RU2087698C1 - Method for levelling injectivity profile of injection wells - Google Patents
Method for levelling injectivity profile of injection wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2087698C1 RU2087698C1 RU95103352A RU95103352A RU2087698C1 RU 2087698 C1 RU2087698 C1 RU 2087698C1 RU 95103352 A RU95103352 A RU 95103352A RU 95103352 A RU95103352 A RU 95103352A RU 2087698 C1 RU2087698 C1 RU 2087698C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- composition
- calcium chloride
- sodium
- potassium
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Fats And Perfumes (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи пласта и снижению обводненности добывающих скважин. The invention relates to the oil industry, in particular to increase oil recovery and reduce water cut in producing wells.
Известен способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, суть которого заключается в изоляции зоны пласта с высокой проницаемостью от зоны пласта с низкой проницаемостью посредством раздельной закачки силиката натрия в высокопроницаемую зону и активатора гелеобразования в низкопроницаемый участок пласта [1]
Недостатком данного способа является то, что для проведения изоляционных работ требуется дополнительная технологическая операция по установке одного или двух пакеров. Проведение таких работ практически невозможно в эксплуатационной колонне с большим интервалом перфорации и большой плотностью перфорационных отверстий.A known method of regulating the injectivity profile of an injection well, the essence of which is to isolate a zone of a formation with high permeability from a zone of a formation with low permeability by separately injecting sodium silicate into a highly permeable zone and a gelation activator in a low-permeable section of the formation [1]
The disadvantage of this method is that for the insulation work requires an additional process step to install one or two packers. Such work is practically impossible in a production casing with a large perforation interval and a high density of perforations.
Раздельная закачка компонентов не обеспечивает полного смешения компонентов и создания изолирующего экрана. Separate injection of components does not provide complete mixing of the components and create an insulating screen.
Наиболее близким решением, взятым за прототип, является способ изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину, суть которого заключается в последующей закачке в пласт отходов промысловой подготовки нефти, затем раздельной закачки водного раствора бишофита и водного раствора силиката натрия [2]
Недостатком данного способа является то, что этот способ не может обеспечить качественной и продолжительной изоляции по двум причинам. Первая - отходы подготовки нефти имеют достаточно высокую вязкость при температуре 20oC, но при температуре пласта 60o-80oC вязкость их резко снижается, а так как система не имеет сшитой структуры, состав будет вытеснен закачиваемыми водами. Вторая раздельная закачка компонентов не обеспечивает полного смешения реагентов в пласте и не гарантирует образования осадка в достаточном количестве для устойчивой преграды в зонах поглощения.The closest solution taken as a prototype is a method of isolating the zones of absorption and inflow of formation water into the well, the essence of which is the subsequent injection into the reservoir of waste oil treatment, then separate injection of an aqueous solution of bischofite and an aqueous solution of sodium silicate [2]
The disadvantage of this method is that this method cannot provide high-quality and long-term isolation for two reasons. The first is that oil treatment waste has a fairly high viscosity at a temperature of 20 o C, but at a formation temperature of 60 o -80 o C their viscosity decreases sharply, and since the system does not have a crosslinked structure, the composition will be replaced by injected water. The second separate injection of the components does not provide complete mixing of the reagents in the formation and does not guarantee the formation of sediment in sufficient quantities for a stable barrier in the absorption zones.
Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой нефти за счет изоляции трещиноватых, промытых зон и высокопроницаемых пластов и увеличения фильтрационного сопротивления интервалов со средней проницаемостью. The objective of the invention is to increase oil recovery and reduce water cut in produced oil by isolating fractured, washed zones and highly permeable formations and increasing the filtration resistance of intervals with medium permeability.
Поставленная задача достигается тем, что в известном способе, включающем последовательную закачку в пласт двух составов, составы закачивают различной консистенции, при этом в качестве первого состава закачивают осадкообразующий состав, дающий крупнодисперсный объемный осадок, а в качестве второго состава закачивают гелеобразующий состав, укрепляющий структуру изолирующего экрана. The problem is achieved in that in the known method, which includes sequential injection of two compositions into the formation, the compositions are pumped with different consistencies, while the first composition is injected with a sediment-forming composition, giving a coarse bulk sediment, and as a second composition, a gel-forming composition is reinforced, which strengthens the structure of the insulating screen.
