RU2065944C1

RU2065944C1 - Reagent for changing direction of filtration streams when treating bottom zone of injection and oil-productive wells

Info

Publication number: RU2065944C1
Application number: RU94003585A
Authority: RU
Inventors: Б.И. Тульбович; В.Г. Михневич; Л.В. Казакова; Р.С. Рахимкулов; А.М. Паклин; А.В. Радушев
Original assignee: Пермский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Priority date: 1994-02-01
Filing date: 1994-02-01
Publication date: 1996-08-27

Abstract

FIELD: oil and gas production. SUBSTANCE: reagent is employed based on still bottoms from synthetic fatty acid production containing at least 30% of dry residue, no less than 1.7 mg-equ/l of synthetic fatty acid sodium salts, and not more than 0.1% of a free alkali based on dry residue. EFFECT: increased oil production. 2 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобыче, в частности к составам для изменения профилей приемистости нагнетательных скважин и/или для ограничения водопритоков нефтедобывающих скважин, и предназначено для использования при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений, сложенных как терригенными, так и карбонатными породами. The invention relates to oil production, in particular to compositions for changing the injectivity profiles of injection wells and / or to limit water production of oil wells, and is intended for use in the development and operation of oil fields composed of both terrigenous and carbonate rocks.

Известен реагент для заводнения нефтяного пласта, представляющий собой раствор щелочи (см. Горбунов А.Т. Бученков Л.И. Щелочное заводнение. М. Недра, 1989, с. 159). При использовании такого реагента в пласте происходит эмульгирование нефти и изменение смачиваемости породы, за счет чего частично снижается проницаемость водопроницаемых пропластков, а значит, в конечном итоге увеличивается охват пласта заводнением. A known reagent for flooding an oil reservoir, which is a solution of alkali (see Gorbunov AT, Buchenkov LI, Alkaline flooding. M. Nedra, 1989, p. 159). When using such a reagent, oil is emulsified in the formation and the rock wettability changes, due to which the permeability of water-permeable layers is partially reduced, which means that the coverage of the formation with water flooding ultimately increases.

Недостатком указанного известного реагента является его недостаточная эффективность по снижению проницаемости водопроницаемых пропластков по воде, что не позволяет в достаточной степени увеличить охват пласта заводнением. The disadvantage of this known reagent is its lack of effectiveness in reducing the permeability of permeable interlayers in water, which does not allow to sufficiently increase the coverage of the formation by water flooding.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по назначению является реагент для обработки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин, представляющий собой продукт полимерного строения производное акриловой кислоты полиакриламид (ПАА) (см. Сургучев М.Л. и др. Методы извлечения остаточной нефти. М. Недра, 1991, с. 117). The closest to the proposed technical solution for the intended purpose is a reagent for processing the bottom-hole zone of the injection well reservoir, which is a polymer structure product derived from acrylic acid polyacrylamide (PAA) (see Surguchev M.L. et al. Methods for the extraction of residual oil. M. Nedra, 1991, p. 117).

Указанный реагент применяют в процессе заводнения нефтяного пласта путем последовательной закачки в пласт его 0,01-0,1%-ного раствора и воды. The specified reagent is used in the process of flooding an oil reservoir by sequentially injecting a 0.01-0.1% solution and water into the reservoir.

Однако известный реагент ПАА не обеспечивает в достаточной степени снижение проницаемости водопроницаемых пропластков по воде, особенно для карбонатных пород, т.к. недостаточно гидрофилизует поверхность породы пласта, что не позволяет в достаточной степени увеличить охват пласта заводнением, а значит, вовлечь в разработку дополнительные нефтенасыщенные зоны. However, the known PAA reagent does not provide a sufficient reduction of the permeability of water-permeable layers through water, especially for carbonate rocks, because insufficiently hydrophilizes the surface of the formation rock, which does not allow to sufficiently increase the coverage of the formation by water flooding, and therefore, to involve additional oil-saturated zones in the development.

