RU2088752C1 - Method of development of oil deposit - Google Patents
Method of development of oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2088752C1 RU2088752C1 SU5036378A RU2088752C1 RU 2088752 C1 RU2088752 C1 RU 2088752C1 SU 5036378 A SU5036378 A SU 5036378A RU 2088752 C1 RU2088752 C1 RU 2088752C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- gas
- gas mixture
- mixture
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений посредством закачки в пласт вытесняющих агентов. The invention relates to the oil industry, in particular to the development of oil fields by injection into the reservoir displacing agents.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий вытеснение нефти путем закачки в пласт воды и извлечение нефти на поверхность [1]
Недостатком этого способа является низкий коэффициент нефтеотдачи пластов, не превышающий 30 40%
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины и извлечения нефти через добывающие [2]
К недостаткам способа относится то, что степень аэрации образованной водогазовой смеси не зависит от пластовых условий. Так, при закачке воды и газа на опытном участке Самотлорского месторождения отношение объема закаченного газа к объему нагнетаемой воды для разных скважин отличалось в 10-18 раз. (Ефремов Е. П. и др. Водогазовое воздействие на опытном участке Самотлорского месторожденя. Нефтяное хозяйство, 1986, N 12, с. 36 40). В результате этого образованная водогазовая смесь часто обладает очень высокой вязкостью и, соответственно, низкой проникающей способностью, что ухудшает охват нефтяного месторождения воздействием. Кроме этого увеличивается опасность расслоения водогазовой смеси и прорыва газа к добывающим скважинам.A known method of developing an oil field, including the displacement of oil by pumping water into the reservoir and extracting oil to the surface [1]
The disadvantage of this method is the low coefficient of oil recovery, not exceeding 30 40%
Closest to the invention in technical essence is a method of developing an oil field by injecting water and gas into injection wells and extracting oil through production [2]
The disadvantages of the method include the fact that the degree of aeration of the formed water-gas mixture does not depend on reservoir conditions. So, during the injection of water and gas in the experimental section of the Samotlor field, the ratio of the volume of injected gas to the volume of injected water for different wells differed by 10-18 times. (Efremov E.P. et al. Water-gas impact on the experimental site of the Samotlor field. Oil industry, 1986,
Цель изобретения повышение эффективности разработки за счет увеличения проникающей способности водогазовой смеси при уменьшении опасности преждевременного прорыва газа к добывающим скважинам, а также подключение в разработку новых, низкопроницаемых нефтенасыщенных коллекторов при предотвращении опасности образования гидратов газов. The purpose of the invention is to increase the development efficiency by increasing the penetrating ability of the water-gas mixture while reducing the risk of premature gas breakthrough to production wells, as well as connecting new, low-permeability oil-saturated reservoirs to the development while preventing the danger of gas hydrate formation.
Цель достигается тем, что в способе разработки нефтяных месторождений, включающем закачку воды и газа в нагнетательные скважины и добычу нефти посредством эксплуатационных, образование водогазовой смеси ведут с помощью процесса эжекции, причем объем подсасываемого газа поддерживают на таком уровне, чтобы вязкость образованной водогазовой смеси в пластовых условиях была равна вязкости пластовой нефти, а после достижения фронтом вытеснения добывающих скважин степень аэрации повышают в 2 5 раз до снижения приемистости нагнетательных скважин в 1,5 2,5 раза, после чего повышают давление нагнетания в 1,1 1,5 раза до момента восстановления первоначальной приемистости. Кроме того, в закачиваемую воду добавляют смесь двух поверхностно-активных веществ анионактивного и неионогенного типа в количестве 0,1 1% при соотношении 1:1 1:3 соответственно. The goal is achieved by the fact that in the method of developing oil fields, including the injection of water and gas into injection wells and oil production through production wells, the formation of a gas-water mixture is carried out using an ejection process, and the volume of gas to be sucked in is maintained at such a level that the viscosity of the water-gas mixture formed in the reservoir conditions was equal to the viscosity of the reservoir oil, and after the front reaches the displacement of producing wells, the degree of aeration is increased by 2.5 times to reduce the injectivity of injection wells Azhinov 1.5 2.5 times, then the discharge pressure is increased by 1.1 times to 1.5 time the restore the original pickup. In addition, a mixture of two surfactants of anionic and nonionic type in an amount of 0.1 to 1% at a ratio of 1: 1 to 1: 3, respectively, is added to the injected water.
