RU2119048C1

RU2119048C1 - Method for treatment of nonuniform oil bed

Info

Publication number: RU2119048C1
Application number: RU97103751A
Authority: RU
Inventors: Ю.Л. Вердеревский; С.Н. Головко; Ю.Н. Арефьев; Л.А. Шешукова; Р.Х. Муслимов; Н.Х. Борисова
Original assignee: Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии; Научно-производственное предприятие "Девон"
Priority date: 1997-03-11
Filing date: 1997-03-11
Publication date: 1998-09-20

Abstract

FIELD: oil production industry. SUBSTANCE: method implies successive injection into oil bed of hydrocarbon solution of surface-active substance and acid composition. Used in function of surface-active substance are oxyethylated isononilphenols with degree of oxyethylation of 3-5 and/or monoalkyl ester of polyethyleneglycol on basis of primary fatty alcohols of general formula C_nH_2n+1O(C₂H₄O)H,, where n = 10-18, = 3-5, and used in function of acid composition is water solution of muriatic acid, sulfite liquor, surface-active substance and solvent or water solution of lignosulfonate, acid-containing solvent, surface-active substance and muriatic acid or composition of water solution of muriatic and hydrofluoric acids, solvent, surface-active substance and inorganic salts or muriatic acid, or mixture of muriatic and hydrofluoric acids. In preferable version of realizing aforesaid method, hydrocarbon solution of surface-active substance and acid composition are taken in ratio of 3:1 - 1:5. Application of aforesaid method ensures reduction of flooding of recovered product and increase of oil recovery. EFFECT: higher efficiency. 1 cl, 1 tbl, 3 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет повысить эффективность обработки неоднородного нефтяного пласта путем вовлечения в работу всей толщины этого пласта. The invention relates to the oil industry and can improve the processing efficiency of a heterogeneous oil reservoir by involving the entire thickness of this reservoir.

Известен способ кислотной обработки нефтяного пласта, заключающийся в закачке в пласт гидрофобной эмульсии и раствора кислот (см. авт. свид. N 898047, кл. E 21 B 43/22, публ. 1982). There is a method of acid treatment of an oil reservoir, which consists in injecting a hydrophobic emulsion and an acid solution into the reservoir (see ed. Certificate N 898047, class E 21 B 43/22, publ. 1982).

При использовании данного способа достигается временное закупоривание водонасыщенных интервалов эмульсией и обработка раствором кислот низкопроницаемых интервалов пласта, а также требуется наличие специальных смесительных устройств для приготовления гидрофобной эмульсии, что усложняет и удорожает технологический процесс обработки нефтяного пласта. When using this method, temporary clogging of water-saturated intervals by emulsion and treatment with an acid solution of low-permeability intervals of the formation are achieved, and special mixing devices for preparing a hydrophobic emulsion are required, which complicates and increases the cost of the technological process of processing the oil reservoir.

Известен способ обработки призабойной зоны неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку осадкообразующих и кислотных реагентов (см. патент РФ N 2065951, кл. E 21 B 43/27, 1996). A known method of processing the bottom-hole zone of a heterogeneous oil reservoir, comprising sequential injection of sediment-forming and acid reagents (see RF patent N 2065951, class E 21 B 43/27, 1996).

Однако после закачки указанных реагентов происходит лишь временное блокирование водонасыщенных пропластов, образуется защитный экран, который после нейтрализации кислотного реагента разрушается при контакте с водой. However, after the injection of these reagents, only temporary blocking of water-saturated layers occurs, a protective screen forms, which, after neutralization of the acid reagent, is destroyed upon contact with water.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ обработки призабойной зоны пласта, заключающийся в последовательной закачке через скважину в пласт поверхностно-активного вещества и кислотного раствора (см. авт. свид. СССР N 1652520, кл. E 21 B 43/27, 1991). The closest in technical essence and the achieved effect is a method of treating the bottom-hole zone of the formation, which consists in sequential injection through the well into the formation of a surfactant and an acid solution (see ed. Certificate of the USSR N 1652520, class E 21 B 43/27, 1991).

