RU2111351C1 - Method of shutoff of formation water inflow - Google Patents
Method of shutoff of formation water inflow Download PDFInfo
- Publication number
- RU2111351C1 RU2111351C1 RU97107316A RU97107316A RU2111351C1 RU 2111351 C1 RU2111351 C1 RU 2111351C1 RU 97107316 A RU97107316 A RU 97107316A RU 97107316 A RU97107316 A RU 97107316A RU 2111351 C1 RU2111351 C1 RU 2111351C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- formation
- salt
- sodium
- injection
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции притока пластовых вод в скважинах при разработке месторождений заводнением с целью увеличения нефтеотдачи пластов. The invention relates to the oil industry and can be used to isolate the influx of formation water in wells during field development by water flooding in order to increase oil recovery.
Известен способ изоляции притока пластовых вод, включающий циклическую закачку водных растворов хлорида кальция и кальцинированной соды с концентрациями (мас.%) соответственно 20 - 21 и 19 - 20 в соотношении 1:1 [1]. Недостатком способа является низкая эффективность на пластах с зональной неоднородностью, обусловленная образованием осадка карбоната кальция в прискважинной зоне пласта (ПЗП). A known method of isolating the influx of formation water, including the cyclic injection of aqueous solutions of calcium chloride and soda ash with concentrations (wt.%), Respectively, 20 - 21 and 19 - 20 in a ratio of 1: 1 [1]. The disadvantage of this method is the low efficiency in formations with zonal heterogeneity due to the formation of a precipitate of calcium carbonate in the near-wellbore zone of the formation (PZP).
Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ изоляции притока пластовых вод, включающий последовательную закачку водного раствора хлорида кальция и 6 - 10%-ного раствора сульфата натрия с соотношением реагентов 1:1 [2]. The closest technical solution, taken as a prototype, is a method of isolating the influx of formation water, which includes sequential injection of an aqueous solution of calcium chloride and 6 - 10% sodium sulfate solution with a reagent ratio of 1: 1 [2].
Основным недостатком способа является низкая эффективность при использовании на высокопроницаемых пористых и трещиновато-пористых коллекторах, что обусловлено отсутствием изолирующего действия способа в ПЗП скважины и замедленным образованием осадка в объеме пласта. Кроме того, недостатком способа является необходимость использования растворов в ограниченной области концентраций реагентов и при их эквивалентном соотношении. The main disadvantage of this method is its low efficiency when used on highly permeable porous and fractured-porous reservoirs, which is due to the lack of insulating action of the method in the bottomhole formation zone and delayed formation of sediment in the reservoir volume. In addition, the disadvantage of this method is the need to use solutions in a limited range of concentrations of reagents and at their equivalent ratio.
Задачей предлагаемого изобретения является снижение проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта с целью перераспределения фильтрационных потоков в прискважинной зоне пласта скважины и в объеме пласта и подключения к разработке слабодренируемых и застойных зон. The objective of the invention is to reduce the permeability of water-washed intervals of the oil reservoir in order to redistribute the filtration flows in the borehole zone of the wellbore and in the volume of the reservoir and connect to the development of weakly drained and stagnant zones.
Поставленная задача решается путем использования способа изоляции притока пластовых вод, способствующего образованию в водопромытых интервалах малорастворимых осадков и увеличения в них фильтрационного сопротивления закачиваемой в пласт воде. The problem is solved by using a method of isolating the influx of formation water, contributing to the formation of poorly soluble precipitation in the water-washed intervals and increasing the filtration resistance of the water injected into the formation.
Сущностью предлагаемого способа изоляции притока пластовых вод является закачка в пласт соли многоосновной кислоты и водного раствора соли щелочноземельного металла, при этом предусматривают, что первоначально закачивают водный раствор или суспензию в воде, содержащие 1 - 30 мас.% соли многоосновной кислоты или смеси солей многоосновных кислот, приготовленных на воде, содержащей до 20 г/л солей кальция и магния, а затем закачивают водный раствор соли щелочноземельного металла и одноосновной кислоты, при этом соотношение последовательно закачиваемых солей составляет 1:(0,1-1). В рамках способа в качестве соли многоосновной кислоты используют преимущественно натрия сульфат, натрия карбонат, натрия метасиликат, натрия гексафторсиликат, алюминия натрия сульфат, кальция дигидрофосфат или составы на их основе, а в качестве соли щелочноземельного металла и одноосновной кислоты используют преимущественно хлорид кальция или магния, или бария. The essence of the proposed method for isolating the influx of formation water is the injection into the formation of a salt of a polybasic acid and an aqueous solution of an alkaline earth metal salt, it being envisaged that initially an aqueous solution or suspension in water containing 1-30 wt.% Of a salt of a polybasic acid or a mixture of salts of polybasic acids prepared on water containing up to 20 g / l of calcium and magnesium salts, and then an aqueous solution of an alkaline earth metal salt and a monobasic acid is pumped, the ratio of kachivaemyh salts is 1: (0.1-1). In the framework of the method, mainly sodium sulfate, sodium carbonate, sodium metasilicate, sodium hexafluorosilicate, aluminum sodium sulfate, calcium dihydrogen phosphate or compositions based on them are used as the salt of the polybasic acid, and mainly calcium or magnesium chloride is used as the alkaline earth metal salt and the monobasic acid, or barium.