Этот недостаток известного реагента не позволяет при его использовании увеличить в достаточной степени нефтеизвлечение из пласта. This disadvantage of the known reagent does not allow, when used, to sufficiently increase oil recovery from the formation.

Задача изобретения повышение степени снижения проницаемости водопроницаемых пропластков по воде. The objective of the invention is to increase the degree of reduction of permeability of water-permeable layers in water.

Это достигается тем, что в качестве реагента для обработки призабойной зоны пласта нагнетательных и нефтедобывающих скважин используют продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, содержащий не менее 30% сухого остатка и не менее 1,7 мг-экв/л натриевых мыл синтетических жирных кислот и не более 0,1% свободной щелочи из расчета на сухой остаток. This is achieved by the fact that a product based on saponified bottoms from the production of synthetic fatty acids containing not less than 30% solids and not less than 1.7 mEq / l sodium soaps is used as a reagent for treating the bottom-hole zone of the reservoir of injection and oil producing wells synthetic fatty acids and not more than 0.1% free alkali based on the dry residue.

Продукт на основе омыленных кубовых остатков от производства синтетических жирных кислот, содержащий не менее 30% сухого остатка и не менее 1,7 мг-экв/л натриевых мыл синтетических жирных кислот и не более 0,1% свободной щелочи из расчета на сухой остаток, является водоэмульсионной синтетической пастой и выпускается Волгодонским химическим заводом по ТУ 38.302-30-51-92 под торговой маркой "Эмко". "Эмко" представляет собой пасту темно-коричневого цвета, имеющую щелочную реакцию (pН 2%-ного раствора составляет 9-10,5), и до настоящего времени предназначалась для использования в качестве смазки в процессах металлообработки в машиностроении, в процессах волочения и др. В нефтедобывающей промышленности применение указанной пасты "Эмко" неизвестно. A product based on saponified bottoms from the production of synthetic fatty acids, containing not less than 30% solids and not less than 1.7 mEq / l sodium soaps of synthetic fatty acids and not more than 0.1% free alkali, based on dry solids, It is a water-based synthetic paste and is produced by the Volgodonsk Chemical Plant in accordance with TU 38.302-30-51-92 under the Emko trademark. "Emco" is a dark brown paste having an alkaline reaction (pH of a 2% solution is 9-10.5), and so far has been intended for use as a lubricant in metalworking processes in mechanical engineering, in drawing processes, etc. In the oil industry, the use of this Emko paste is unknown.

Цель изобретения достигается следующим образом. The purpose of the invention is achieved as follows.

При закачке предлагаемого реагента в призабойную зону пласта, например, нагнетательной скважины он вначале проникнет в высокопроницаемые обводненные зоны, ранее промытые водой. Адсорбируясь на поверхности пористой среды, реагент гидрофилизует ее, что приводит к снижению проницаемости этих высокопроницаемых зон для последующих закачиваемых в процессе заводнения объемов воды. Кроме того, взвешенные микрочастицы, содержащиеся в реагенте "Эмко", по-видимому, способствуют частичному закупориванию промытых зон продуктивного пласта, что также приводит к снижению их проницаемости. When pumping the proposed reagent into the bottom-hole zone of the formation, for example, an injection well, it will first penetrate the highly permeable flooded zones previously washed with water. Adsorbed on the surface of a porous medium, the reagent hydrophilizes it, which leads to a decrease in the permeability of these highly permeable zones for subsequent volumes of water injected during flooding. In addition, the suspended microparticles contained in the Emco reagent, apparently, contribute to the partial clogging of the washed zones of the reservoir, which also leads to a decrease in their permeability.

Вместе с этим на снижение проницаемости водопроницаемых пропластков при закачке "Эмко" в скважину, по-видимому, оказывает влияние еще и процесс эмульгирования, происходящий при контакте "Эмко" с пластовой нефтью. Образующаяся при этом эмульсия также способствует снижению проницаемости пропластков по воде. В результате этого последующие закачиваемые объемы воды при заводнении вынуждены уже проникать в низкопроницаемые зоны, что приведет к дополнительному их введению в разработку, а значит, к увеличению охвата пласта заводнением и к увеличению нефтеизвлечения из пласта. At the same time, the emulsification process that occurs when Emko comes into contact with reservoir oil is also influenced by the decrease in the permeability of water-permeable layers during the injection of Emco into the well. The resulting emulsion also helps to reduce the permeability of the interlayers in water. As a result of this, subsequent injected volumes of water during flooding are forced to penetrate into low-permeability zones, which will lead to their additional introduction into development, which means to increase the coverage of the formation by flooding and to increase oil recovery from the formation.