Сущность данного изобретения заключается в том, что такой способ разработки нефтяных месторождений, когда вытесняющий флюид образуется в процессе эжекции, позволяет поддерживать оптимальный режим вытеснения нефти, т.е. такой режим, при котором вязкость, а соответственно и подвижность вытесняющего флюида, равны подвижности вытесняемого (нефти). Повышение степени аэрации водогазовой смеси выше оптимальной приведет к закупорке пор пласта, по которым ранее двигался вытесняющий агент, а последующее повышение давления нагнетания позволит подключить в разработку новые низкопроницаемые нефтенасыщенные коллектора. При этом добавка смеси двух поверхностно-активных веществ повысит стабильность образованной водогазовой смеси, проникающую способность низкоаэрированного раствора ПАВ и предотвратит опасность образования гидратов газов. The essence of this invention lies in the fact that this method of developing oil fields, when the displacing fluid is formed during the ejection process, allows you to maintain the optimal mode of oil displacement, i.e. a regime in which the viscosity, and accordingly the mobility of the displacing fluid, is equal to the mobility of the displaced (oil). Increasing the degree of aeration of the water-gas mixture above the optimum will lead to clogging of the pores of the formation along which the displacing agent previously moved, and a subsequent increase in the injection pressure will allow the development of new low-permeability oil-saturated reservoirs. In this case, the addition of a mixture of two surfactants will increase the stability of the water-gas mixture formed, the penetrating ability of the low-aerated surfactant solution and prevent the risk of gas hydrates.
На основании ряда литературных источников, а также кривых на фиг. 5.2 можно сделать вывод, что оптимальный режим вытеснения нефти будет в том случае, когда подвижность вытесняющего агента равна подвижности нефти. В процессе проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти водогазовой смесью, образованной в струйном аппарате, было установлено, что по достижении определенного времени величина подсоса газа стабилизируется и наступает динамическое равновесие, т.е. степень аэрации поддерживается на одном уровне с небольшими отклонениями. Based on a number of literary sources, as well as the curves in FIG. 5.2 we can conclude that the optimal mode of oil displacement will be in the case when the mobility of the displacing agent is equal to the mobility of the oil. In the process of conducting laboratory studies on the displacement of oil by the gas-gas mixture formed in the jet apparatus, it was found that, after a certain time, the amount of gas suction is stabilized and dynamic equilibrium sets in, i.e. the degree of aeration is maintained at the same level with slight deviations.
При воздействии на нефтяные пласты воды в первую очередь согласно закону Дарси нефть вытесняется из высокопроницаемых пропластов, которые имеют поры большого размера
где O расход;
K проницаемость пласта;
P перепад давления;
A площадь поверхности;
μ вязкость флюида;
L расстояние в пласте.When water is exposed to oil reservoirs, first of all, according to Darcy’s law, oil is displaced from highly permeable layers that have large pores
where O is the flow rate;
K permeability of the reservoir;
P differential pressure;
A surface area;
μ fluid viscosity;
L distance in the reservoir.
Теперь представим, что закачка воды и газа в нефтяной пласт осуществляется (по п. 2) через газожидкостный эжектор, причем степень аэрации водогазовой смеси предварительно увеличивают в 2 5 раз от рассчитанной оптимальной. Нефтяной пласт представляет собой ряд пропластков с различной проницаемостью и различной нефтенасыщенностью. Вначале образованная водогазовая смесь будет заходить в поры с высокой проницаемостью (а в трещиноватых пластах в трещины). Now let’s imagine that water and gas are injected into the oil reservoir (according to claim 2) through a gas-liquid ejector, and the degree of aeration of the gas-water mixture is previously increased by 2.5 times from the calculated optimum. The oil reservoir is a series of interlayers with different permeability and various oil saturations. Initially, the water-gas mixture formed will enter the pores with high permeability (and in the fractured formations into cracks).