Предложенная последовательность закачки реагентов, содержание соли многоосновной кислоты или смеси солей многоосновных кислот в растворе или суспензии, а также предлагаемые для закачки вода и соотношение реагентов обеспечивают снижение проницаемости водопромытых интервалов пласта вблизи прискважинной зоны пласта и в объеме пласта и способствуют перераспределению фильтрационных потоков с целью увеличения нефтеотдачи. Указанная направленность действия способа обусловлена протеканием в пластовых условиях ряда процессов. Закачиваемые в пласт соли многоосновных кислот при взаимодействии с солями кальция и магния, содержащимися в пластовой или закачиваемой воде, а также с дополнительно закачиваемой солью щелочноземельного металла и одноосновной кислоты способны образовывать осадки, блокирующие поры и трещины пласта. Образование осадков происходит исключительно в водопромытых интервалах, так как соли многоосновных кислот закачиваются на первом этапе, что предотвращает их проникновение в нефтенасыщенные интервалы. При закачке солей многоосновных кислот в виде суспензии в воде возможно увеличение концентрации солей в закачиваемой воде выше растворимости при обычной температуре за счет нагрева воды по мере ее продвижения по стволу скважины. Это позволяет увеличить количество осадка, образующегося в объеме закачиваемой жидкости и усилить воздействие на пласт. При неполном растворении соли многоосновной кислоты в воде или в случае взаимодействия соли многоосновной кислоты с солями кальция и магния с образованием осадка в пласт закачивается твердая фаза, которая обеспечивает предварительную кольматацию наиболее крупных пор и трещин. The proposed sequence of injection of reagents, the content of the polybasic acid salt or a mixture of salts of polybasic acids in the solution or suspension, as well as the water and ratio of reagents proposed for injection, reduce the permeability of water-washed intervals of the formation near the borehole zone of the formation and in the volume of the formation and facilitate the redistribution of filtration flows in order to increase oil recovery. The specified focus of the method is due to the occurrence in reservoir conditions of a number of processes. The salts of polybasic acids injected into the formation interact with calcium and magnesium salts contained in the produced or injected water, as well as with the additionally injected alkaline earth metal salt and monobasic acid, which can form sediments that block pores and fractures of the formation. The formation of precipitation occurs exclusively in water-washed intervals, since salts of polybasic acids are pumped at the first stage, which prevents their penetration into oil-saturated intervals. When injecting salts of polybasic acids in the form of a suspension in water, it is possible to increase the concentration of salts in the injected water above solubility at ordinary temperature due to heating of the water as it moves along the wellbore. This allows you to increase the amount of sediment formed in the volume of injected fluid and increase the impact on the reservoir. In case of incomplete dissolution of the polybasic acid salt in water or in the case of the interaction of the polybasic acid salt with calcium and magnesium salts with the formation of sediment, a solid phase is pumped into the formation, which provides preliminary colmatization of the largest pores and cracks.
Существенными отличительными признаками являются:
1. Предлагаемая последовательность закачки реагентов в пласт. Первоначально закачивают соль многоосновной кислоты или смесь солей многоосновных кислот. Затем закачивают раствор соли щелочноземельного металла и одноосновной кислоты. Выбор указанной последовательности закачки реагентов обусловлен их различным характером взаимодействия с породой пласта. Анионы солей многоосновных кислот способны адсорбироваться на поверхности породы, катионы щелочноземельных металлов адсорбируются в меньшей степени. Поэтому скорость их распространения в объеме пласта различная. Предложенная последовательность закачки обеспечивает возможность наиболее эффективного смешения и взаимодействия реагентов в пористой среде с образованием осадка. Кроме того, первоначальная закачка соли многоосновной кислоты или смеси солей многоосновных кислот предотвращает их попадание в нефтенасыщенные интервалы и обеспечивает образование осадка только в водопромытых интервалах.The salient features are:
1. The proposed sequence of injection of reagents into the reservoir. The polybasic acid salt or a mixture of polybasic acid salts is initially pumped. Then, a solution of alkaline earth metal salt and monobasic acid is pumped. The choice of the indicated sequence of injection of reagents is due to their different nature of interaction with the formation rock. Anions of salts of polybasic acids are adsorbed on the rock surface, alkaline earth metal cations are adsorbed to a lesser extent. Therefore, the speed of their distribution in the reservoir volume is different. The proposed injection sequence enables the most efficient mixing and interaction of reagents in a porous medium with the formation of a precipitate. In addition, the initial injection of a salt of a polybasic acid or a mixture of salts of polybasic acids prevents them from entering oil-saturated intervals and ensures the formation of sediment only in water-washed intervals.
