RU2117143C1 - Method for development of oil deposit - Google Patents
Method for development of oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2117143C1 RU2117143C1 RU96124611A RU96124611A RU2117143C1 RU 2117143 C1 RU2117143 C1 RU 2117143C1 RU 96124611 A RU96124611 A RU 96124611A RU 96124611 A RU96124611 A RU 96124611A RU 2117143 C1 RU2117143 C1 RU 2117143C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- aqueous solution
- formation
- alkali
- oil
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Treatment Of Sludge (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородных пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for oil production from heterogeneous formations at a late stage of oil field development.
Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий закачку через нагнетательные скважины водных растворов, содержащих полиакриламид, бентонитовую глину и воду [1]. A known method of developing oil fields, including the injection through injection wells of aqueous solutions containing polyacrylamide, bentonite clay and water [1].
Недостатком данного способа является низкая эффективность при изоляции промытых зон в случае, если продуктивный пласт представлен высокопроницаемым трещинно-поровым коллектором, так как "сшивка" полимеров типа ПАА и глины не происходит без предварительного гидролиза под действием щелочей, следовательно, полимер остается "не сшитым" растворяется в воде и вытесняется нагнетаемым агентом. The disadvantage of this method is the low efficiency in the isolation of washed zones if the reservoir is represented by a highly permeable fracture-pore reservoir, since the "crosslinking" of PAA type polymers and clay does not occur without preliminary hydrolysis by alkali, therefore, the polymer remains "not crosslinked" soluble in water and displaced by the injected agent.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки обводненной нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в нагнетательную скважину хлорида алюминия и щелочных стоков производства капролактама (ЩСПК) [2]. The closest in technical essence and the achieved result is a method of developing an irrigated oil reservoir, which includes the sequential injection of caprolactam (ALSCP) production of aluminum chloride and alkaline effluents into the injection well [2].
Недостатком данного способа является низкая тампонирующая способность состава, обуславливающая малоэффективную изоляцию промытых зон пласта, вследствие того, что применяемый отход ЩСПК, представляющий собой натриевую соль адипиновой кислоты, используется только для образования гидроокиси алюминия, при этом сама адипиновая кислота уходит вместе с пластовым флюидом и не используется для дополнительной изоляции. The disadvantage of this method is the low tamping ability of the composition, which leads to ineffective isolation of the washed zones of the formation, due to the fact that the used SCHSC waste, which is the sodium salt of adipic acid, is used only for the formation of aluminum hydroxide, while adipic acid itself leaves with the formation fluid and does not used for extra insulation.
Задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяной залежи путем послойного тампонирования промытых и высокопроницаемых обводненных пластов за счет увеличения количества осадка и как следствие вовлечение в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных участков пласта и увеличение их нефтеотдачи. The objective of the invention is to increase the efficiency of the method of developing an oil deposit by layer-by-layer plugging of washed and highly permeable flooded formations by increasing the amount of sediment and, as a result, involving low-permeable oil-saturated sections of the reservoir in the development and increasing their oil recovery.
Поставленная техническая задача решается тем, что в способе, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли многовалентного металла, водного раствора щелочи и последующее нагнетание вытесняющего агента, перед закачкой водного раствора соли в пласт одновременно закачивают полимерный раствор и водный раствор щелочи, а перед нагнетанием вытесняющего агента в пласт дополнительно закачивают водный раствор хлористого кальция, при этом в качестве водного раствора соли многовалентного металла используют водный раствор сернокислого алюминия, в качестве полимерного раствора используют водорастворимые полимеры ПАА или КМЦ, а в качестве водного раствора щелочи используют соду каустическую или кальцинированную или водный раствор щелочного стока производства капролактама. The stated technical problem is solved by the fact that in the method, which includes injecting an aqueous solution of a multivalent metal salt, an aqueous solution of alkali into the formation through an injection well and then injecting a displacing agent, a polymer solution and an aqueous solution of alkali are simultaneously injected into the formation at the same time, and before by injection of the displacing agent, an aqueous solution of calcium chloride is additionally pumped into the formation, while water is used as an aqueous solution of a multivalent metal salt aluminum sulfate solution, water-soluble PAA or CMC polymers are used as a polymer solution, and caustic or calcined soda or an aqueous solution of caprolactam alkaline runoff are used as an aqueous alkali solution.