Ранее промытые водой пропластки насыщены водой, вязкость который в несколько раз меньше, чем вязкость нефти. Из закона Дарси видно, что вязкость жидкости и расход связаны обратной зависимостью. Из этого очевидно, что пропластки, насыщенные менее вязкой жидкостью (в данном случае водой), будут обладать меньшим сопротивлением для потока любого флюида (в т.ч. и водогазовой смеси) по сравнению с пропластками, насыщенными более вязкой жидкостью. По мере того, как эти поры или трещины наполняются газожидкостной смесью, возрастает фильтрационное сопротивление в этих порах и, соответственно, противодавление на выходе струйного аппарата, что приведет к снижению степени аэрации водогазовой смеси вплоть до нуля. При этом, соответственно, упадет и приемистость нагнетательной скважины. При снижении приемистости нагнетательной скважины в 1,5 2,2 раза повышают давление нагнетания закачиваемой воды в 1,1 1,5 раза. Водогазовая система, находящаяся в порах за счет роста гидродинамических сопротивлений, будет оказывать отклоняющее свойство для закачиваемой вслед воде с низкой степенью аэрации. Газожидкостная система вначале проникает в поры большего размера, затем по мере роста гидравлического сопротивления и нарастания давления нагнетания ГЖС входит в поры меньшего размера. Interlayers previously washed with water are saturated with water, the viscosity of which is several times lower than the viscosity of oil. From Darcy's law it is clear that fluid viscosity and flow rate are inversely related. From this it is obvious that interlayers saturated with a less viscous liquid (in this case, water) will have less resistance to the flow of any fluid (including a water-gas mixture) in comparison with interlayers saturated with a more viscous liquid. As these pores or cracks are filled with a gas-liquid mixture, the filtering resistance in these pores increases and, accordingly, the back pressure at the outlet of the jet apparatus, which will lead to a decrease in the degree of aeration of the gas-gas mixture to zero. In this case, accordingly, the injectivity of the injection well will fall. With a decrease in injectivity of the injection well by 1.5 to 2.2 times, the injection pressure of the injected water is increased by 1.1 to 1.5 times. The gas-water system located in the pores due to the growth of hydrodynamic drags will have a deflecting property for water pumped after it with a low degree of aeration. The gas-liquid system initially penetrates into the pores of a larger size, then, as the hydraulic resistance increases and the pressure of the discharge increases, the GHS enters the pores of a smaller size.
Таким образом, становится очевидным, что ранее закачанная водогазовая смесь оказывает закупоривающее действие на промытые (т.е. более высокопроницаемые) пропластки. В результате вода будет стремиться вытеснить нефть из менее проницаемых, а значит и не промытых ранее, т.е. более нефтенасыщенных пор. Далее по мере того, как вытесняющий флюид вытеснит нефть из пор данной проницаемости, противодавление уменьшается (так как вода будет двигаться по чистым порам), а приемистость нагнетательной скважины восстановится. Thus, it becomes apparent that the previously injected water-gas mixture has a blocking effect on washed (i.e., more highly permeable) layers. As a result, water will tend to displace oil from less permeable, and therefore not previously washed, i.e. more oil-saturated pores. Further, as the displacing fluid displaces the oil from the pores of a given permeability, the backpressure decreases (as the water will move through the clean pores), and the injectivity of the injection well will be restored.