2. Закачка соли многоосновной кислоты или смеси солей многоосновных кислот в виде раствора или суспензии в воде с содержанием соли 1 - 30 мас.%. Использование различных форм (раствор или суспензия) для закачки в пласт солей многоосновных кислот и их различную растворимость в воде позволяет регулировать концентрацию соли в растворе, долю нерастворившейся соли, количество образующегося осадка и глубину его проникновения в пласт. Нерастворившаяся часть соли способствует временной кольматации водопромытых интервалов. При закачке смеси солей многоосновных кислот образуются осадки различной дисперсности и плотности и, как следствие, проникающей и кольматирующей способности. 2. Injection of a salt of polybasic acid or a mixture of salts of polybasic acids in the form of a solution or suspension in water with a salt content of 1 to 30 wt.%. The use of various forms (solution or suspension) for injecting salts of polybasic acids into the formation and their different solubility in water makes it possible to control the concentration of salt in the solution, the fraction of insoluble salt, the amount of sediment formed and the depth of its penetration into the formation. The insoluble part of the salt contributes to the temporary colmatation of water-washed intervals. When a mixture of salts of polybasic acids is injected, sediments of various dispersion and density and, as a result, penetrating and clogging properties are formed.
3. Использование для приготовления водного раствора или суспензии в воде соли многоосновной кислоты или смеси солей многоосновных кислот воды, содержащей до 20 г/л солей кальция и магния. Это позволяет получать часть осадка в стволе скважины и с его помощью снижать проницаемость наиболее крупных пор и трещин непосредственно в ПЗП скважины, создавая условия для ограничения притока пластовых вод в водопромытые интервалы и перераспределения фильтрационных потоков в пласте. 3. Use for the preparation of an aqueous solution or suspension in water of a salt of a polybasic acid or a mixture of salts of polybasic acids of water containing up to 20 g / l of calcium and magnesium salts. This makes it possible to obtain a part of the sediment in the wellbore and, with its help, reduce the permeability of the largest pores and cracks directly into the BHP of the well, creating conditions for limiting the influx of formation water into water-washed intervals and the redistribution of filtration flows in the formation.
4. Выбор соотношения соли многоосновной кислоты или смеси солей многоосновных кислот и соли щелочноземельного металла и одноосновной кислоты в пределах 1: (0,1-1). Такое соотношение последовательно закачиваемых солей позволяет регулировать скорость осадкообразования и глубину проникновения осадка в пласт. Полнота выделения осадка достигается за счет наличия естественного реагента - солей кальция и магния в закачиваемой и/или пластовой воде. 4. The choice of the ratio of salts of polybasic acid or a mixture of salts of polybasic acids and salts of alkaline earth metal and monobasic acid in the range 1: (0.1-1). This ratio of sequentially injected salts allows you to control the rate of sedimentation and the depth of penetration of the sediment into the reservoir. The completeness of precipitation is achieved due to the presence of a natural reagent - calcium and magnesium salts in the injected and / or produced water.
5. Использование в качестве соли многоосновной кислоты (СМК) натрия сульфата, аммония сульфата, натрия карбоната, натрия метасиликата, натрия гексафторосиликата, натрия-алюминия сульфата, натрия фосфата, кальция дигидрофосфата и т.п. Указанные вещества образуют с солью щелочноземельного металла и одноосновной кислоты малорастворимые осадки, различающиеся проникающим и кольматирующим действием, что позволяет воздействовать на пласты с различными геолого-физическими характеристиками. 5. The use of sodium sulfate, ammonium sulfate, sodium carbonate, sodium metasilicate, sodium hexafluorosilicate, sodium aluminum sulfate, sodium phosphate, calcium dihydrogen phosphate and the like as a salt of a polybasic acid (QMS) These substances form, with a salt of an alkaline earth metal and monobasic acid, sparingly soluble sediments that differ in their penetrating and colmatizing effects, which makes it possible to act on formations with different geological and physical characteristics.