Для осуществления технологии используются технические продукты выпускаемые промышленностью в больших объемах. To implement the technology used technical products manufactured by industry in large volumes.
Водорастворимые полимеры класса ПАА и КМЦ. - полиакриламид и карбоксиметилцеллюлоза. Water soluble polymers of class PAA and CMC. - polyacrylamide and carboxymethyl cellulose.
В качестве соли многовалентного металла используют сульфат алюминия ГОСТ 3758 - 75. As the salt of the multivalent metal, aluminum sulfate is used according to GOST 3758 - 75.
Кальций хлористый поставляется в сухом виде ГОСТ 450 - 77 или в виде насыщенного раствора плотностью 1320 - 1350 кг/м3 ТУ - 48 - 10 - 509 - 78.Calcium chloride is supplied in dry form GOST 450 - 77 or in the form of a saturated solution with a density of 1320 - 1350 kg / m 3 TU - 48 - 10 - 509 - 78.
В качестве раствора щелочи применяют соду каустическую ГОСТ 2263-79, соду кальцинированную ГОСТ 5100 - 73 или соли щелочных металлов органических кислот - отход производства капролактама ЩСПК - ТУ 113 - 03 - 488 - 84. Caustic soda GOST 2263-79, soda ash GOST 5100 - 73 or alkali metal salts of organic acids are used as alkali solution - a waste product of caprolactam production SCHSPK - TU 113 - 03 - 488 - 84.
Суть изобретения заключается в следующем. В пласт через нагнетательную скважину одновременно закачивают полиакриламид или КМЦ и раствор щелочи. The essence of the invention is as follows. Polyacrylamide or CMC and an alkali solution are simultaneously pumped into the reservoir through an injection well.
При взаимодействии водного раствора полимера с щелочным раствором происходит гидролиз амидных групп. In the interaction of an aqueous polymer solution with an alkaline solution, hydrolysis of the amide groups occurs.
Гидролизованный полимер имеет вязкость 20 - 30 сП, но при этом не утрачивает способность растворяться в воде. При закачке раствора, имеющего вязкость 20 - 30 сП, создается повышенное фильтрационное сопротивление и тем самым увеличивается охват пласта воздействием. Hydrolyzed polymer has a viscosity of 20-30 cP, but it does not lose its ability to dissolve in water. When injecting a solution having a viscosity of 20-30 cP, an increased filtration resistance is created and thereby the formation coverage is increased by exposure.
Далее закачивается раствор соли многовалентного металла. При взаимодействии гидролизованного полимера с сульфатом алюминия (сульфатом железа) происходит "сшивка" полимера трехвалентным катионом алюминия (Al3+) и образование осадка гидроокиси алюминия, при этом в растворе содержится большое количество ионов SO
Для увеличения объема осадка закачивают раствор хлористого кальция CaCl2, который при взаимодействии с сульфат ионом SO
При этом будет образовываться осадок, состоящий из "сшитого" полимера, гидрооксида алюминия и гипса. This will form a precipitate consisting of a "crosslinked" polymer, aluminum hydroxide and gypsum.
В качестве вытесняющего агента используют воду или водный раствор ПАВ. As a displacing agent, water or an aqueous surfactant solution is used.
При небольших значениях приемистости обрабатываемых скважин до 150 - 250 м3/сут водорастворимые полимеры предварительно не гидролизуют щелочным реагентом, а закачивают в водном растворе сульфата алюминия (сульфата железа) с последующей закачкой раствора щелочи и хлористого кальция, что обеспечивает образование в пласте крупнодисперсного осадка, обладающего высокой адгезией к породе пласта, в дальнейшем после вытеснения реакционной среды нагнетаемой водой, происходит набухание ПАА (КМЦ), который, обладая флокулирующими свойствами, позволяет "связать" отдельные образующиеся дисперсные частицы гидрооксида алюминия и гипса между собой и породой пласта и тем самым снизить проницаемость трещин и крупных пор.With small injectivity values of the treated wells up to 150 - 250 m 3 / day, water-soluble polymers are not pre-hydrolyzed with an alkaline reagent, but are pumped in an aqueous solution of aluminum sulfate (iron sulfate) with subsequent injection of a solution of alkali and calcium chloride, which ensures the formation of a coarse precipitate in the formation, having high adhesion to the formation rock, in the future, after displacement of the reaction medium by injected water, PAA (CMC) swells, which, having flocculating properties, allows yaet "bind" formed separate dispersed particles of aluminum hydroxide and gypsum with each other and rock formation and thereby reduce the permeability of cracks and large pores.