Кроме того, добавка поверхностно-активного вещества в закачиваемую воду позволяет увеличить устойчивость водогазовой системы с высокой степенью аэрации (пены) [Амиян В. А. и др. Применение пенных систем в нефтегазодобыче. М. Недра, 1987, с. 23 25). Это, в свою очередь, позволяет повысить эффективность закупорки водогазовой смесью высокопроницаемых пропластков. При закачке раствора ПАВ с низкой степенью аэрации (в случае, когда падает приемистость нагнетательной скважины и растет противодавление на выходе эжекционного устройства) повышается приемистость нагнетательной скважины за счет увеличения проникающей способности раствора ПАВ по сравнению с водой (Сулейманов А. Б. Применение ПАВ для интенсификации добычи нефти и газа. В кн. "Разработка и эксплуатация морских нефтяных и газовых месторождений", Баку, 1985, 4, с. 41 52). При этом добавка в закачиваемую воду смеси двух поверхностно-активных веществ, одно из которых анионактивного типа, а другое
неиногенного типа, позволяет предотвратить опасность образования гидратов газов при движении водогазовой смеси (см. приложение N 5).In addition, the addition of a surfactant to the injected water makes it possible to increase the stability of a gas-water system with a high degree of aeration (foam) [Amiyan V. A. et al. Use of foam systems in oil and gas production. M. Nedra, 1987, p. 23 25). This, in turn, makes it possible to increase the efficiency of blocking with a gas-gas mixture of highly permeable layers. When injecting a surfactant solution with a low degree of aeration (in the case when the injectivity of the injection well decreases and the back pressure at the outlet of the ejection device increases), the injectivity of the injection well increases due to an increase in the penetrating ability of the surfactant solution compared to water (Suleymanov A. B. Use of surfactants for intensification oil and gas production. In the book "Development and operation of offshore oil and gas fields", Baku, 1985, 4, p. 41 52). In this case, an additive to the injected water is a mixture of two surfactants, one of which is an anionic type, and the other
non-inogenic type, it helps to prevent the danger of the formation of gas hydrates during the movement of a water-gas mixture (see Appendix N 5).
Сопоставительный анализ предлагаемого и прототипа показывает, что предлагаемый способ отличается от известного тем, что вытесняющий флюид закачивают в виде водогазовой смеси, образованной в процессе эжекции, степень аэрации поддерживают на уровне, обеспечивающим равенство вязкостей водогазовой смеси и нефти, а после достижения фронтом вытеснения добывающих скважин степень аэрации водогазовой смеси повышают в 2 5 раз до снижения приемистости нагнетательных скважин в 1,5 2,5 раза, а затем повышают давление нагнетания в 1,1 1,5 раза до восстановления первоначальной приемистости, причем в закачиваемую воду добавляют смесь двух поверхностно-активных веществ ПАВ анионактивного типа и ПАВ неионогенного типа концентрацией 0,1 1% При соотношении 1:1 1:3. A comparative analysis of the proposed and the prototype shows that the proposed method differs from the known one in that the displacing fluid is pumped in the form of a water-gas mixture formed during the ejection process, the degree of aeration is maintained at a level ensuring the viscosity of the gas-gas mixture and oil are equal, and after the front displaces the production wells the degree of aeration of the water-gas mixture is increased by 2.5 times to reduce the injectivity of injection wells by 1.5 2.5 times, and then increase the injection pressure by 1.1 1.5 times to restore detecting initial injectivity, wherein the injection water is added to a mixture of two types of anionic surfactant and nonionic surfactant-type surfactants concentration of 0.1 1% When the ratio 1: 1 1: 3.
Таким образом, предлагаемый способ соответствует критерию "новизна". Thus, the proposed method meets the criterion of "novelty."
Внедрение предлагаемого изобретения позволит повысить эффективность разработки нефтяной залежи за счет увеличения проникающей способности водогазовой смеси при уменьшении опасности преждевременного прорыва газа к добывающим скважинам, а также подключения в разработку новых, низкопроницаемых нефтенасыщенных коллекторов, и кроме того повышение стабильности водогазовой смеси при предотвращении опасности образования гидратов газов. The implementation of the present invention will improve the efficiency of the development of oil deposits by increasing the penetrating ability of the gas mixture while reducing the risk of premature gas breakthrough to production wells, as well as connecting to the development of new, low-permeability oil-saturated reservoirs, and in addition, increasing the stability of the gas-water mixture while preventing the risk of the formation of gas hydrates .
Таким образом, предлагаемый способ соответствует критерию "положительный эффект". Thus, the proposed method meets the criterion of "positive effect".