Для получения двух различных изолирующих составов используют одинаковые компоненты, но в различных соотношениях. To obtain two different insulating compositions using the same components, but in different ratios.
Осадкообразующий состав содержит силикат натрия (калия), хлорид кальция, хлорид натрия и воду, при следующем соотношении компонентов, мас. The precipitating composition contains sodium silicate (potassium), calcium chloride, sodium chloride and water, in the following ratio, wt.
силикат натрия (калия) 6,0-8,0
хлорид натрия 1,0-2,0
хлорид кальция 0,5-0,7
вода остальное
Гелеобразующий состав включает также силикат натрия (калия), хлорид кальция и воду при следующих соотношениях, мас.sodium silicate (potassium) 6.0-8.0
sodium chloride 1.0-2.0
calcium chloride 0.5-0.7
water rest
The gelling composition also includes sodium silicate (potassium), calcium chloride and water in the following ratios, wt.
силикат натрия (калия) 5,0-7,0
хлорид кальция 0,4-0,5
вода пресная остальное
Предлагаемый состав допускает применение минерализованной воды для приготовления гелеобразующего состава. Для этого в состав дополнительно вводят комплексообразователь для предотвращения мгновенного выпадения в осадок окиси кремния и получения качественного геля. В этом случае состав готовят при следующем соотношении ингредиентов, мас.sodium silicate (potassium) 5.0-7.0
calcium chloride 0.4-0.5
fresh water the rest
The proposed composition allows the use of mineralized water for the preparation of a gelling composition. For this, a complexing agent is additionally introduced into the composition to prevent the instantaneous precipitation of silicon oxide and obtain a high-quality gel. In this case, the composition is prepared in the following ratio of ingredients, wt.
силикат натрия (калия) 5,0-7,0
хлорид кальция 0,4-0,5
комплексообразователь 0,1-0,5
вода минерализованная остальное
Для связывания катиона кальция можно использовать карбоксилсодержащие комплексоны, широко распространенные в нефтедобывающей промышленности, такие как динатриевая соль этилендиаминтетроуксусной кислоты (Na2ЭДТА) - Трилон Б, и нитрилотриметиленфосфоновой кислоты НТФ.sodium silicate (potassium) 5.0-7.0
calcium chloride 0.4-0.5
complexing agent 0.1-0.5
mineralized water the rest
To bind the calcium cation, carboxyl-containing complexones widely used in the oil industry can be used, such as the disodium salt of ethylenediaminetetroacetic acid (Na 2 EDTA) - Trilon B, and nitrilotrimethylene phosphonic acid NTP.
Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемый способ отличается от известного компонентами закачиваемых составов и их консистенцией, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию "новизна". Comparative analysis with the prototype shows that the inventive method differs from the known components of the injected compositions and their consistency, which allows us to conclude that the proposed technical solution meets the criterion of "novelty."
Анализ известных способов выравнивания профиля приемистости и образования блокирующих зон в пласте при заводнении показал, что для увеличения фильтрационного сопротивления пласта применяются дисперсные системы или гелеобразующие составы, однако известность указанных в формуле признаков не обнаружена, поэтому можно сделать вывод, что указанная совокупность признаков соответствует критерию "изобретательский уровень". An analysis of the known methods for equalizing the injectivity profile and the formation of blocking zones in the formation during flooding showed that dispersed systems or gel-forming compositions are used to increase the filtering resistance of the formation, however, the fame of the characteristics indicated in the formula has not been found, therefore it can be concluded that the specified set of features meets the criterion " inventive step ".
Сущность изобретения заключается в следующем. The invention consists in the following.