6. Использование в качестве соли щелочноземельного металла и одноосновной кислоты кальция хлорида, кальция нитрата, магния хлорида, бария хлорида. Указанные вещества способны эффективно высаждать анионы многоосновных кислот с образованием осадков различной дисперсности. 6. Use as a salt of an alkaline earth metal and monobasic acid calcium chloride, calcium nitrate, magnesium chloride, barium chloride. These substances are able to efficiently precipitate anions of polybasic acids with the formation of precipitates of different dispersion.
Для реализации разработанного способа используют товарные реагенты и составы на их основе:
соль многоосновной кислоты: натрия сульфат, аммония сульфат, натрия-алюминия сульфат, натрия карбонат, натрия метасиликат, натрия гексафторосиликат, натрия фосфат, кальция дигидрофосфат, жидкое стекло, сульфатно-содовая смесь (технический продукт - смесь натрия сульфата и натрия карбоната) и т.п.;
соль щелочноземельного металла и одноосновной кислоты: кальция хлорид, кальция нитрат, магния хлорид, бария хлорид.To implement the developed method using commodity reagents and compositions based on them:
polybasic acid salt: sodium sulfate, ammonium sulfate, sodium aluminum sulfate, sodium carbonate, sodium metasilicate, sodium hexafluorosilicate, sodium phosphate, calcium dihydrogen phosphate, water glass, sulfate-soda mixture (technical product is a mixture of sodium sulfate and sodium carbonate) and t .P.;
salt of an alkaline earth metal and monobasic acid: calcium chloride, calcium nitrate, magnesium chloride, barium chloride.
Эффективность предлагаемого и известного способов исследовали в лабораторных условиях путем оценки их изолирующего действия и влияния на процесс фильтрации жидкости, прокачиваемой через неоднородную модель нефтяного пласта. Оценку эффективности проводили по изменению скорости фильтрации через высокопроницаемый и низкопроницаемый пропластки и по приросту коэффициентов нефтевытеснения. The effectiveness of the proposed and known methods was investigated in laboratory conditions by evaluating their insulating effect and the effect on the filtering process of the fluid pumped through an inhomogeneous model of the oil reservoir. Efficiency assessment was carried out by changing the filtration rate through a highly permeable and low permeable interlayers and by an increase in oil displacement coefficients.
Исследования проводили на установке, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК. Установка моделирует реальные пластовые условия и позволяет поддерживать необходимые давление и температуру, а также контролировать расход воды и нефти, фильтрующихся через модель пласта. The studies were carried out on a facility designed on the basis of a standard facility of type UIPK. The installation simulates real reservoir conditions and allows you to maintain the necessary pressure and temperature, as well as to control the flow of water and oil, filtered through the reservoir model.
В качестве модели пласта использовали две стальные колонки длиной 60 см и диаметром 3,7 см, заполненные дезинтегрированным керном и имитирующие пропластки различной проницаемости. Проницаемость колонок варьировалась от 217 до 948 мД, соотношение проницаемостей в модели составляло 1,8 - 3,3. Подготовку модели пласта и жидкостей к экспериментам проводили в соответствии с СТП 0148070-013-91 "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти реагентами". Two steel columns 60 cm long and 3.7 cm in diameter, filled with disintegrated core and simulating interlayers of various permeability, were used as a reservoir model. The permeability of the columns ranged from 217 to 948 mD; the permeability ratio in the model was 1.8 - 3.3. Preparation of the reservoir model and the fluids for the experiments was carried out in accordance with STP 0148070-013-91 "Methodology for laboratory research on the displacement of oil by reagents."
Пример 1. Определение эффективности изолирующего действия способа и прироста коэффициента нефтевытеснения в условиях, моделирующих пластовые. Example 1. Determining the effectiveness of the insulating action of the method and the increase in the coefficient of oil displacement under conditions simulating reservoir.
Модель пласта с соотношением проницаемостей колонок, равным 2,9, насыщают минерализованной водой с содержанием солей кальция и магния 5 г/л, а затем нефтью. Далее модель термостатируют при температуре 75oC и вытесняют нефть минерализованной водой до 100%-ного обводнения извлекаемой жидкости. По окончании замеряют скорости фильтрации жидкости через колонки, давление в системе и рассчитывают коэффициент вытеснения нефти водой.A reservoir model with a column permeability ratio of 2.9 is saturated with mineralized water containing 5 g / l of calcium and magnesium salts, and then with oil. Then, the model is thermostated at a temperature of 75 o C and oil is displaced by mineralized water to 100% watering of the extracted liquid. At the end, they measure the rate of fluid filtration through the columns, the pressure in the system and calculate the coefficient of oil displacement by water.