Признаки, отличающие предлагаемое изобретение, не выявлены в других технических решениях при изучении данной и смежной областей техники и, следовательно, соответствуют критерию "существенные отличия". Signs that distinguish the invention are not identified in other technical solutions in the study of this and related fields of technology and, therefore, meet the criterion of "significant differences".
Предлагаемый способ был испытан в лабораторных условиях. The proposed method was tested in laboratory conditions.
Лабораторные исследования проводились на насыпных моделях, т.е. на моделях, в которые набивали пористый материал кварцевый песок. В зависимости от величины зерен создавали нужную проницаемость модели пласта. Laboratory studies were carried out on bulk models, i.e. on models in which quartz sand was filled with porous material. Depending on the size of the grains, the desired permeability of the reservoir model was created.
Коэффициент вытеснения нефти водой и водогазовой смесью определяли по методике, установленной отраслевым стандартом и методическими указаниями Миннефтепрома. The coefficient of oil displacement by water and water-gas mixture was determined according to the methodology established by the industry standard and methodological instructions of the Ministry of Oil and Gas Industry.
Эффективность применения водогазовой смеси изучали в процессе вытеснения остаточной нефти при пластовой температуре 88oC с использованием пластовой воды и нефти Вахского месторождения.The effectiveness of the gas-water mixture was studied in the process of displacing residual oil at a reservoir temperature of 88 o C using produced water and oil from the Vakhskoye field.
В опытах по оценке эффективности вытеснения нефти водогазовой смесью в качестве модели пласта использовался насыпной материал (полимиктовый песок) с размером частиц меньше 159 мкм. Насыпной материал набивали в модель, контролируя пористость и проницаемость модели пласта. In experiments to evaluate the effectiveness of oil displacement by a water-gas mixture, bulk material (polymict sand) with a particle size of less than 159 microns was used as a reservoir model. Bulk material was stuffed into the model, controlling the porosity and permeability of the reservoir model.
Характеристика модели пласта и характеристика используемой нефти приведена ниже. The characteristics of the reservoir model and the characteristics of the oil used are given below.
Характеристика модели пласта:
Общая длина, см 44
Диаметр, см 2,7
Проницаемость, мкм2 0,115 0,730
Характеристика используемой нефти:
Плотность, кг/м3 0,7•103
Вязкость, МПа•c 6,30
Содержание, об.Formation model characteristic:
Total length,
Diameter, 2.7 cm
Permeability, μm 2 0.115 0.730
Characteristics of the used oil:
Density, kg / m 3 0.7 • 10 3
Viscosity, MPa • c 6.30
Content, vol.
Сера 0,6
Азот -
Модель пласта с нефтью перед началом вытеснения водогазовой смесью выдерживали при температуре пласта не менее трех суток.Sulfur 0.6
Nitrogen -
The model of the reservoir with oil was kept at the temperature of the reservoir for at least three days before the displacement with water-gas mixture.
Вытеснение нефти водогазовой смесью из модели проводили до полной обводненности продукции. The displacement of oil by the water-gas mixture from the model was carried out until the water cut of the product was completely.
Коэффициент вытеснения нефти водогазовой смесью определяли по формуле
где K1 коэффициент вытеснения нефти водогазовой смесью;
AHI объем нефти, вытесненной водогазовой смесью, см3;
AH объем нефти, первоначально содержащийся в модели, см3.The coefficient of oil displacement by a gas-gas mixture was determined by the formula
where K 1 the coefficient of oil displacement by the gas-gas mixture;
A HI the volume of oil displaced by the water-gas mixture, cm 3 ;
A H is the volume of oil originally contained in the model, cm 3 .
Водогазовую смесь получили в струйном аппарате, выдерживая при этом основные параметры процесса вытеснения. Вытеснение продолжали до полной обводненности продукции. The water-gas mixture was obtained in a jet apparatus, while maintaining the main parameters of the displacement process. The crowding continued until the water cut of the product.