В качестве первого раствора в скважину закачивают осадкообразующий состав. Компоненты состава смешивают на устье скважины с помощью гидроактиватора. Последний обеспечивает полное смешение компонентов и максимальное образование осадка. Дисперсность образовавшегося осадка можно регулировать содержанием хлорида натрия в растворе. При содержании хлорида натрия более 1% получается крупнодисперсный объемный осадок окиси кремния, который кольматирует мелкие трещины, высокопроницаемые промытые зоны и зоны со средней проницаемостью, увеличивая их фильтрационные сопротивления, и не нарушает фильтрационные свойства низкопроницаемых пластов. As the first solution, a sediment-forming composition is pumped into the well. The components of the composition are mixed at the wellhead using a hydraulic activator. The latter provides complete mixing of the components and the maximum formation of sediment. The dispersion of the precipitate formed can be controlled by the content of sodium chloride in the solution. When the content of sodium chloride is more than 1%, a coarse bulk sediment of silicon oxide is obtained, which clogs small cracks, highly permeable washed zones and zones with medium permeability, increasing their filtration resistances, and does not violate the filtration properties of low permeable formations.
Вторым раствором является гелеобразующий состав. Смешение компонентов гелеобразующего состава происходит также с помощью гидроактиватора, обеспечивающего полное смешение. Вязкость гелеобразующего состава близка к вязкости воды и поэтому он легко фильтруется в пласт. При повышенной температуре пласта образуется прочный гель, имеющий касательное напряжение сдвига 150 200 Па. Время гелеобразования 4-8 часов при температуре 20oC и 20-100 мин при температуре 70o-80oC (см. табл. 1,2). Гелеобразующий состав, имеющий вязкость, близкую к вязкости воды, легко фильтруется через дисперсный осадок, кольматирующий трещины и промытые высокопроницаемые зоны. При отверждении гель закрепляет дисперсный осадок в своей структуре, что способствует созданию прочного экрана, увеличивающего фильтрационное сопротивление высокопроницаемых зон на продолжительный срок.The second solution is a gelling composition. The mixing of the components of the gel-forming composition also occurs with the help of a hydroactivator, providing complete mixing. The viscosity of the gelling composition is close to the viscosity of water and therefore it is easily filtered into the reservoir. At elevated formation temperature, a strong gel is formed having a shear stress of shear of 150-200 Pa. The gelation time is 4-8 hours at a temperature of 20 o C and 20-100 min at a temperature of 70 o -80 o C (see table. 1.2). A gel-forming composition having a viscosity close to the viscosity of water is easily filtered through a dispersed precipitate, clogging cracks and washed highly permeable zones. During curing, the gel fixes the dispersed precipitate in its structure, which contributes to the creation of a durable screen that increases the filtering resistance of highly permeable zones for a long time.
Изолирующие составы, применяемые для осуществления технологического процесса по предлагаемому способу, отличаются простотой приготовления, минимальным содержанием компонентов. The insulating compositions used for the implementation of the technological process according to the proposed method are notable for simplicity of preparation, minimal content of components.
Силикат натрия, хлорид кальция и натрия не дефицитны и не дороги. Эти вещества безвредны и экологически чисты. Sodium silicate, calcium chloride and sodium are not scarce and not expensive. These substances are harmless and environmentally friendly.
Пример. Example.
Технологический процесс проведения изоляционных работ по предлагаемому способу предусматривает закачку рабочих растворов в три этапа. The technological process of insulating work on the proposed method involves the injection of working solutions in three stages.
Приготовление осадкообразующего состава. Preparation of sediment-forming composition.
Чтобы избежать мгновенного выпадения осадка при взаимодействии силиката натрия с электролитом, раствор хлорида кальция и натрия готовят и закачивают в два этапа. To avoid instant precipitation during the interaction of sodium silicate with an electrolyte, a solution of calcium chloride and sodium is prepared and pumped in two stages.
Этап 1. В емкость объемом 25 м3 засыпают расчетное количество хлорида кальция и хлорида натрия, затем добавляют воду. Все перемешивают в течение 2-3 циклов агрегатом ЦА-320 и закачивают в скважину.
Этап 2. В освободившейся емкости готовят следующую часть электролита. Для этого в емкость засыпают половину расчетного количества хлорида натрия и хлорида кальция, затем набирают воду. Раствор перемешивают в течение 2-3 циклов. Одновременно во вторую емкость объемом 25 м3 заливают расчетный объем силиката натрия (калия) и воды, раствор перемешивают вторым цементировочным агрегатом в течение двух циклов. После приготовления растворов начинают их одновременную закачку в скважину через гидроактиватор. После чего в скважину закачивают воду в объеме 10 м3+объем НКТ.Stage 2. In the vacated container, the next part of the electrolyte is prepared. For this, half the calculated amount of sodium chloride and calcium chloride is poured into the container, then water is collected. The solution is stirred for 2-3 cycles. At the same time, the calculated volume of sodium silicate (potassium) and water is poured into a second container with a volume of 25 m 3 , the solution is mixed with a second cementing unit for two cycles. After the preparation of the solutions, their simultaneous injection into the well through the hydroactivator is begun. After that, water is pumped into the well in a volume of 10 m 3 + tubing volume.