Затем в соответствии с разработанным способом в модель пласта закачивают подогретый до 75oC 25%-ный раствор соли многоосновной кислоты - сульфата натрия (в реальных промысловых условиях это соответствует закачке суспензии сульфата натрия при температуре 20oC и последующего растворения сульфата натрия за счет нагрева воды в стволе скважины) в минерализованной воде с содержанием солей кальция и магния 5 г/л объемом 10% Vпор. Далее закачивают буфер воды и 10%-ный раствор соли щелочноземельного металла и одноосновной кислоты - хлорида кальция объемом 10% Vпор (опыт 6, соотношение реагентов ≈ 1: 0,4). По окончании через модель прокачивают минерализованную воду до прекращения выделения нефти из модели пласта. Замеряют скорости фильтрации жидкости через колонки, давление в системе и рассчитывают прирост коэффициента нефтевытеснения.Then, in accordance with the developed method, a 25% solution of a salt of polybasic acid - sodium sulfate, heated to 75 ° C, is pumped into the reservoir model (in actual field conditions this corresponds to the injection of a suspension of sodium sulfate at a temperature of 20 ° C and subsequent dissolution of sodium sulfate by heating water in the wellbore) in mineralized water with a content of calcium and magnesium salts of 5 g / l with a volume of 10% Vpor. Next, a water buffer and a 10% solution of an alkaline earth metal salt and a monobasic acid — calcium chloride with a volume of 10% Vpor — are pumped (experiment 6, reagent ratio ≈ 1: 0.4). At the end, mineralized water is pumped through the model until the oil is stopped from the reservoir model. Measure the rate of fluid filtration through the columns, the pressure in the system and calculate the increase in oil displacement coefficient.
Пример 2. Определение эффективности изолирующего действия способа и прироста коэффициента нефтевытеснения в условиях, моделирующих пластовые. Example 2. Determining the effectiveness of the insulating effect of the method and the increase in the coefficient of oil displacement in conditions simulating reservoir.
Модель пласта с соотношением проницаемостей колонок, равным 2,7, насыщают минерализованной водой с содержанием солей кальция и магния 10 г/л, а затем - нефтью. Далее модель термостатируют при температуре 75oC и вытесняют нефть минерализованной водой до 100%-ного обводнения извлекаемой жидкости. По окончании замеряют скорости фильтрации жидкости через колонки, давление в системе и рассчитывают коэффициент вытеснения нефти водой.A reservoir model with a column permeability ratio of 2.7 is saturated with mineralized water with a calcium and magnesium salt content of 10 g / l, and then with oil. Then, the model is thermostated at a temperature of 75 o C and oil is displaced by mineralized water to 100% watering of the extracted liquid. At the end, they measure the rate of fluid filtration through the columns, the pressure in the system and calculate the coefficient of oil displacement by water.
Затем в модель пласта в соответствии с предлагаемым способом закачивают раствор, содержащий смесь солей многоосновных кислот 5 мас.% карбоната натрия и 5 мас. % фосфата натрия) в минерализованной воде с содержанием солей кальция и магния 10 г/л объемом 10% Vпор. Далее закачивают буфер воды и 10%-ный раствор соли щелочноземельного металла и одноосновной кислоты - хлорида бария объемом 10% Vпор (опыт 7, соотношение реагентов ≈1:0,6). По окончании через модель прокачивают минерализованную воду до прекращения выделения нефти из модели пласта. Замеряют скорости фильтрации жидкости через колонки, давление в системе и рассчитывают прирост коэффициента нефтевытеснения. Then, in the reservoir model in accordance with the proposed method, a solution containing a mixture of salts of polybasic acids of 5 wt.% Sodium carbonate and 5 wt. % sodium phosphate) in mineralized water with a content of calcium and magnesium salts of 10 g / l with a volume of 10% Vpor. Next, a water buffer and a 10% solution of an alkaline earth metal salt and a monobasic acid — barium chloride with a volume of 10% Vpor — are pumped (
Аналогичным образом в рамках предложенного способа, изменяя объемы и концентрации закачиваемых реагентов, проводят испытания при других соотношениях реагентов. Эффективность способа по прототипу оценивают в тех же условиях, при этом первоначально закачивают раствор хлорида кальция. Результаты опытов представлены в таблице. Similarly, within the framework of the proposed method, by changing the volumes and concentrations of injected reagents, tests are carried out with other ratios of reagents. The effectiveness of the prototype method is evaluated under the same conditions, while the calcium chloride solution is initially pumped. The results of the experiments are presented in the table.