Рассчитанная оптимальная степень аэрации водогазовой смеси при давлении нагнетания водогазовой смеси 0,5 МПа составила
β = 0,62
Aп.у.= 1,6 • 4 =6,4 м3/м3
Водогазовую смесь с заданным коэффициентом аэрации образовывали в процессе эжекции с помощью водоструйного насоса. Для сравнения провели опыты при степени аэрации 0,1 и 5 м3/м3 без применения струйного аппарата. Результаты экспериментов приведены в табл. 1.The calculated optimal degree of aeration of the water-gas mixture at a discharge pressure of the gas-water mixture of 0.5 MPa was
β = 0.62
A p.u. = 1.6 • 4 = 6.4 m 3 / m 3
A gas-gas mixture with a given aeration coefficient was formed during the ejection process using a water-jet pump. For comparison, experiments were carried out with aeration degree of 0.1 and 5 m 3 / m 3 without the use of a jet apparatus. The experimental results are given in table. one.
Таким образом, на основании проведенных исследований можно установить, что наибольшая степень вытеснения достигается при вытеснении нефти водогазовой смесью, образованной с помощью процесса эжекции, причем наибольший коэффициент вытеснения достигается при такой степени аэрации водогазовой смеси, при которой подвижность водогазовой смеси равна подвижности нефти. Для проведения исследований по подключению в разработку новых низкопроницаемых нефтенасыщенных коллекторов брали две параллельно соединенных линейных моделей различной проницаемостью. Закачку вытесняющего агента водогазовой смеси проводили одновременно в обе модели через струйный аппарат. Thus, on the basis of the conducted studies, it can be established that the greatest degree of displacement is achieved when oil is displaced by a water-gas mixture formed by the ejection process, and the greatest displacement rate is achieved with a degree of aeration of the gas-gas mixture at which the mobility of the water-gas mixture is equal to the mobility of the oil. To conduct research on connecting to the development of new low-permeability oil-saturated reservoirs, two parallel connected linear models of different permeability were taken. The displacing agent of the water-gas mixture was injected simultaneously into both models through the jet apparatus.
Рабочие характеристики модели приведены в табл. 2. The performance characteristics of the model are given in table. 2.
Для определения оптимальной величины повышения степени аэрации водогазовой смеси степень аэрации увеличивали в 1,5, 2, 5 и 7 раз. После этого при снижении приемистости модели в 1,3 раза повышали давления нагнетания в 1,4 раза. Результаты экспериментов приведены в табл. 3. To determine the optimal value for increasing the degree of aeration of the gas-water mixture, the degree of aeration was increased by 1.5, 2, 5, and 7 times. After that, with a decrease in injectivity of the model by 1.3 times, the discharge pressure was increased by 1.4 times. The experimental results are given in table. 3.
Таким образом, установлено, что оптимальной величиной повышения степени аэрации водогазовой смеси будет 2 5 раз, так как при меньшей величине повышения степени аэрации вытеснение нефти из модели с низкой проницаемостью недостаточно эффективно, а при большей коэффициент вытеснения нефти не увеличивается. Для определения оптимальной степени снижения приемистости модели провели ряд экспериментов. При этом повышение степени аэрации осуществляли в 1,5 раза, а повышение давления нагнетания в 1,4 раза. Результаты экспериментов приведены в табл. 4. Thus, it was found that the optimal value for increasing the degree of aeration of the water-gas mixture will be 2.5 times, since at a lower value for increasing the degree of aeration, oil displacement from the low permeability model is not efficient enough, and with a larger oil displacement coefficient it does not increase. To determine the optimal degree of reduction in the injectivity of the model, a series of experiments was performed. In this case, the degree of aeration was increased by 1.5 times, and the discharge pressure was increased by 1.4 times. The experimental results are given in table. 4.
Таким образом, установлено, что оптимальная степень снижения приемистости модели будет 1,5 2,5 раза, так как при меньшем снижении приемистости вытеснения нефти из модели с меньшей проницаемостью недостаточно эффективно, а при большей коэффициент вытеснения нефти не увеличивается. Для определения оптимальной степени повышения давления нагнетания провели ряд опытов. При этом повышение степени аэрации осуществляли в 1,5 раза, а снижение приемистости модели в 1,3 раза. Результаты опытов приведены в табл. 5. Thus, it was found that the optimal degree of decrease in injectivity of the model will be 1.5 2.5 times, since with a lower decrease in injectivity, oil displacement from a model with lower permeability is not efficient enough, and with a larger oil displacement coefficient does not increase. To determine the optimal degree of increase in discharge pressure, a number of experiments were performed. At the same time, the degree of aeration was increased by 1.5 times, and the injectivity of the model was reduced by 1.3 times. The results of the experiments are given in table. 5.