Данный способ не обладает селективностью действия в условиях неоднородных пластов вследствие образования в пласте при взаимодействии углеводородного раствора с пластовой водой эмульсии прямого типа, свойства которой могут меняться в зависимости от условий пласта, а также обладает непродолжительностью эффекта блокировки наиболее проницаемых обводненных пропластков. This method does not have selectivity of action in heterogeneous formations due to the formation of a direct emulsion in the formation during the interaction of a hydrocarbon solution with produced water, the properties of which can vary depending on the formation conditions, and also has a short duration of the effect of blocking the most permeable flooded layers.

В основу настоящего изобретения положена задача создать высокоэффективный способ обработки неоднородного нефтяного пласта, позволяющий за счет комплексной обработки коллекторов путем изоляции высокопроницаемых пропластков водонерастворимой эмульсией, образуемой в пласте при взаимодействии углеводородного раствора ПАВ с пластовой водой, и дальнейшей обработки низкопроницаемых пропластков кислотным составом, снизить обводненность добываемой продукции и увеличить добычу нефти. The present invention is based on the task of creating a highly efficient method for treating a heterogeneous oil reservoir, which allows for the complex treatment of reservoirs by isolating high-permeability layers with a water-insoluble emulsion formed in the formation upon interaction of a surfactant hydrocarbon solution with formation water, and further processing of low-permeability layers with an acid composition to reduce the water cut of the produced products and increase oil production.

Поставленная задача решается путем создания способа обработки неоднородного нефтяного пласта, включающего последовательную закачку и пласт углеводородного раствора ПАВ и кислотного состава, причем в качестве ПАВ используют оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 3-5 и/или моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов общей формулы
C_nH_2n+1O(C₂H₄O)_nH,
где
n = 10-18;
m = 3-5,
а в качестве кислотного состава используют композицию ДН-9010 - водный раствор соляной кислоты, сульфитного щелока, поверхностно-активного вещества и растворителя, или СНПХ-9010 - водный раствор лигносульфоната, кислородсодержащего растворителя, поверхностно-активного вещества и соляной кислоты, или композицию НПХ-9020 - водный раствор соляной и плавиковой кислот, растворителя, поверхностно-активного вещества и неорганических солей, или соляную кислоту, или смесь соляной и плавиковой кислот.The problem is solved by creating a method for processing a heterogeneous oil reservoir, including sequential injection and a reservoir of a hydrocarbon solution of a surfactant and an acidic composition, wherein surfactants use ethoxylated isononylphenols with a degree of oxyethylation of 3-5 and / or monoalkyl ether of polyethylene glycol based on primary fatty alcohols of the general formula
C _n H _{2n + 1} O (C ₂ H ₄ O) _n H,
Where
n = 10-18;
m = 3-5,
and the acid composition used is the composition DN-9010 — an aqueous solution of hydrochloric acid, sulfite liquor, a surfactant and a solvent, or SNPCH-9010 — an aqueous solution of lignosulfonate, an oxygen-containing solvent, a surfactant and hydrochloric acid, or a composition NPH- 9020 - an aqueous solution of hydrochloric and hydrofluoric acids, a solvent, a surfactant and inorganic salts, or hydrochloric acid, or a mixture of hydrochloric and hydrofluoric acids.

В преимущественном варианте выполнения способа углеводородный раствор ПАВ и кислотный состав берут в соотношении 3 : 1 - 1 : 5. In an advantageous embodiment of the method, the surfactant hydrocarbon solution and the acid composition are taken in a ratio of 3: 1 to 1: 5.

Оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 3-5, например Неонол АФ9-4, АФ9-5, выпускают по ТУ 38507-63-300-93. Oxyethylated isononylphenols with a degree of oxyethylation of 3-5, for example Neonol AF9-4, AF9-5, are produced according to TU 38507-63-300-93.

Моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов, например Синтанол АЛМ-3, выпускается по техническому требованию ПО "Капролактам", 1990 г. Monoalkyl ether of polyethylene glycol based on primary fatty alcohols, for example Syntanol ALM-3, is produced according to the technical requirement of Caprolactam software, 1990

Данные ПАВ в тяжелом дистилляте используют по ТУ 39-05765670-ОП-214-95. Surfactant data in heavy distillate is used according to TU 39-05765670-OP-214-95.