Прореагировавший фильтрат имеет щелочность pH 9 - 10 и при взаимодействии с кислотными компонентами нефти приводит к снижению межфазного натяжения на границе нефть - раствор щелочи. При этом происходит эмульгирование нефти и улучшение смачиваемости породы, то есть происходит доотмыв остаточной нефти. The reacted filtrate has an alkalinity of pH 9-10 and, when interacting with the acidic components of oil, leads to a decrease in interfacial tension at the oil-alkali solution interface. In this case, oil is emulsified and the wettability of the rock is improved, that is, residual oil is washed out.
Лабораторные исследования по определению количества закупоривающего осадка для осуществления предлагаемого способа представлены в табл. 1. Laboratory studies to determine the amount of plugging sediment for the implementation of the proposed method are presented in table. one.
Из результатов табл. 1 видно, что образование наибольшего количества "сшитого" полимера происходит при взаимодействии растворов ПАА, ЩСПК и сульфата алюминия. From the results of the table. 1 it can be seen that the formation of the greatest amount of "crosslinked" polymer occurs during the interaction of solutions of PAA, alkali hydrogen sulfide and aluminum sulfate.
Количество закупоривающего осадка по предлагаемому способу в 2-3 раза больше, чем по прототипу, даже в случае использования высококонцентрированных растворов (опыт 3). The amount of clogging sediment according to the proposed method is 2-3 times greater than the prototype, even in the case of using highly concentrated solutions (experiment 3).
Полученный осадок устойчив к действию температур в интервале 20 - 100oC, а также к действию слабокислой и слабощелочной сред. При взаимодействии с пластовой водой осадок приобретает большую устойчивость к температурному воздействию.The resulting precipitate is resistant to temperatures in the range of 20 - 100 o C, as well as to the action of weakly acidic and slightly alkaline environments. When interacting with formation water, the sediment becomes more resistant to temperature effects.
Фильтрат по своему составу близок к пластовой воде, так как в растворе остается NaCl и следы HCO
Для определения закупоривающих свойств материалов и последующего вытеснения нефти по предлагаемой технологии в лаборатории проведены исследования на искусственных линейных моделях длиной 110 - 120 мм, диаметром 30 - 40 мм. Исследования проводились по общепринятым методикам. To determine the clogging properties of materials and the subsequent displacement of oil by the proposed technology, the laboratory conducted studies on artificial linear models with a length of 110 - 120 mm, a diameter of 30 - 40 mm. The studies were carried out according to generally accepted methods.
Результаты исследований представлены в табл. 2, из которой видно, что коэффициент изоляции в опытах 4-5 по предлагаемой технологии значительно выше, чем по прототипу (опыт 1 - 2). The research results are presented in table. 2, which shows that the insulation coefficient in experiments 4-5 on the proposed technology is significantly higher than on the prototype (experiment 1 - 2).
При реализации способа на месторождении закачку ведут в одну или несколько нагнетательных скважин. When implementing the method at the field, injection is carried out into one or more injection wells.
В скважину одновременно закачивают 20 - 25 м3 0,5%-ного раствора ПАА и такой же объем 25%-ного раствора ЩСПК. После двухчасовой выдержки, необходимой для гидролиза полиакриламида, в пласт закачивают 10%-ный раствор сернокислого алюминия. Раствор продавливают 10 м3 воды и после этого в пласт закачивают 20 - 30 м2 10%-ного раствора хлорида кальция.At the same time, 20 - 25 m 3 of a 0.5% PAA solution and the same volume of a 25% solution of SchSPK are pumped into the well. After the two-hour exposure necessary for the hydrolysis of polyacrylamide, a 10% solution of aluminum sulfate is pumped into the formation. The solution is pushed through with 10 m 3 of water and then 20 - 30
Затем нагнетают вытесняющий агент, в качестве которого используют воду или водный раствор неионогенного или анионактивного ПАВ. Then a displacing agent is injected, which is used as water or an aqueous solution of a nonionic or anionic surfactant.