В опытах 1, 11 и 12 (см. таблицу) представлены результаты испытаний разработанного способа при запредельных значениях выбранных параметров, а в опытах 2 и 9 - при предельных значениях параметров, определяющих область наиболее эффективного использования способа. In
Выбранные значения параметров и полученные результаты обусловлены следующими причинами. Диапазон используемых концентраций солей многоосновных кислот определен, исходя из различной растворимости СМК в воде и эффективности воздействия на пласт образующихся осадков. Закачка растворов с содержанием СМК <1 мас.% малоэффективна (опыт 1), что обусловлено делокализацией образующегося осадка в объеме пласта. Однако использование в рамках разработанного способа высокореакционноспособных солей многоосновных кислот и солей с ограниченной растворимостью позволяет получать положительный эффект при содержании СМК ≥1 мас.% (опыт 2, 3). Высокореакционноспособные соли, например натрия силикат, при контакте с минерализованной водой сразу же образуют осадок, воздействующий на водопромытые интервалы, а соли с ограниченной растворимостью, например натрия гексафторосиликат (растворимость в воде 0,6517), первоначально выступают в роли дисперсного наполнителя, снижающего проницаемость водопромытого интервала, а затем по мере растворения в нагнетаемой воде и последующего реагирования образуют новые, более нерастворимые соединения. Использование растворов и суспензий солей многоосновных кислот с содержанием соли свыше 30 мас.% нецелесообразно, так как могут возникнуть технические трудности в процессе их приготовления и закачки. При этом дополнительный эффект получен не был (опыт 11).The selected parameter values and the results are due to the following reasons. The range of used concentrations of salts of polybasic acids is determined based on the different solubility of SMC in water and the effectiveness of the effect on the formation of precipitates. The injection of solutions with a content of SMC <1 wt.% Is ineffective (experiment 1), which is due to the delocalization of the formed sediment in the reservoir volume. However, the use of highly reactive salts of polybasic acids and salts with limited solubility within the framework of the developed method allows to obtain a positive effect when the content of SMC is ≥1 wt.% (
Водный раствор или суспензию в воде, содержащие соль многоосновной кислоты или смесь солей многоосновных кислот, готовят на воде, содержащей до 20 г/л солей кальция и магния, что позволяет получать часть осадка предварительно до проникновения закачиваемой жидкости в модель пласта (пласт). За счет этого происходит кольматация наиболее крупных пор и трещин, предотвращающая основные прорывы воды. An aqueous solution or suspension in water containing a salt of a polybasic acid or a mixture of salts of polybasic acids is prepared in water containing up to 20 g / l of calcium and magnesium salts, which allows you to obtain a portion of the sediment before penetration of the injected fluid into the reservoir model (reservoir). Due to this, the largest pores and cracks are clogged, preventing major water breakthroughs.
Граничное значение содержания солей кальция и магния, равное 20 г/л, определено с учетом количества образующегося осадка при взаимодействии солей многоосновных кислот с водой такой минерализации, а именно не более 2 - 3% от массы закачиваемой жидкости. Как показывает промысловый опыт, указанное содержание осадка в закачиваемой жидкости является допустимым при обработке высокопроницаемых и трещиноватых коллекторов с целью изоляции притока пластовых вод. Получаемые в процессе закачки жидкости осадки имеют малые размеры частиц и поэтому не высаждаются в стволе скважины, а проникают в ПЗП скважины и объем пласта. Более высокое (>20 г/л) содержание солей кальция и магния в закачиваемой воде может привести к преждевременному образованию большого количества осадка, который может закольматировать как водопромытый интервал, так и нефтенасыщенный, что приведет к снижению проницаемостей обоих интервалов и окажет влияние на прирост коэффициента нефтевытеснения. Это установлено в опыте 12. The boundary value of the content of calcium and magnesium salts, equal to 20 g / l, is determined taking into account the amount of precipitate formed during the interaction of salts of polybasic acids with water of such mineralization, namely, not more than 2 - 3% by weight of the injected liquid. As field experience shows, the specified sediment content in the injected fluid is acceptable when processing highly permeable and fractured reservoirs in order to isolate the influx of formation water. Sediments obtained during the fluid injection process are small in particle size and therefore do not settle in the wellbore, but penetrate into the well borehole zone and formation volume. A higher (> 20 g / l) content of calcium and magnesium salts in the injected water can lead to the premature formation of a large amount of sediment, which can both agglomerate and oil saturated, which will lead to a decrease in the permeability of both intervals and will affect the coefficient growth oil displacement. This is established in
