RU2105142C1 - Method of increasing oil recovery from beds - Google Patents
Method of increasing oil recovery from beds Download PDFInfo
- Publication number
- RU2105142C1 RU2105142C1 RU96120597A RU96120597A RU2105142C1 RU 2105142 C1 RU2105142 C1 RU 2105142C1 RU 96120597 A RU96120597 A RU 96120597A RU 96120597 A RU96120597 A RU 96120597A RU 2105142 C1 RU2105142 C1 RU 2105142C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- well
- oil
- hole zone
- organic solvent
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи нефтяных скважин за счет применения физико-химических методов воздействия на пласт. Изобретение может быть также использовано для повышения жизненного цикла элементов нефтегазовых комплексов (скважин, буровых, нефтепроводов, нефтехранилищ, терминалов и др.) за счет придания им комплексных защитных свойств: гидрофобных, кислототталкивающих, антикоррозионных, противообрастающих. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for increasing oil recovery of oil wells through the use of physico-chemical methods of stimulation. The invention can also be used to increase the life cycle of elements of oil and gas complexes (wells, drilling, oil pipelines, oil storages, terminals, etc.) by imparting complex protective properties to them: hydrophobic, acid repellent, anticorrosive, antifouling.
Основным методом извлечения нефти из пластов является принудительное ее вытеснение из добывающей скважины водой, закачиваемой в пласт через нагнетательную скважину под давлением и транспортировка нефти на поверхность земли насосом. The main method for extracting oil from formations is to force it to be displaced from the producing well by water pumped into the formation through an injection well under pressure and transporting oil to the earth's surface by a pump.
В процессе извлечения нефти из пластов происходит изменение их фильтрационных параметров, которые влияют на производительность скважин. В целях восстановления и повышения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин существует большое количество различных способов воздействия на пласт: теплового, газового, гидродинамического, микробиологического, физико-химического и вибросейсмического метода межфазного катализа и внутрипластового горения, а также их различных комбинаций [1]. Однако большинство из них не обладают достаточно высокой эффективностью по нефтеотдаче и требуют больших затрат энергоресурсов и применения дорогостоящих материалов. In the process of extracting oil from the reservoirs, their filtration parameters change, which affect the productivity of the wells. In order to restore and increase production productivity and injectivity of injection wells, there are a large number of different methods of stimulating the formation: thermal, gas, hydrodynamic, microbiological, physico-chemical and vibroseismic methods of interphase catalysis and in-situ combustion, as well as their various combinations [1]. However, most of them do not have a sufficiently high efficiency in oil recovery and require large expenditures of energy and the use of expensive materials.
Наиболее близким к предлагаемому является способ повышения нефтеотдачи пластов, включающий обработку призабойной зоны нагнетательной скважины, закачку в нагнетательную скважину воды, вытеснение нефти из коллектора гидродинамическим давлением воды с доставкой нефти из призабойной зоны добывающей скважины на ее устье насосом [2]. Closest to the proposed one is a method of increasing oil recovery, including processing the bottom-hole zone of the injection well, pumping water into the injection well, displacing oil from the reservoir with hydrodynamic pressure of water, and delivering oil from the bottom-hole zone of the producing well to its mouth by a pump [2].
Сущность способа заключается в том, что вытеснение нефти из коллектора осуществляют гидродинамическим давлением воды через нагнетательную скважину, призабойную зону которой предварительно обрабатывают кремнийорганической эмульсией "Экстракт-700" фирмы Wacrer Chemie, а поступающую в призабойную зону нефть доставляют на устье добывающей скважины насосом. The essence of the method lies in the fact that the oil is displaced from the reservoir by the hydrodynamic pressure of water through an injection well, the bottom-hole zone of which is pre-treated with Wacrer Chemie Extract-700 silicone emulsion, and the oil entering the bottom-hole zone is delivered to the mouth of the producing well by a pump.
В результате применения данного способа приемистость нагнетательной скважины увеличивается на 20-30%, а дебит добывающих скважин увеличивается в среднем на 5-8% вместе с прекращением роста обводненности. As a result of the application of this method, the injectivity of the injection well increases by 20-30%, and the production rate of production wells increases by an average of 5-8%, together with the cessation of water cut growth.
Недостатком указанного способа является незначительное увеличение приемистости нагнетательных и дебита добывающих скважин, применение дорогостоящих химических соединений в больших количествах. The disadvantage of this method is a slight increase in injectivity of injection and production wells, the use of expensive chemical compounds in large quantities.
Техническим результатом, достигнутым в изобретении, является повышение приемистости нагнетательных скважин на 200-300% и увеличения дебита добывающих скважин в 3-4 раза. The technical result achieved in the invention is to increase the injectivity of injection wells by 200-300% and increase the production rate of production wells by 3-4 times.
