RU2114987C1

RU2114987C1 - Method of recovering oil from nonuniform oil bed

Info

Publication number: RU2114987C1
Application number: RU96111792A
Authority: RU
Inventors: И.Ф. Глумов; И.Г. Юсупов; В.Д. Кочетков; Н.Г. Вагизов; Е.Ф. Вотинцева
Original assignee: Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти
Priority date: 1996-06-04
Filing date: 1996-06-04
Publication date: 1998-07-10

Abstract

FIELD: oil production industry. SUBSTANCE: according to method, thickening agent is injected into well. Used as thickening agent is water dispersion of residues obtained from water-purification stations. These residues are resulted from water purification by coagulation with aluminium sulfate or ferrum sulfate. Injection of thickening agent is carried out until injection pressure exceeds initial pressure by 30-50%. Application of aforesaid method increases oil recovery from beds which are nonuniform in permeability. EFFECT: higher efficiency. 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти из неоднородных нефтяных пластов. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for extracting oil from heterogeneous oil reservoirs.

Известен способ повышения нефтеотдачи пластов путем закачки в них водных растворов полиакриламида (ПАА) [1]. There is a method of increasing oil recovery by pumping in them aqueous solutions of polyacrylamide (PAA) [1].

Недостаток данного способа состоит в том, что его применение эффективно только на ранней стадии разработки месторождения при первичном вытеснении нефти, а для регулирования фронта заводнения неоднородного по проницаемости пласти при наличии в нем зон поглощения на поздней стадии разработки способ является малоэффективным. The disadvantage of this method is that its use is effective only at an early stage of field development during primary oil displacement, and the method is ineffective for regulating the waterflooding front of a formation that is not uniform in permeability when there are absorption zones in it at a late stage of development.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения [2], предусматривающий использование в качестве загущающего агента 0,05-ного водного раствора сернокислого алюминия. В пластовых условиях сернокислый алюминий разлагается с образованием высокодисперсной системы (хлопьев) практически нерастворимой в воде гидроокиси алюминия и коллоидов основных солей алюминия. Эта система обладает повышенной вязкостью (2 - 2,5 МПа•с), что ведет к увеличению коэффициента охвата. The closest in technical essence to the proposed one is a method of developing an oil field [2], which provides for the use of a 0.05th aqueous solution of aluminum sulfate as a thickening agent. Under reservoir conditions, aluminum sulfate decomposes with the formation of a highly dispersed system (flakes) of aluminum hydroxide and colloids of basic aluminum salts, which are practically insoluble in water. This system has an increased viscosity (2 - 2.5 MPa • s), which leads to an increase in the coverage coefficient.

Недостатком способа является недостаточно высокая эффективная вязкость образующейся дисперсии и, как следствие, малая эффективность нефтевытеснения из неоднородного нефтяного пласта. The disadvantage of this method is not sufficiently high effective viscosity of the resulting dispersion and, as a consequence, the low efficiency of oil displacement from a heterogeneous oil reservoir.

Кроме того, известный способ предполагает использование целевого химического реагента - сернокислого алюминия, что связано с материальным затратами. In addition, the known method involves the use of the target chemical reagent - aluminum sulfate, which is associated with material costs.

Целью предлагаемого способа является повышение эффективности нефтеизвлечения из неоднородных по проницаемости пластов и снижением материальных затрат. The aim of the proposed method is to increase the efficiency of oil recovery from heterogeneous permeability layers and lower material costs.

Поставленная цель достигается описываемым способом, включающим закачку загущающего агента, новым в способе является то, что в качестве загущающего агента используют водную дисперсию осадков водоочистных станций (ВОС), причем закачку загущающего агента производят до тех пор, пока давление закачки превысит первоначальное на 30 - 50%. The goal is achieved by the described method, including the injection of a thickening agent, new in the method is that as a thickening agent use an aqueous dispersion of precipitation of water treatment plants (BOC), and the thickening agent is injected until the injection pressure exceeds the initial by 30-50 %

Осадки ВОС образуются в больших количествах в процессе подготовки воды при очистке ее коагуляцией сульфатами алюминия или железа. В общем виде осадки водоочистных станций представляют собой сложную многокомпонентную пространственную систему, объединяющую в единое целое большой комплекс различных по происхождению, качеству и свойствами веществ. Основными компонентами осадка являются продукты гидролиза химических реагентов в сочетании с минеральными веществами (глинистыми частицами, мелким песком и др.) и органическими веществами (илом, фито- и зоопланктоном, различными микроорганизмами и бактериями и др.). Precipitation of BOC is formed in large quantities during the preparation of water when it is purified by coagulation with aluminum or iron sulfates. In general terms, the precipitation of water treatment plants is a complex multicomponent spatial system, combining into a single whole a large complex of substances of different origin, quality and properties. The main components of the sediment are the products of the hydrolysis of chemical reagents in combination with minerals (clay particles, fine sand, etc.) and organic substances (silt, phyto- and zooplankton, various microorganisms and bacteria, etc.).