Этап 3. Приготовление гелеобразующего состава. Step 3. Preparation of a gelling composition.
В емкости объемом 25 м3 готовят раствор хлорида кальция. Для этого в емкость набирают расчетное количество хлорида кальция и воды. Раствор перемешивают в течение 2 циклов. При использовании минерализованной воды для приготовления гелеобразующего состава в раствор хлористого кальция добавляют расчетное количество комплексообразователя. Одновременно во вторую емкость, объемом 25 м3 заливают расчетный объем силиката натрия (калия) и воды, раствор перемешивают вторым цементировочным агрегатом в течение 2 циклов. После перемешивания растворы одновременно закачивают в скважину через гидроактиватор. После завершения закачки в скважину продавливают воду в объеме 90-100 м3. После окончания продавки скважину оставляют в покое на 24-48 ч для созревания геля.In a container of 25 m 3 a solution of calcium chloride is prepared. For this, the calculated amount of calcium chloride and water is collected in the container. The solution was stirred for 2 cycles. When using mineralized water to prepare a gelling composition, a calculated amount of complexing agent is added to the calcium chloride solution. At the same time, the calculated volume of sodium silicate (potassium) and water is poured into the second container, with a volume of 25 m 3 , the solution is mixed with the second cementing unit for 2 cycles. After mixing, the solutions are simultaneously pumped into the well through a hydro-activator. After completion of injection into the well, water is squeezed in a volume of 90-100 m 3 . After the completion of the sale, the well is left alone for 24-48 hours to mature the gel.
По предлагаемому способу с целью снижения обводненности добываемой пластовой жидкости за счет выравнивания профиля приемистости были проведены работы на Самотлорском месторождении в нагнетательных скважинах NN 1404 и 2016. According to the proposed method, in order to reduce the water cut of the produced reservoir fluid due to the equalization of the injectivity profile, work was carried out at the Samotlor field in injection wells NN 1404 and 2016.
В каждую скважину было закачено по 140 м3 осадкообразующего и гелеобразующего состава, на приготовление которых было израсходовано по 8,8 м3 силиката натрия, плотностью 1,4 г/см3, по 3,0 м3 раствора хлористого кальция, плотностью 1,18 г/см3 и по 5,4 м3 раствора хлористого натрия, плотностью 1,18 г/см3. Через 30-60 сут нагнетания воды после закачки составов в реагирующих скважинах в добываемой пластовой жидкости отмечено снижение коэффициента обводненности и повышение прироста дебита нефти, что подтверждается показателями согласно таблице N 3.140 m 3 of sediment-forming and gel-forming composition was pumped into each well, for the preparation of which 8.8 m 3 of sodium silicate, density 1.4 g / cm 3 , 3.0 m 3 calcium chloride solution,
Из таблицы N 3 видно, что обводненность добываемой жидкости в регирующей скважине N 26818 снизилась на 20-22% дебит нефти возрос на 2,3 м3/сут. В скважине N 15072 обводненность снизилась на 35% дебит нефти вырос на 36,6 м3/сут. В скважине N 30366 обводненность снизилась на 19% дебит нефти возрос на 3,6 м3/сут. В скважине N 30474 обводненность снизилась на 6,7-15,6% дебит нефти возрос на 7,7-17,6 м3/сут.From table No. 3 it is seen that the water cut of the produced fluid in the registering well N 26818 decreased by 20-22%; the oil production rate increased by 2.3 m 3 / day. In well N 15072, water cut decreased by 35%; oil production increased by 36.6 m 3 / day. In well N 30366, water cut decreased by 19%; oil production increased by 3.6 m 3 / day. In well N 30474, water cut decreased by 6.7-15.6%; oil production increased by 7.7-17.6 m 3 / day.