Таким образом, установлено, что оптимальная степень повышения давления нагнетания будет равна 1,1 1,5 раза, так как при меньшем повышении давления нагнетания вытеснение нефти из модели меньшей проницаемости недостаточно эффективно, а при большем коэффициент вытеснения не увеличивается. Для сравнения был проведен эксперимент по вытеснению нефти из двух моделей различной проницаемости. При этом степень аэрации водогазовой смеси поддерживали на таком уровне, чтобы подвижность нефти была равна подвижности водогазовой смеси. В результате коэффициент вытеснения нефти составил из 1-ой модели 84, из 2-ой модели 52% Таким образом, повышение степени аэрации водогазовой смеси в 2 5 раз до снижения приемистости в 1,5 2,5 раза и последующее повышение давления нагнетания в 1,1 1,5 раза позволяет увеличить степень вытеснения нефти из менее проницаемой модели пласта с 52 до 69%
Кроме того, были проведены испытания по определению оптимального соотношения двух поверхностно-активных веществ ПАВ анионактивного типа и ПАВ неоногенного типа. Опыты проводили на двух параллельных моделях аналогично опытам по п. 1 формулы изобретения, при этом повышение степени аэрации осуществляли в 1,5 раза, а снижение приемистости модели в 1,3 раза. После этого повышали давление нагнетания в 1,4 раза. Концентрацию ПАВ брали 0,5%
Результаты экспериментов приведены в табл. 6.Thus, it was found that the optimal degree of increase in discharge pressure will be 1.1 1.5 times, since with a lower increase in discharge pressure, oil displacement from a model of lower permeability is not effective enough, but with a larger displacement coefficient it does not increase. For comparison, an experiment was conducted on the displacement of oil from two models of different permeability. Moreover, the degree of aeration of the water-gas mixture was maintained at such a level that the mobility of the oil was equal to the mobility of the water-gas mixture. As a result, the oil displacement coefficient was 84% from the 1st model, and 52% from the 2nd model. Thus, an increase in the degree of aeration of the water-gas mixture by 2 5 times to a decrease in injectivity by 1.5 2.5 times and a subsequent increase in discharge pressure by 1 , 1 1.5 times allows to increase the degree of oil displacement from a less permeable reservoir model from 52 to 69%
In addition, tests were conducted to determine the optimal ratio of two surfactants of anionic type surfactants and non-ionic surfactants. The experiments were carried out on two parallel models similarly to the experiments according to
The experimental results are given in table. 6.
Таким образом, установлено, что оптимальное соотношение ПАВ анионактивного типа и ПАВ неионогенного типа равно 1:1 1:3, так как меньшее соотношение ведет к недостаточной эффективности вытеснения, а большее соотношение не приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти. Thus, it was found that the optimal ratio of anionic type surfactant to nonionic type surfactant is 1: 1 1: 3, since a lower ratio leads to insufficient displacement efficiency, and a larger ratio does not increase the oil displacement coefficient.