Предлагаемое в разработанном способе соотношение соли многоосновной кислоты и соли щелочноземельного металла и одноосновной кислоты, равное 1: (0,1-1), позволяет регулировать скорость образования осадка и глубину его проникновения в объем пласта (пласт). Использование для закачки СМК воды, содержащей соли кальция и магния, позволяет эффективно воздействовать на пласт с целью изоляции притока пластовых вод и выравнивания скоростей фильтрационных потоков в различных интервалах при соотношении СМК/СЩМ <1. Недостающее до стехиометрического по отношению к СМК количество соли щелочноземельного металла и одноосновной кислоты, необходимое для полного высаждения СМК, компенсируется наличием указанных солей в минерализованной пластовой или закачиваемой воде, что в свою очередь обеспечивает образование осадка исключительно в водопромытых зонах пласта. Выбор соотношения СМК/СЩМ <0,1 приведет к замедленному образованию осадка в объеме пласта, что не позволит эффективно перераспределить потоки жидкости. В реальных пластовых условиях это не приведет к заметному изменению профиля приемистости скважины и подключению к разработке застойных и слабодренируемых зон. The ratio of a salt of a polybasic acid and a salt of an alkaline earth metal and a monobasic acid, proposed in the developed method, equal to 1: (0.1-1), allows you to control the rate of formation of sediment and the depth of its penetration into the reservoir volume (reservoir). The use of water containing calcium and magnesium salts for the injection of SMC allows it to effectively act on the formation in order to isolate the influx of formation water and equalize the filtration flow rates at various intervals with a ratio of SMK / SCM <1. The amount of alkaline earth metal salt and monobasic acid, which is stoichiometric in relation to the SMC, is insufficient for the complete precipitation of the SMC, which is compensated by the presence of these salts in the mineralized formation or injected water, which in turn ensures the formation of sediment exclusively in the water-washed zones of the formation. The choice of the ratio of QMS / SCHM <0.1 will lead to delayed formation of sediment in the reservoir volume, which will not allow to effectively redistribute fluid flows. In real reservoir conditions, this will not lead to a noticeable change in the injectivity profile of the well and connection to the development of stagnant and slightly drained zones.
При использовании предлагаемого способа на практике необходимые количества реагентов, концентрации и их соотношение выбирают с учетом геолого-физических особенностей пласта, характера прорыва воды в скважине, особенностей опытного участка и состава закачиваемой воды. When using the proposed method in practice, the required amounts of reagents, concentrations and their ratio are selected taking into account the geological and physical features of the formation, the nature of the breakthrough of water in the well, the features of the experimental section and the composition of the injected water.
На практике различные варианты предлагаемого способа реализованы на нефтяных месторождениях Западной Сибири. In practice, various variants of the proposed method are implemented in oil fields of Western Siberia.
1. Закачка в пласт водного раствора смеси солей многоосновных кислот. 10%-ный раствор смеси солей многоосновных кислот: сульфата натрия и карбоната натрия (7 и 3 мас.% соответственно), приготовленный на воде с содержанием солей кальция и магния 2,1 г/л объемом 100 м3 закачали в нагнетательную скважину высокопродуктивной нефтяной залежи. Продавили буфером воды, затем закачали 37 м3 10%-ного раствора кальция хлористого (соотношение реагентов ≈1: 0,4). После этого продолжили закачку воды. Обработка скважины привела к снижению приемистости на 14% и снижению обводненности добываемой продукции в целом на опытном участке на 4,5% (с 92,5 до 88,0%). Дополнительная добыча нефти за 14 месяцев после обработки скважины составила 10604 т.1. Injection into the formation of an aqueous solution of a mixture of salts of polybasic acids. A 10% solution of a mixture of salts of polybasic acids: sodium sulfate and sodium carbonate (7 and 3 wt.%, Respectively), prepared in water with a content of calcium and magnesium salts of 2.1 g / l with a volume of 100 m 3, was pumped into the injection well of a highly productive oil deposits. They sold water with a buffer, then they pumped 37
2. Закачка суспензии в воде, содержащей соль многоосновной кислоты. Кристаллический сульфат натрия в количестве 20 т с помощью эжектора при давлении нагнетания дозировали в поток нагнетаемой в пласт жидкости в расчете на 22%-е содержание по массе соли многоосновной кислоты в закачиваемой суспензии. Для закачки суспензии в нагнетательную скважину использовали воду с содержанием солей кальция и магния 4,3 г/л. Суспензию продавили в пласт буфером воды. Затем в пласт закачали раствор хлорида кальция, содержащий 9,6 т реагента (соотношение реагентов 1: 0,48). После этого продолжили закачку воды. Обработка скважины привела к снижению приемистости скважины на 11% и снижению обводненности добываемой продукции в целом на опытном участке на 4,6% с 96,1 до 91,5. Дополнительная добыча нефти за 3 месяца после обработки скважины составила 2652 т. 2. Injection of a suspension in water containing a salt of a polybasic acid. Crystalline sodium sulfate in an amount of 20 tons using an ejector at an injection pressure was dosed into the flow of the fluid injected into the reservoir, based on the 22% content by weight of the salt of polybasic acid in the injected suspension. To pump the suspension into the injection well, water with a calcium and magnesium salt content of 4.3 g / l was used. The suspension was pushed into the reservoir with a water buffer. Then, a calcium chloride solution containing 9.6 tons of reagent (reagent ratio 1: 0.48) was pumped into the formation. After that, they continued pumping water. Well treatment resulted in a 11% decrease in well injectivity and a decrease in water cut of produced products in the pilot plot by 4.6% from 96.1 to 91.5. Additional oil production for 3 months after well treatment amounted to 2652 tons.