При обработке же призабойной зоны добывающей скважины растворами пасты "Эмко" также происходит снижение проницаемости пропластков по воде и за счет этого снижается обводненность добываемой нефти. When treating the bottom-hole zone of a producing well with Emco paste solutions, there is also a decrease in water permeability of the interlayers and, as a result, the water cut of produced oil is reduced.

Предлагаемая в качестве реагента для обработки призабойной зоны пласта нагнетательных и нефтедобывающих скважин паста "Эмко" была испытана в лабораторных условиях. Emko paste, which was proposed as a reagent for treating the bottom-hole zone of a reservoir of injection and oil producing wells, was tested in laboratory conditions.

Эффективность действия растворов "Эмко" по снижению водопроницаемости пропластков по воде оценивалась по нескольким параметрам. The effectiveness of the solutions of "Emco" to reduce the water permeability of the interlayers in water was evaluated by several parameters.

Первый параметр фактор остаточного сопротивления, равный отношению водопроницаемости породы после и до фильтрации раствора реагента. The first parameter is the residual resistance factor equal to the ratio of rock permeability after and before the filtration of the reagent solution.

Второй параметр коэффициент вытеснения нефти водой и растворами "Эмко". The second parameter is the coefficient of oil displacement by water and Emco solutions.

Третий параметр коэффициент смачиваемости (М) отражает процессы, происходящие при контакте растворов химреагентов с пористой средой. Изменение смачиваемости характеризуется отношением М₂/M₁, где M₁ и M₂ показатели смачиваемости в системах порода-дистиллированная вода-нефть и порода-раствор химреагента-нефть соответственно.The third parameter, the wettability coefficient (M), reflects the processes that occur when chemical solutions come in contact with a porous medium. The change in wettability is characterized by the ratio M ₂ / M ₁ , where M ₁ and M _{2 are} the wettability indices in the rock-distilled water-oil and rock-chemical reagent-oil systems, respectively.

Первый показатель в основном характеризует способность "Эмко" при ее использовании в нагнетательных скважинах включать в процесс вытеснения нефти водой новые зоны пласта, неохваченные ранее заводнением. The first indicator mainly characterizes the ability of Emko, when used in injection wells, to include in the process of oil displacement by water new zones of the reservoir that were not previously covered by water flooding.

Второй показатель оценивает, насколько изменяются нефтевытесняющие свойства закачиваемой в нагнетательную скважину воды после применения "Эмко". The second indicator estimates how much the oil-displacing properties of the water injected into the injection well change after the application of Emco.

Опыты по определению этих параметров проводились на реальных образцах горных пород (терригенных и карбонатных), а также с использованием реальных нефтей и пластовых вод. The experiments to determine these parameters were carried out on real rock samples (terrigenous and carbonate), as well as using real oils and formation water.

Исследования проводили на керне, представленном карбонатными (проницаемость 0,1-0,3 мкм² и терригенными (проницаемость 0,15-0,4 мкм² продуктивными отложениями.The studies were carried out on a core represented by carbonate (permeability of 0.1-0.3 μm ² and terrigenous (permeability of 0.15-0.4 μm ² productive deposits.

В опытах использовали модели нефтей, приготовленные путем разбавления поверхностных нефтей керосином до параметров, соответствующих нефти в пластовых условиях:
модель I (месторождение 1 карбонатные отложения): вязкость 45 мПа•с, плотность 912 кг/м³;
модель II (месторождение II терригенные отложения): вязкость 69 мПа•с, плотность 910 кг/м³.In the experiments we used oil models prepared by diluting surface oils with kerosene to parameters corresponding to oil in reservoir conditions:
model I (deposit 1 carbonate deposits): viscosity 45 MPa • s, density 912 kg / m ³ ;
model II (field II terrigenous deposits): viscosity 69 mPa • s, density 910 kg / m ³ .