Высушенный до постоянной массы при температуре 105^oC сухой остаток содержит SiO₂, Al₂O₃, Fe₂O₃, CaO, Mg и органические вещества.Dried to constant weight at a temperature of 105 ^o C, the dry residue contains SiO ₂ , Al ₂ O ₃ , Fe ₂ O ₃ , CaO, Mg and organic substances.

Количество SiO₂ составляет 1 - 10% массы сухого вещества.The amount of SiO ₂ is 1 to 10% of the dry matter mass.

Содержание железа и алюминия определяется в основном видом и количеством коагулянтов, используемых в процессе очистки воды. При использовании сернокислого алюминия общее количество алюминия в осадке в пересчете на Al₂O₃ достигает 40% и более от массы сухого вещества осадка, а количество железа в пересчете на Fe₂O₃ обычно не превышает 0,5 - 5%. Если же для очистки воды используют железосодержащие коагулянты, определяющим компонентом осадка является железо в гидроокисной форме.The content of iron and aluminum is determined mainly by the type and amount of coagulants used in the process of water purification. When using aluminum sulfate, the total amount of aluminum in the precipitate in terms of Al ₂ O ₃ reaches 40% or more by weight of the dry matter of the precipitate, and the amount of iron in terms of Fe ₂ O ₃ usually does not exceed 0.5 - 5%. If iron-containing coagulants are used for water purification, the determining component of the precipitate is iron in hydroxide form.

Общее количество солей кальция и магния в осадках невелико и составляет обычно 0,2 - 5,0% CaO и 1-2% MgO. The total amount of calcium and magnesium salts in the sediments is small and is usually 0.2 - 5.0% CaO and 1-2% MgO.

Осадки ВОС имеют неньютоновскую вязкость (псевдопластичны): при малых скоростях сдвига вязкость равна 1000 - 5000 МПа•с, при высоких скоростях сдвига - 10 - 100 МПа•с. BOC sediments have non-Newtonian viscosity (pseudoplastic): at low shear rates, the viscosity is 1000 - 5000 MPa • s, at high shear rates - 10 - 100 MPa • s.

Как показывает промысловая практика закачек загущающих агентов, при превышении давления закачки на 30 - 50% от первоначального при производстве закачки насосными агрегатами типа АН-700 происходит закупоривание и отключение зон поглощения. As the field practice of injection of thickening agents shows, when injection pressure is exceeded by 30 - 50% of the initial one when pumping with pumping units of the AN-700 type, the absorption zones become clogged and disabled.

В промысловых условиях способ осуществляют следующим образом. In field conditions, the method is as follows.

Предварительно проводят подготовительные работы: выбирают участок на месторождении, выделяют объект закачки (нагнетательную скважину с приемистостью не менее 300 м³/сут) и определяют гидродинамически связанные с ней добывающие скважины; проводят комплекс стандартных гидродинамических и геофизических исследований на скважинах с целью определения текущего состояния скважин, профиль приемистости пластов, степени выработки продуктивных пластов.Preliminarily, preparatory work is carried out: a site is selected at the field, an injection object (injection well with an injection rate of at least 300 m ³ / day) is isolated, and production wells hydrodynamically associated with it are determined; conduct a set of standard hydrodynamic and geophysical studies in wells to determine the current state of wells, the injectivity profile of the formations, the degree of production of productive formations.

Доставленную к нагнетательной скважине (например в автоцистерне) дисперсию осадков ВОС с помощью насосного агрегата АН-700 подают в нагнетательную скважину. The dispersion of BOC sediment delivered to the injection well (for example, in a tanker truck) is fed to the injection well using the AN-700 pumping unit.

Технологический процесс закачки контролируют по давлению закачки, определяемому по манометру насосного агрегата. При превышении давления на 30 - 50% от первоначального прекращают закачку водной дисперсии осадка ВОС и возобновляют закачку воды в скважину. The injection process is controlled by the injection pressure, determined by the pressure gauge of the pump unit. If the pressure exceeds 30 - 50% of the initial one, the water dispersion of the BOC sediment is stopped and the water is pumped back into the well.

Отбор пластовых флюидов производят через добывающую скважину. The selection of formation fluids is carried out through the production well.

Пример конкретного исполнения способа. An example of a specific implementation of the method.

Оценка эффективности предлагаемого способа в сравнении с прототипом была проведена в лабораторных условиях на двухслойной линейной модели неоднородного по проницаемости пласта с изолированными пропластками. Модель представляла собой две одинаковые трубки с общим входом и раздельными выходами. При этом одна трубка содержала песок, проницаемость которого в 5-7 раз превышала проницаемость песка в другой трубке ("малопроницаемый" и "высокопроницаемый" пропласток). Evaluation of the effectiveness of the proposed method in comparison with the prototype was carried out in laboratory conditions on a two-layer linear model of a heterogeneous permeability formation with isolated layers. The model was two identical tubes with a common input and separate outputs. In this case, one tube contained sand, the permeability of which was 5-7 times higher than the permeability of sand in another tube ("low permeability" and "high permeability" interlayer).