Для осуществления технологии используют стандартное оборудование. Закачку реагентов можно проводить циклами 1. Каждый последующий цикл аналогичен первому циклу. To implement the technology using standard equipment. Reagents can be injected in
Оптимальный объем закачки указанных растворов определяется по общепринятым методикам, исходя из физико-химических и геологических особенностей пласта, и может составлять 40 - 200 м3.The optimal injection volume of these solutions is determined by generally accepted methods, based on the physicochemical and geological features of the formation, and may be 40-200 m 3 .
Предлагаемый способ позволяет повысить нефтеотдачу пласта, неоднородного по геологическому строению на поздней стадии разработки, за счет выравнивания профиля приемистости с последующим щелочным воздействием. The proposed method allows to increase oil recovery, heterogeneous in geological structure at a late stage of development, due to the alignment of the injectivity profile with subsequent alkaline exposure.
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96124611A RU2117143C1 (en) | 1996-12-31 | 1996-12-31 | Method for development of oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96124611A RU2117143C1 (en) | 1996-12-31 | 1996-12-31 | Method for development of oil deposit |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2117143C1 true RU2117143C1 (en) | 1998-08-10 |
RU96124611A RU96124611A (en) | 1999-02-10 |
Family
ID=20188689
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU96124611A RU2117143C1 (en) | 1996-12-31 | 1996-12-31 | Method for development of oil deposit |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2117143C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2010104410A1 (en) * | 2009-03-10 | 2010-09-16 | ГРАЧЕВ, Алексей | Method for controlling the permeability of a heterogeneous oil stratum |
RU2447127C2 (en) * | 2010-07-23 | 2012-04-10 | Ибрагим Измаилович Абызбаев | Composition for regulating permeability of inhomogeneous oil formation |
RU2527053C1 (en) * | 2013-10-04 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of fractured-porous types of reservoirs |
RU2656296C1 (en) * | 2017-06-26 | 2018-06-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Уфимский Научно-Технический Центр" | Method for producing commercial form of alkaline effluents from production of caprolactam for use in the oil industry and method for obtaining on its basis a composition for equalizing the injectivity profile and limiting the water inflow |
-
1996
- 1996-12-31 RU RU96124611A patent/RU2117143C1/en active
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2010104410A1 (en) * | 2009-03-10 | 2010-09-16 | ГРАЧЕВ, Алексей | Method for controlling the permeability of a heterogeneous oil stratum |
RU2447127C2 (en) * | 2010-07-23 | 2012-04-10 | Ибрагим Измаилович Абызбаев | Composition for regulating permeability of inhomogeneous oil formation |
RU2527053C1 (en) * | 2013-10-04 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of fractured-porous types of reservoirs |
RU2656296C1 (en) * | 2017-06-26 | 2018-06-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Уфимский Научно-Технический Центр" | Method for producing commercial form of alkaline effluents from production of caprolactam for use in the oil industry and method for obtaining on its basis a composition for equalizing the injectivity profile and limiting the water inflow |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2117143C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
RU2057914C1 (en) | Oil extraction method | |
RU2386803C1 (en) | Method of acidising of holebottom area treatment of terrigenous collector | |
RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
RU2039224C1 (en) | Flooded oil field exploitation method | |
RU2123104C1 (en) | Method of developing water-flooded oil pool | |
RU2103490C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
RU2138629C1 (en) | Oil production method | |
RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
RU2475622C1 (en) | Lining method of bottom-hole zone of productive formation of gas wells | |
RU2230184C2 (en) | Method for treatment of productive bed | |
RU2103491C1 (en) | Method for development of nonuniform oil beds | |
RU2383725C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
RU2046185C1 (en) | Method for selective isolation of water inflow | |
RU2102591C1 (en) | Method for treating productive bed | |
RU2107156C1 (en) | Compound for regulation of developing oil deposits | |
RU2211317C1 (en) | Method of stimulation of oil pool with nonuniform reservoirs | |
RU2215133C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2059800C1 (en) | Method for increase of oil recovery of formations | |
RU2108454C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow to well | |
RU2083816C1 (en) | Method for selective isolation of water inflow in well | |
RU2166622C1 (en) | Method of oil recovery increase from formation | |
RU2097543C1 (en) | Method of increasing permeability of beds | |
RU2173382C1 (en) | Formulation for controlling permeability of nonuniform formations | |
RU2011807C1 (en) | Method for petroleum deposit working |