Фактор остаточного сопротивления определяли на установке УИПК на единичных образцах с остаточной нефтенасыщенностью при фильтрации воды и растворов "Эмко" по следующей методике:
создавали остаточную нефтенасыщенность при прокачивании 2-5 объемов пор воды;
фильтровали 5 объемов пор воды с определением коэффициента проницаемости K $\binom{1}{пр.в}$ и давления ΔP $\binom{1}{в}$ ;
фильтровали 1 объем пор раствора "Эмко";
далее фильтровали 5 объемов пор воды с определением коэффициента проницаемости K $\binom{2}{пр.в}$ и давления ΔP $\binom{2}{в}$ .The residual resistance factor was determined on a UIPK installation on single samples with residual oil saturation during filtration of water and Emco solutions according to the following procedure:
created residual oil saturation when pumping 2-5 pore volumes of water;
filtered 5 pore volumes of water with determination of permeability coefficient K $\binom{1}{pr}$ and pressure ΔP $\binom{1}{in}$ ;
filtered 1 pore volume of the solution "Emco";
then filtered 5 pore volumes of water with the determination of the permeability coefficient K $\binom{2}{pr}$ and pressure ΔP $\binom{2}{in}$ .

Затем определяли фактор остаточного сопротивления, который равен

В табл.1 представлены результаты фильтрации через водонасыщенные образцы керна предлагаемого реагента "Эмко"и реагента по прототипу (ПАА).Then determined the residual resistance factor, which is equal to

Table 1 presents the results of filtering through water-saturated core samples of the proposed reagent "Emco" and the reagent of the prototype (PAA).

Данные, приведенные в табл. 1, показывают, что предлагаемый реагент "Эмко" способен снижать в среднем проницаемость керна по воде на 59-80% в то время как известный реагент полиакриламид, лишь на 48-50% То есть при использовании этих реагентов в промысловых условиях, например при заводнении, охват пласта заводнением с использованием "Эмко" будет выше на 11-30% чем при использовании ПАА, а значит, и выше будет нефтеизвлечение. При добыче нефти обводненность добываемой продукции будет ниже при использовании для обработки призабойной зоны скважины пасты "Эмко". The data given in table. 1, show that the proposed Emco reagent is able to reduce the average water permeability of core by 59-80% while the known polyacrylamide reagent, only by 48-50% That is, when using these reagents in commercial conditions, for example, during flooding , the coverage of the reservoir by flooding using Emco will be 11-30% higher than when using PAA, which means that oil recovery will be higher. During oil production, the water cut of the produced products will be lower when using Emko paste for processing the bottom-hole zone of the well.

Как при заводнении, так и при добыче нефти "Эмко" рекомендуется использовать в виде 1-5%-ного водного раствора. It is recommended to use Emco as a 1-5% aqueous solution for both waterflooding and oil production.

Далее в ходе лабораторных испытаний определяли коэффициент вытеснения нефти предлагаемым реагентом "Эмко" и известным реагентом полиакриламидом. Определение проводили стандартным методом лабораторного моделирования по ОСТ 39-195-86. Нефть. "Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях". М. изд. станд. 1986. Further, in the course of laboratory tests, the oil displacement coefficient was determined by the proposed Emco reagent and the known polyacrylamide reagent. The determination was carried out by the standard laboratory simulation method according to OST 39-195-86. Oil. "Method for determining the coefficient of oil displacement by water in laboratory conditions." M. ed. stand. 1986.