Предлагаемый способ позволяет снизить обводненность добываемой нефти и повысить нефтеотдачу пласта. Способ отличается простотой технологии, доступностью и дешевизной материалов и экологически безопасен. The proposed method allows to reduce the water cut of the produced oil and increase oil recovery. The method is characterized by the simplicity of the technology, the availability and low cost of materials and is environmentally friendly.
Claims (2)
Хлорид натрия 1 2
Хлорид кальция 0,5 0,7
Вода Остальное
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве гелеобразующего состава закачивают состав, включающий силикат натрия (калия), хлорид кальция и воду, при следующем соотношении компонентов, мас.Sodium silicate (potassium) 6 8
Sodium Chloride 1 2
Calcium Chloride 0.5 0.7
Water Else
3. The method according to claim 1, characterized in that as a gelling composition is injected composition comprising sodium silicate (potassium), calcium chloride and water, in the following ratio, wt.
Хлорид кальция 0,4 0,5
Вода ОстальноеSodium Silicate 5 7
Calcium Chloride 0.4 0.5
Water Else
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95103352A RU2087698C1 (en) | 1995-03-07 | 1995-03-07 | Method for levelling injectivity profile of injection wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95103352A RU2087698C1 (en) | 1995-03-07 | 1995-03-07 | Method for levelling injectivity profile of injection wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU95103352A RU95103352A (en) | 1996-12-20 |
| RU2087698C1 true RU2087698C1 (en) | 1997-08-20 |
Family
ID=20165463
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95103352A RU2087698C1 (en) | 1995-03-07 | 1995-03-07 | Method for levelling injectivity profile of injection wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2087698C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2661973C2 (en) * | 2016-05-05 | 2018-07-23 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells |
-
1995
- 1995-03-07 RU RU95103352A patent/RU2087698C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. US, патент, 3656550, кл. E 21 B 33/138, 1972. 2. SU, патент, 2010948, кл. E 21 B 33/138, 1994. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2661973C2 (en) * | 2016-05-05 | 2018-07-23 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Method of leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU95103352A (en) | 1996-12-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6776236B1 (en) | Methods of completing wells in unconsolidated formations | |
| US6016870A (en) | Compositions and methods for consolidating unconsolidated subterranean zones | |
| US7975764B2 (en) | Emulsion system for sand consolidation | |
| RU2456439C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| US20080035343A1 (en) | Tight Formation Water Shut Off Method with Silica Gel | |
| US4505751A (en) | Process for utilizing a silicate/silica cement in oil field applications | |
| US4735265A (en) | Method of enhanced oil recovery from subterranean formations | |
| US4679625A (en) | Oil recovery process using a viscosity adjusted gelation system | |
| RU2087698C1 (en) | Method for levelling injectivity profile of injection wells | |
| RU2661973C2 (en) | Method of leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells | |
| RU2347897C1 (en) | Method of controlling profile log of injection well and restricting water influx in production well | |
| CN111188606B (en) | Low-temperature expandable graphite for steam injection channeling sealing of heavy oil reservoir and preparation method and application thereof | |
| RU2397195C1 (en) | Gel-forming compositions for well water sealing | |
| RU2495902C1 (en) | Sealing mud and method of sealing influx of reservoir fluid or gas | |
| RU2090746C1 (en) | Method for regulation of development of oil deposits by waterflooding | |
| RU2169258C1 (en) | Method of equalization of injectivity profile in injection wells and restriction of water inflows to producing wells | |
| RU2146002C1 (en) | Method adjusting front of flooding of oil pools | |
| RU2536529C1 (en) | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir | |
| RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
| RU2396419C1 (en) | Method for isolation of water production to producing oil wells | |
| US4643254A (en) | Process for the correction of oil well productivity and/or injectivity profiles | |
| RU2147671C1 (en) | Compound for control of formation permeability and water shutoff | |
| RU2164589C1 (en) | Process preventing escape of sand and reduction of water inflow in production oil wells | |
| RU2508446C1 (en) | Method of development of heterogeneous-layer oil deposits | |
| RU2242606C1 (en) | Composition for repair and water-shutoff operations in oil and gas wells |