После вакуумирования модель последовательно насыщали водой и нефтью, вытесняли нефть водой до обводненности 96 - 99%, затем закачивали оторочку загущающего агента и воду. After evacuation, the model was successively saturated with water and oil, the oil was replaced with water to a water cut of 96 - 99%, and then the rim of the thickening agent and water were pumped.

В качестве нефтевытесняющего параметра использовали коэффициент вытеснения после первичного вытеснения нефти водой (K¹, %) и после закачки оторочки загущающего агента (K^II, %). В качестве фильтрационного параметра - отношение коэффициентов подвижности мкм²/мПа•с) в "высокопроницаемом" и "низкопроницаемом" пропластке до (ОП^I) и после (ОП^II) вытеснения оторочкой загущающего агента.As the oil displacing parameter, the displacement coefficient was used after the initial displacement of oil by water (K ¹ ,%) and after injection of the rim of the thickening agent (K ^II ,%). The filtration parameter is the ratio of the mobility coefficients μm ² / MPa • s) in the “highly permeable” and “low permeability” layers before (OP ^I ) and after (OP ^II ) displacement of the thickening agent by the rim.

В качестве нефти использовали девонскую нефть без добавки каких-либо растворителей вязкостью при температуре проведения опытов 6 - 11 мПа•с. Devonian oil was used as oil without the addition of any solvents with viscosity at a test temperature of 6–11 mPa • s.

В качестве загущающего агента по прототипу использовали сернокислый алюминий - Al₂(SO₄)₃ х.ч., по предлагаемому способу - осадок с водоочистной станции г. Набережные Челны. Свойства осадка: pH 6,9; плотность 1,05 г/см³, сухой остаток - 9%, содержание алюминия (в пересчете на Al₂O₃) - 1,5%, содержание воды 89,5%.As a thickening agent for the prototype, aluminum sulfate - Al ₂ (SO ₄ ) ₃ parts by weight was used, according to the proposed method - sludge from a water treatment plant in Naberezhnye Chelny. Sludge properties: pH 6.9; density of 1.05 g / cm ³ , dry residue - 9%, aluminum content (in terms of Al ₂ O ₃ ) - 1.5%, water content 89.5%.

Вязкость дисперсии осадка при скорости сдвига 0,1 сек^-1 составляет 27,87 мПа•с, при скорости сдвига 0,6 сек^-1 - 810 мПа•с.The viscosity of the sediment dispersion at a shear rate of 0.1 sec ^-1 is 27.87 MPa • s, at a shear rate of 0.6 sec ^-1 - 810 MPa • s.

Основные условия и усредненные результаты проведенных лабораторных опытов по доизвлечению нефти из заводненных слоисто-неоднородных пористых сред оторочками Al₂(SO₄)₃ - (прототип) и осадок ВОС (предлагаемый способ) представлены в таблице.The main conditions and average results of laboratory experiments on the recovery of oil from flooded layered-inhomogeneous porous media with Al ₂ (SO ₄ ) ₃ - rims (prototype) and BOC sediment (proposed method) are presented in the table.

Как видно из данных таблицы, предлагаемый способ позволяет изменить соотношение подвижностей высоко- и низкопроницаемого пропластка после закачки загущающего агента с 8,7 до 1,5, т.е. практически выравнивает проницаемости разнопроницаемых пропластков, в то время как по прототипу отношения подвижностей после закачки реагента изменялись несущественно - с 8,1 до 7,8. Как следствие, увеличивается степень довытеснения нефти по предлагаемому способу на 12,4%, в то время как по прототипу лишь на 5,2%. As can be seen from the table, the proposed method allows you to change the ratio of the mobility of the high and low permeability layer after injection of the thickening agent from 8.7 to 1.5, i.e. practically equalizes the permeability of different-permeable layers, while according to the prototype, the mobility ratios after injection of the reagent changed insignificantly - from 8.1 to 7.8. As a result, the degree of pre-displacement of oil by the proposed method increases by 12.4%, while the prototype only by 5.2%.

Таким образом, технико-экономические преимущества предлагаемого способа выражаются в увеличении степени вытеснения нефти из разнопроницаемых пластов при одновременной снижении себестоимости добытой нефти за счет использования отходов водоочистных станций. Одновременно решается экологическая проблема утилизации отходов. Thus, the technical and economic advantages of the proposed method are expressed in increasing the degree of oil displacement from different permeable formations while reducing the cost of produced oil through the use of waste water treatment plants. At the same time, the environmental problem of waste disposal is being addressed.

Claims

A method of extracting oil from a heterogeneous oil reservoir, comprising injecting a thickening agent, characterized in that the thickening agent is an aqueous dispersion of precipitates of water treatment plants formed during the treatment of water by coagulation with aluminum or iron sulfates, and the thickening agent is injected until the injection pressure exceed the original by 30 - 50%.