Результаты, полученные в ходе указанных испытаний, показали, что прирост коэффициента вытеснения нефти у предлагаемого реагента составляет 5-7% в то время как у прототипа лишь 1,5-2%
Затем в ходе лабораторных испытаний определяли коэффициент смачиваемости (М) по методике, описанной в книге Тульбовича Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. М. Недра, 1979, с. 138-166. При этом определяли М₁ показатель смачиваемости в системе порода-дистиллированная вода-нефть, и М₂ показатель смачиваемости в системе порода-раствор "Эмко"-нефть.The results obtained during these tests showed that the increase in oil displacement coefficient of the proposed reagent is 5-7%, while the prototype only 1.5-2%
Then, in the course of laboratory tests, the wettability coefficient (M) was determined by the method described in the book of B. Tulbovich. Methods for the study of reservoir rocks of oil and gas. M. Nedra, 1979, p. 138-166. In this case, the M ₁ wettability index in the rock-distilled water-oil system was determined, and the M ₂ wettability index in the rock-solution Emko-oil system.

Коэффициент смачиваемости определяли как отношение М₂/M₁ и по нему судили о степени гидрофилизации породы после обработки этой породы раствором "Эмко". Степень гидрофилизации тем выше, чем ближе этот коэффициент к единице или выше единицы.The wettability coefficient was determined as the ratio M ₂ / M ₁ and it was used to judge the degree of hydrophilization of the rock after treatment of this rock with an Emco solution. The degree of hydrophilization is the higher, the closer this coefficient is to unity or higher than unity.

Данные о влиянии раствора "Эмко" на смачиваемость известняков из нефтяной части пласта приведены в табл.2. Data on the effect of the Emco solution on the wettability of limestone from the oil part of the reservoir are given in Table 2.

Данные, приведенные в табл.2, показывают, что растворы "Эмко" гидрофилизуют поверхность образцов породы. The data given in Table 2 show that Emco solutions hydrophilize the surface of rock samples.

На основании результатов проведенных испытаний можно сделать следующие выводы. Based on the results of the tests, the following conclusions can be drawn.

Предлагаемая в качестве реагента для обработки призабойной зоны пласта нагнетательных и нефтедобывающих скважин паста "Эмко" обеспечивает высокую степень снижения проницаемости водопроницаемых пропластков по воде, в основе чего, в частности, лежит гидрофилизация поверхности пористой среды. Emko paste, which is proposed as a reagent for treating the bottom-hole zone of a reservoir of injection and oil producing wells, provides a high degree of reduction in the permeability of water-permeable layers through water, which, in particular, is based on hydrophilization of the surface of a porous medium.

Предлагаемый реагент "Эмко" позволяет увеличить коэффициент вытеснения нефти на 5-7% по сравнению с вытеснением водой. The proposed reagent "Emco" allows you to increase the coefficient of oil displacement by 5-7% compared with water displacement.

Технология использования предлагаемого реагента стандартная, как при заводнении, так и при добыче нефти. При заводнении она включает последовательную закачку в нагнетательную скважину воды, предлагаемого реагента и вновь воды. Возможна также закачка предлагаемого реагента и на первичной стадии разработки месторождения. При добыче нефти технология предусматривает закачку в добывающую скважину реагента "Эмко" и пуск скважины в эксплуатацию. The technology for using the proposed reagent is standard, both in water flooding and in oil production. When flooding, it includes the sequential injection into the injection well of water, the proposed reagent and again the water. It is also possible to pump the proposed reagent at the initial stage of field development. In oil production, the technology provides for the injection of Emco reagent into the production well and commissioning of the well.

В настоящее время проводятся опытно-промысловые испытания растворов "Эмко" на нагнетательной скважине, пробуренной в продуктивных турнейских отложениях Березовского месторождения. Данные испытаний обобщаются. ТТТ1 ТТТ2 Field tests of Emko solutions are currently underway at an injection well drilled in the productive Tournaisian sediments of the Berezovsky field. Test data are summarized. TTT1 TTT2

Claims

The use of a product based on bottoms from the production of synthetic fatty acids containing not less than 30% solids and not less than 1.7 mEq / l sodium soaps of synthetic fatty acids and not more than 0.1% free alkali based on dry solids, as a reagent for changing the directions of the filtration flows during the treatment of the bottom-hole zone of the reservoir of injection and oil wells.