Также в качестве углеводородного растворителя используют гексановую фракцию по ТУ 38.10381-77, керосин по ОСТ 38.01408-86, дизельное топливо по ГОСТ 305-82, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38-101524-93, нефрас C 150/220 по ТУ 38-1011026-85, нефтас Ар 120/200 по ТУ 38-101809-80. Also, a hexane fraction according to TU 38.10381-77, kerosene according to OST 38.01408-86, diesel fuel according to GOST 305-82, a wide fraction of light hydrocarbons (NGL) according to TU 38-101524-93, nefras C 150/220 according to TU 38-1011026-85, Neftas Ar 120/200 according to TU 38-101809-80.

Композицию ДН-9010 берут по ТУ 38.40127-95; композицию СНПХ-9010 (Марки А, Б, В, Г, Д, Е) - по ТУ 39-5765657-131-91; композицию НПХ-9020 (Марки А, Б) - по ТУ 39-05765670-ОП-166-93; соляную кислоту - по ТУ 6-01-04684381-85-92, ТУ 6-01-714-77, ТУ 38-103141-78, смесь соляной и плавиковой кислот берут согласно ТУ 6-01-14-78-88. The composition DN-9010 is taken according to TU 38.40127-95; composition SNPCH-9010 (Grades A, B, C, G, D, E) - according to TU 39-5765657-131-91; composition NPH-9020 (Grades A, B) - according to TU 39-05765670-OP-166-93; hydrochloric acid - according to TU 6-01-04684381-85-92, TU 6-01-714-77, TU 38-103141-78, a mixture of hydrochloric and hydrofluoric acids is taken according to TU 6-01-14-78-88.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результата, а именно создать эффективный способ обработки неоднородного нефтяного пласта. A new set of claimed essential features allows to obtain a new technical result, namely to create an effective method for processing a heterogeneous oil reservoir.

Согласно заявляемому способу осуществляют закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества. Закачиваемый раствор проникает в водонасыщенные более проницаемые пропластки нефтяного пласта, где при взаимодействии с пластовой водой образуется высоковязкая эмульсия обратного типа, закупоривающая эти пропластки. Далее закачивают кислотный состав, который начинает проникать в низкопроницаемые нефтесодержащие пропластки, подвергая из воздействию и увеличивая их проницаемость за счет растворения пород, слагающих коллектор нефтяного пласта. Таким образом происходит интенсификация добычи нефти путем подключения к добыче низкопроницаемых пропластков, что приводит к повышению эффективности разработки нефтяного пласта. According to the claimed method, a hydrocarbon solution of a surfactant is injected. The injected solution penetrates into the water-saturated, more permeable interlayers of the oil reservoir, where, when interacting with the reservoir water, a highly viscous inverse emulsion forms, clogging these interlayers. Next, the acid composition is pumped, which begins to penetrate into low-permeable oil-containing interlayers, exposing and increasing their permeability by dissolving the rocks that make up the reservoir of the oil reservoir. Thus, oil production is intensified by connecting low-permeability layers to production, which leads to an increase in the efficiency of oil reservoir development.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного по заявленной совокупности существенных признаков и обладающего наличием нового технического результата заявленному изобретению, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого способа критериям "новизна" и "изобретательский уровень". An analysis of the known solutions selected in the search process showed that in science and technology there is no object that is similar in the claimed combination of essential features and has a new technical result to the claimed invention, which allows us to conclude that the proposed method meets the criteria of “novelty” and “inventive step”.

Для доказательства соответствия заявляемого изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры осуществления способа. To prove the compliance of the claimed invention with the criterion of "industrial applicability" we give specific examples of the method.