Были проведены также испытания по определению оптимальной концентрации смеси ПАВ. При этом эксперименты проводили аналогично опытам по п. 1 формулы изобретения. Повышение степени аэрации осуществляли в 1,5 раза, а снижение приемистости в 1,3 раза. После этого повышали давление нагнетания в 1,4 раза. Соотношение ПАВ анионактивного типа: ПАВ неионогенного типа брали 1:2. Результаты экспериментов приведены в табл. 7. Tests were also conducted to determine the optimal concentration of a surfactant mixture. Moreover, the experiments were carried out similarly to the experiments according to
Таким образом, установлено, что оптимальная концентрация смеси ПАВ равна 0,1 1,0 так как при меньшей концентрации достигается недостаточный коэффициент вытеснения нефти, а при большей концентрации смеси ПАВ не достигается увличения коэффициента вытеснения по сравнению с интервалом концентрации 0,1 -1
Данные опытов подтверждаются прилагаемым актом лабораторных испытаний.Thus, it was found that the optimal concentration of the surfactant mixture is 0.1 1.0 since at a lower concentration an insufficient oil displacement coefficient is achieved, and at a higher concentration of the surfactant mixture, an increase in the displacement coefficient is not achieved compared to the concentration interval 0.1 -1
The experimental data are confirmed by the attached laboratory test report.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5036378 RU2088752C1 (en) | 1992-03-11 | 1992-03-11 | Method of development of oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5036378 RU2088752C1 (en) | 1992-03-11 | 1992-03-11 | Method of development of oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2088752C1 true RU2088752C1 (en) | 1997-08-27 |
Family
ID=21601387
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5036378 RU2088752C1 (en) | 1992-03-11 | 1992-03-11 | Method of development of oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2088752C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455476C1 (en) * | 2010-12-20 | 2012-07-10 | Рауф Нухович Рахманов | Method of heavy oil production |
| RU2466272C1 (en) * | 2011-06-07 | 2012-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method to call inflow of formation fluid from well |
| RU2470150C1 (en) * | 2011-07-08 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of causing fluid intrusion from well |
| RU2485305C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Stimulation method of formation fluid influx from well |
| RU2811132C1 (en) * | 2023-08-07 | 2024-01-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing carbonate reservoir in oil field |
-
1992
- 1992-03-11 RU SU5036378 patent/RU2088752C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи. - М.: Недра, 1985, с. 37 - 116. 2. Гусев С.В. Методы регулирования водогазового воздействия на пласт на примере опытного участка Самотлорского месторождения.- Нефтяное хозяйство, N 3, 1990, с. 35 - 39. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455476C1 (en) * | 2010-12-20 | 2012-07-10 | Рауф Нухович Рахманов | Method of heavy oil production |
| RU2466272C1 (en) * | 2011-06-07 | 2012-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method to call inflow of formation fluid from well |
| RU2470150C1 (en) * | 2011-07-08 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of causing fluid intrusion from well |
| RU2485305C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Stimulation method of formation fluid influx from well |
| RU2811132C1 (en) * | 2023-08-07 | 2024-01-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing carbonate reservoir in oil field |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| DE60121423T2 (en) | FOAMS FOR USE IN COAL LUBRICATIONS | |
| DE2823000C2 (en) | Process for extracting oil from an underground reservoir | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| Schramm et al. | The effect of wettability on foam sensitivity to crude oil in porous media | |
| RU2088752C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU2270913C2 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| US4971150A (en) | Foam injection into a gravity override zone for improved hydrocarbon production | |
| RU2456444C2 (en) | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone | |
| RU2184836C2 (en) | Method of selective restriction inflows in development wells | |
| RU2136859C1 (en) | Method of development of oil fields | |
| DE1583005A1 (en) | Method for treating an underground mountain formation | |
| RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
| RU2788935C1 (en) | Method for temporarily blocking a productive formation under conditions of abnormally low formation pressures | |
| Mihcakan et al. | Blending alkaline and polymer solutions together into a single slug improves EOR | |
| RU2119048C1 (en) | Method for treatment of nonuniform oil bed | |
| RU2322582C2 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
| RU2429268C1 (en) | High-efficiency process liquid for oil industry vtzh rmd-5 | |
| RU2168617C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2119580C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2167283C1 (en) | Method of developing water-flooded oil pool | |
| Telmadarreie | Evaluating the Potential of CO2 Foam and CO2 Polymer Enhanced Foam for Heavy Oil Recovery in Fractured Reservoirs: Pore-Scale and Core-Scale Studies | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| CA2286245A1 (en) | Method of oilfield development | |
| RU2581854C1 (en) | Water-flooding of formation with surfactant of ultra low concentration | |
| RU2386664C1 (en) | Composition for increasing oil production |