Необходимый технический результат достигается тем, что в способе повышения нефтеотдачи пластов, включающем обработку призабойной зоны нагнетательной скважины, закачку в нагнетательную скважину воды, вытеснение нефти из коллектора гидродинамическим давлением воды с доставкой нефти из призабойной зоны добывающей скважины на ее устье насосом, дополнительно обрабатывают призабойную зону добывающей скважины, при этом призабойные зоны нагнетательной и добывающей скважин обрабатывают суспензией высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния в органическом растворителе. The required technical result is achieved by the fact that in the method of increasing oil recovery, including processing the bottom-hole zone of the injection well, pumping water into the injection well, displacing oil from the reservoir by hydrodynamic pressure of water, and delivering oil from the bottom-hole zone of the producing well to its mouth with a pump, the bottom-hole zone is additionally treated production wells, while the bottom-hole zones of the injection and production wells are treated with a suspension of highly dispersed hydrophobic dioxide silicon in an organic solvent.
В наибольшей степени технический результат достигается тем, что призабойные зоны нагнетательной и добывающей скважин обрабатывают суспензией высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния в органическом растворителе с концентрацией 0,05-0,5 мас.% и 0,5-1,0 мас.% соответственно. В качестве высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния используют белую сажу, или аэросил, или тальк, или перлит, а в качестве органического растворителя - дистиллят или уайт-спирит, или ацетон, или бензин, или керосин, или петролейный эфир, или гексан, или другие органические растворители. Гидрофобные порошки диоксида кремния представляют собой инертные материалы со средним размером дисперсных частиц 5-50 мкм и не оказывают вредного воздействия на человека и окружающую среду. Суспензию готовят механическим перемешиванием расчетного количества гидрофобного диоксида кремния в органическом растворителе в течение нескольких минут непосредственно перед закачкой в скважину. The technical result is achieved to the greatest extent by the fact that the bottom-hole zones of the injection and production wells are treated with a suspension of highly dispersed hydrophobic silicon dioxide in an organic solvent with a concentration of 0.05-0.5 wt.% And 0.5-1.0 wt.%, Respectively. White carbon black, or aerosil, or talc, or perlite is used as highly dispersed hydrophobic silicon dioxide, and as an organic solvent, distillate or white spirit, or acetone, or gasoline, or kerosene, or petroleum ether, or hexane, or other organic solvents. Hydrophobic silica powders are inert materials with an average particle size of 5-50 microns and do not have a harmful effect on humans and the environment. A suspension is prepared by mechanical stirring of the calculated amount of hydrophobic silicon dioxide in an organic solvent for several minutes immediately before injection into the well.
Пример. Проводят работы по снижению давления закачки и увеличению приемистости нагнетательной скважины с заглинизированным коллектором и низкой проницаемостью и увеличению дебита добывающей скважины. Перед применением гидрофобного диоксида кремния нагнетательная скважина имеет приемистость 5 м /сут, при давлении на устье 220 кг/см2. Дебит добывающей скважины составляет: по жидкости 3 м3/сут, по нефти 0,9 т/сут. В нагнетательную скважину закачивают 5 м3 дистиллята, содержащего 5 кг высокодисперсного диоксида кремния. Дополнительно обрабатывают призабойную зону добывающей скважины закачкой в нее суспензии объемом 6 м3 с концентрацией высокодисперсного диоксида кремния в дистилляте 0,3 мас.%. Затем переходят на закачку воды через нагнетательную скважину. Через 2 ч работы насоса давление на устье скважины снизилось с 220 до 135 кг/см2. Таким образом, было установлено, что применение гидрофобного материала с концентрацией 0,1-0,05 мас.% в органическом растворителе приводит к снижению давления закачки нагнетательной скважины с низкой проницаемостью коллектора на 60%. Обработанная суспензией гидрофобного диоксида кремния скважина стала принимать воду с приемистостью 120 м3/сут, была поставлена под закачку с кустовой насосной станции и вышла на устойчивый режим приема воды, который сохраняется в течение более года. При этом дебит добывающей скважины составил: по жидкости 12,2 м3/сут, а по нефти - 3,17 т/сут.Example. Work is underway to reduce injection pressure and increase the injectivity of an injection well with a sealed reservoir and low permeability and increase the production rate of the producing well. Before using hydrophobic silicon dioxide, the injection well has an injectivity of 5 m / day, at a wellhead pressure of 220 kg / cm 2 . The production well’s production rate is: for liquid 3 m 3 / day, for oil 0.9 tons / day. 5 m 3 of distillate containing 5 kg of finely divided silica are pumped into the injection well. Additionally, the bottom-hole zone of the producing well is treated by pumping a suspension of 6 m 3 into it with a concentration of finely divided silica in the distillate of 0.3 wt.%. Then go to the injection of water through the injection well. After 2 hours of pump operation, the pressure at the wellhead decreased from 220 to 135 kg / cm 2 . Thus, it was found that the use of a hydrophobic material with a concentration of 0.1-0.05 wt.% In an organic solvent leads to a 60% decrease in the injection pressure of an injection well with low reservoir permeability. The well treated with a suspension of hydrophobic silicon dioxide began to receive water with an injection rate of 120 m 3 / day, was pumped from a cluster pumping station and entered a stable mode of water intake, which lasts for more than a year. At the same time, the production rate of the producing well was: for the liquid 12.2 m 3 / day, and for oil - 3.17 t / day.