Для изучения влияния заявляемого способа на изменение фильтрационных характеристик пористой среды используют модель пласта, представляющую собой спаренные насыпные линейные трубки длиной 18 см и поперечным сечением 4,52 см² с разной проницаемостью. В качестве исходного материала для создания пористой среды используют молотый кварцевый песок в чистом виде и с добавлением 10% карбоната кальция. При этом используют пористые среды с проницаемостью 0,32 - 0,50 мкм² и 1,27 - 1,60 мкм² и остаточной нефтенасыщенностью 46 - 77% и 26 - 37% соответственно. В качестве насыщающих флюидов используют минерализованную воду с содержанием солей 130 г/л и девонскую нефть. Закачку и вытеснение флюидов из пористой среды моделей осуществляют насосом марки КВ-10 при постоянном давлении. Проницаемость измеряют по изменению времени истечения 1,3 см³ жидкости при постоянном давлении и рассчитывают по формуле

где
V - объем жидкости, V = 1 см³;
l - длина трубки, см;
t - время истечения в 1 см³ жидкости, сек.;
P - давление, МПа;
S - площадь сечения трубки, см².To study the influence of the proposed method on changing the filtration characteristics of a porous medium, a reservoir model is used, which is a paired bulk linear tube 18 cm long and a cross section of 4.52 cm ² with different permeability. Ground quartz sand in its pure form and with the addition of 10% calcium carbonate is used as a starting material for creating a porous medium. In this case, porous media with a permeability of 0.32 - 0.50 μm ² and 1.27 - 1.60 μm ² and residual oil saturation of 46 - 77% and 26 - 37%, respectively, are used. Mineralized water with a salt content of 130 g / l and Devonian oil are used as saturating fluids. Injection and displacement of fluids from the porous medium of the models is carried out by a pump of the KV-10 brand at constant pressure. Permeability is measured by changing the expiration time of 1.3 cm ³ liquid at constant pressure and calculated by the formula

Where
V is the volume of liquid, V = 1 cm ³ ;
l is the length of the tube, cm;
t is the expiration time in 1 cm ³ fluid, sec .;
P is the pressure, MPa;
S is the cross-sectional area of the tube, cm ² .

Определяют проницаемость пористой среды в низко- и высокопроницаемых трубках перед закачкой углеводородного раствора ПАВ (K₁) и после закачки кислотного состава (E₂).The permeability of the porous medium in the low and high permeability tubes is determined before the injection of a surfactant hydrocarbon solution (K ₁ ) and after the injection of the acid composition (E ₂ ).

Изменение фильтрационного сопротивления после проведения обработок определяют по формуле

.The change in filtration resistance after treatments is determined by the formula

.

Результате исследований приведены в таблице. The research results are shown in the table.

Пример 1. В модель пласта закачивают композицию СНПХ-9010 (марка Б) в объеме 50% суммарного объема пор двух спаренных трубок, выдерживают 24 ч. После чего композицию вытесняют минерализованной водой. В высокопроницаемую трубку зашло 66% от объема оторочки, а в низкопроницаемую - 34%, фильтрационное сопротивление измеряется на 247 и 143% соответственно (см. таблицу, пример 1). Example 1. The composition SNPCH-9010 (grade B) is pumped into the reservoir model in a volume of 50% of the total pore volume of two paired tubes, incubated for 24 hours. After that, the composition is displaced with mineralized water. 66% of the rim volume went into a high-permeability tube, and 34% went into a low-permeability tube, filtering resistance was measured at 247 and 143%, respectively (see table, example 1).

Пример 2. В модель пласта закачивают 12% неонола АФ9-4 в тяжелом дистилляте в количестве 50% суммарного объема пор, выдерживают 24 ч. После чего проводят вытеснение минерализованной водой. Фильтрационное сопротивление изменяется на 50 и -60% соответственно в низко- и высокопроницаемых трубах (см. таблицу, пример 2). Example 2. 12% neonol AF9-4 in heavy distillate is pumped into the reservoir model in an amount of 50% of the total pore volume, incubated for 24 hours. After that, mineral water is displaced. Filtration resistance changes by 50 and -60%, respectively, in low- and high-permeability pipes (see table, example 2).

