AF ₉ _- ₁ ₂ , with the ratio of the rims of the injected solutions 1 (0.5 2.0).