Результаты остальных опытов приведены в таблице. The results of the remaining experiments are shown in the table.
Как следует из таблицы, применение суспензии высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния в органическом растворителе с содержанием 0,05-0,5 мас. % в нагнетательных скважинах приводит к снижению давления закачки в 1,4-2,0 раза и увеличению приемистости пласта в 1,5-150 раз, а обработка призабойной зоны добывающих скважин суспензией с содержанием 0,5-1,0 мас.% увеличивает дебит по нефти в 3-7 раз. As follows from the table, the use of a suspension of highly dispersed hydrophobic silicon dioxide in an organic solvent with a content of 0.05-0.5 wt. % in injection wells leads to a decrease in injection pressure by 1.4-2.0 times and an increase in injectivity of the formation by 1.5-150 times, and treatment of the bottom-hole zone of production wells with a suspension containing 0.5-1.0 wt.% increases oil flow 3-7 times.
Claims (5)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96120597A RU2105142C1 (en) | 1996-10-11 | 1996-10-11 | Method of increasing oil recovery from beds |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96120597A RU2105142C1 (en) | 1996-10-11 | 1996-10-11 | Method of increasing oil recovery from beds |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2105142C1 true RU2105142C1 (en) | 1998-02-20 |
RU96120597A RU96120597A (en) | 1998-12-20 |
Family
ID=20186590
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU96120597A RU2105142C1 (en) | 1996-10-11 | 1996-10-11 | Method of increasing oil recovery from beds |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2105142C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7316991B1 (en) | 1999-11-01 | 2008-01-08 | Enhanced Recovery Systems Limited | Composition and process for oil extraction |
RU2554957C2 (en) * | 2013-10-01 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Insulation method of formation water inflow and lining method of bottom-hole formation zone |
-
1996
- 1996-10-11 RU RU96120597A patent/RU2105142C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Абасов М.Т. и др. Современные методы увеличения нефтеотдали пластов. МНТК "Нефтеотдача". - М.: Наука, 1992, с. 5 - 130. 2. Гусев С.В. и др. Кремнийорганические соединения фирмы Wacke-Chemie GmbH для повышения нефтеотдачи пластов.- Нефтяное хозяйство, 1995, N 3, с. 65 - 68. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7316991B1 (en) | 1999-11-01 | 2008-01-08 | Enhanced Recovery Systems Limited | Composition and process for oil extraction |
RU2554957C2 (en) * | 2013-10-01 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Insulation method of formation water inflow and lining method of bottom-hole formation zone |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AT392822B (en) | METHOD FOR REMOVING FORMED FORMATION DURING OIL EXTRACTION | |
US3724542A (en) | Method of disposal of waste activated sludge | |
US4610302A (en) | Oil recovery processes | |
US4250965A (en) | Well treating method | |
Sarkar et al. | A critical evaluation of MEOR processes | |
RU2105142C1 (en) | Method of increasing oil recovery from beds | |
US8151876B2 (en) | Well stimulation | |
RU2288358C2 (en) | Method for processing bottomhole zone of formation composed of carbonate rocks with oil resources complicated to extract | |
US2398123A (en) | Control of ph of water from earth bores | |
RU2232262C2 (en) | Method for working of oil deposits | |
SU1519531A3 (en) | Method of restoring permeability of well or its adjoining area in fluid communications of underground formation | |
Lazar et al. | Ch. F-2 Preliminary Results of Some Recent MEOR Field Trials in Romania | |
RU2612693C1 (en) | Method to reduce water inflow in production wells without lifting of downhole pumping equipment | |
RU2097538C1 (en) | Method of reducing loss of flooding agent and method of secondary extraction of hydrocarbons | |
RU2125649C1 (en) | Method for intensification of oil recovery | |
RU2136859C1 (en) | Method of development of oil fields | |
US9139780B2 (en) | Methods for obtaining clean energy from coal | |
SU607959A1 (en) | Method of treating well-face area | |
US3016351A (en) | Process for improving secondary oil recovery | |
US3016352A (en) | Process for improving injectivity in secondary oil recovery | |
RU2149989C1 (en) | Method of oil recovery from oil-bearing carbonate formations | |
RU2129658C1 (en) | Method of stimulating oil formation with microorganisms and physico-mechanical treatment | |
RU2156353C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of oil producing well | |
RU2154160C1 (en) | Method of oil deposit development | |
RU2095557C1 (en) | Method for treatment of down-hole zone in oil bed |