В целом предлагаемый способ за счет предложенной совокупности признаков обладает высокой универсальностью и позволяет эффективно воздействовать на нефтяные пласты с различными геолого-физическими параметрами с целью изоляции
Источники информации.In general, the proposed method due to the proposed combination of features is highly versatile and can effectively act on oil reservoirs with various geological and physical parameters in order to isolate
Sources of information.
Авторское свидетельство СССР N 1747680, кл. E 21 B 43/22, 43/20, 1992. USSR author's certificate N 1747680, cl. E 21 B 43/22, 43/20, 1992.
Авторское свидетельство СССР N 1700199, кл. E 21 B 33/12, 43/32, 1991 - прототип. USSR author's certificate N 1700199, cl. E 21 B 33/12, 43/32, 1991 - prototype.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97107316A RU2111351C1 (en) | 1997-05-19 | 1997-05-19 | Method of shutoff of formation water inflow |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97107316A RU2111351C1 (en) | 1997-05-19 | 1997-05-19 | Method of shutoff of formation water inflow |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2111351C1 true RU2111351C1 (en) | 1998-05-20 |
| RU97107316A RU97107316A (en) | 1998-12-10 |
Family
ID=20192650
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97107316A RU2111351C1 (en) | 1997-05-19 | 1997-05-19 | Method of shutoff of formation water inflow |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2111351C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2475622C1 (en) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Lining method of bottom-hole zone of productive formation of gas wells |
| RU2530153C2 (en) * | 2013-01-16 | 2014-10-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный аграрный университет" | Grouting composition for cementing low-pressure well |
| RU2536529C1 (en) * | 2013-12-17 | 2014-12-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir |
| RU2743977C1 (en) * | 2020-02-10 | 2021-03-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский государственный национальный исследовательский университет" | Composition for reducing water permeability of rocks (embodiments) and method of plugging water permeability of rocks |
-
1997
- 1997-05-19 RU RU97107316A patent/RU2111351C1/en active
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2475622C1 (en) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Lining method of bottom-hole zone of productive formation of gas wells |
| RU2530153C2 (en) * | 2013-01-16 | 2014-10-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный аграрный университет" | Grouting composition for cementing low-pressure well |
| RU2536529C1 (en) * | 2013-12-17 | 2014-12-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir |
| RU2743977C1 (en) * | 2020-02-10 | 2021-03-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский государственный национальный исследовательский университет" | Composition for reducing water permeability of rocks (embodiments) and method of plugging water permeability of rocks |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| US3656550A (en) | Forming a barrier between zones in waterflooding | |
| RU2581070C1 (en) | Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| US4095651A (en) | Process for selectively plugging areas in the vicinity of oil or gas producing wells in order to reduce water penetration | |
| CN105370260B (en) | A kind of spontaneous hydrochloric acid acidization tool suitable for carbonate reservoir | |
| RU2108455C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| RU2097538C1 (en) | Method of reducing loss of flooding agent and method of secondary extraction of hydrocarbons | |
| RU2160832C1 (en) | Method of restriction of water influx to well | |
| RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
| RU2716316C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2080450C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2114991C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2266398C2 (en) | Reservoir oil recovery enhancement method | |
| RU2383725C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU2101486C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2078919C1 (en) | Composition for restriction of influx of formation waters | |
| RU2168618C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2747726C1 (en) | Composition for flow leveling works in injection wells | |
| RU2105144C1 (en) | Method for treating down-hole zone of producing well | |
| RU2118453C1 (en) | Compound for isolation of brine water inflow | |
| RU2098611C1 (en) | Method of developing deposit with high-viscosity oil | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| RU2217575C2 (en) | Way to seal off flooded sections of formation |