Пример 3 (заявляемый способ). В модель пласта последовательно закачивают 25% суммарного порового объема двух спаренных трубок композицию ДПХ-8700, а затем композицию СНПХ-9010 в количестве 50% суммарного объема пор, далее проводят выдержку и вытеснение минерализованной водой. Фильтрационное сопротивление в низкопроницаемой трубке уменьшилось на +1443%, а в высокопроницаемой - увеличилось на -97,4% (см. таблицу, пример 3). Example 3 (the inventive method). Composition DPH-8700 and then composition SNPCH-9010 in the amount of 50% of the total pore volume are sequentially injected into the reservoir model 25% of the total pore volume of two paired tubes, then exposure and displacement are carried out with mineralized water. Filtration resistance in the low-permeability tube decreased by + 1443%, and in the high-permeability tube increased by -97.4% (see table, example 3).

Аналогично примеру 3 приводят пример 4 - 25, только в качестве ПАВ используют АФ9-5 и Синтанол АЛМ-3 в различных углеводородных растворителях и разные кислотные составы. Analogously to example 3, examples 4 to 25 are given; only AF9-5 and Sintanol ALM-3 in various hydrocarbon solvents and different acid compositions are used as surfactants.

Пример 26 (прототип). В модель последовательно закачивают 0,3% Прогалита марки СМ-20 в тяжелой смоле пиролиза и кислотный состав, содержащий 10%-ный хлористый водород, 1,7%-ный фтористый водород, 2,9-ный октанол, 19%-ный изопропанол и воду. Выдерживают модель 2,5 ч. Фильтрационное сопротивление изменилось в низко- и высокопроницаемых трубках на +1188 и -74,8% соответственно (см. таблицу, пример 26). Example 26 (prototype). 0.3% Progalite of the SM-20 brand in a heavy pyrolysis resin and an acid composition containing 10% hydrogen chloride, 1.7% hydrogen fluoride, 2.9% octanol, 19% isopropanol are successively pumped into the model and water. They withstand the model for 2.5 hours. The filtration resistance in the low- and high-permeability tubes changed by 1188 and -74.8%, respectively (see table, example 26).

Как видно из данных таблицы, при использовании заявляемого способа фильтрационное сопротивление в низкопроницаемой трубке уменьшается на 309 - 1742%, а высокопроницаемой увеличивается на 86,7 - 97,5%, а при использовании известного способа на +1188 и -77,8% соответственно. As can be seen from the table, when using the proposed method, the filtration resistance in the low-permeability tube decreases by 309 - 1742%, and highly permeable increases by 86.7 - 97.5%, and when using the known method by +1188 and -77.8%, respectively .

Таким образом, предлагаемый способ по сравнению с известным позволяет повысить эффективность обработки нефтяного пласта за счет увеличения проницаемости нефтенасыщенных пропластков, снизить обводненность добываемой продукции путем создании в высокопроницаемых водонасыщенных пропластках защитных экранов, представляющих собой высоковязкие эмульсии обратного типа. Thus, the proposed method, in comparison with the known one, allows to increase the efficiency of processing the oil reservoir by increasing the permeability of oil-saturated interlayers, to reduce the water content of the produced products by creating protective screens in highly permeable water-saturated interlayers, which are highly viscous inverse emulsions.

Claims

1. A method of treating a heterogeneous oil reservoir, comprising sequentially injecting a hydrocarbon solution of a surfactant and an acid composition into the reservoir, characterized in that, as surfactants, ethoxylated isononylphenol with a degree of hydroxyethylation of 3 to 5 and / or polyethylene glycol monoalkyl ether based on polyethylene glycol is used primary fatty alcohols of the general formula
C _n H _{2n + 1} O (C ₂ H ₄ O) _m H,
where n = 10 to 18;
m - 3 - 5,
and the acid composition used is the composition DN-9010 - an aqueous solution of hydrochloric acid, sulfite liquor, surfactant and solvent, or SNPCH-9010 - an aqueous solution of lignosulfonate, an oxygen-containing solvent, surfactant and hydrochloric acid, or the composition NPH-9020 - aqueous solution of hydrochloric and hydrofluoric acid, solvent, surfactant and inorganic salts, or hydrochloric acid or a mixture of hydrochloric and hydrofluoric acids.

2. The method according to claim 1, characterized in that the sequentially terminated reagents are taken in a ratio of 3: 1 to 1: 5.