RU2125650C1 - Method for increasing oil output of bed - Google Patents
Method for increasing oil output of bed Download PDFInfo
- Publication number
- RU2125650C1 RU2125650C1 RU97112235A RU97112235A RU2125650C1 RU 2125650 C1 RU2125650 C1 RU 2125650C1 RU 97112235 A RU97112235 A RU 97112235A RU 97112235 A RU97112235 A RU 97112235A RU 2125650 C1 RU2125650 C1 RU 2125650C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- polybasic acid
- calcium chloride
- water
- emulsion
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи пластов при разработке месторождений с помощью заводнения. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for increasing oil recovery during field development using flooding.
Известен способ увеличения добычи нефти, включающий последовательную закачку двух растворов химических реагентов, взаимодействующих между собой с образованием нерастворимого осадка [1]. Способ обеспечивает селективную изоляцию неоднородного по вертикали нефтеносного пласта и способствует более равномерному вытеснению нефти. Недостатком способа является низкая эффективность на поздних стадиях разработки, обусловленная ограниченной поверхностной активностью закачиваемых и образующихся в пласте реагентов. A known method of increasing oil production, including the sequential injection of two solutions of chemical reagents, interacting with each other with the formation of an insoluble precipitate [1]. The method provides selective isolation of a vertically heterogeneous oil reservoir and contributes to a more uniform oil displacement. The disadvantage of this method is the low efficiency in the late stages of development, due to the limited surface activity of the reagents injected and formed in the formation.
Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ увеличения нефтеотдачи пластов, включающий закачку водных растворов неиногенного поверхностно-активного вещества (НПАВ), хлорида кальция, соли многоосновной кислоты, образующей с хлоридом кальция нерастворимый осадок, и полимера [2] . Способ обеспечивает перераспределение потоков воды за счет увеличения фактора сопротивления в водопромытых интервалах в результате закачки в пласт дисперсии твердых частиц, образующихся при взаимодействии реагентов. Основным недостатком способа является низкая эффективность при его использовании на коллекторах с зональной неоднородностью и трещиноватых коллекторах, находящихся на поздних стадиях разработки. Способ не применим на низкопроницаемых коллекторах, а также на коллекторах с повышенными температурой и минерализацией пластовой или закачиваемой воды. The closest technical solution, taken as a prototype, is a method of increasing oil recovery, including the injection of aqueous solutions of non-inogenic surface-active substances (nonionic surfactants), calcium chloride, a salt of polybasic acid, which forms an insoluble precipitate with calcium chloride, and a polymer [2]. The method provides redistribution of water flows due to an increase in the resistance factor in water-washed intervals as a result of injection into the formation of a dispersion of solid particles formed during the interaction of reagents. The main disadvantage of this method is the low efficiency when it is used on reservoirs with zonal heterogeneity and fractured reservoirs, which are in the late stages of development. The method is not applicable on low-permeability reservoirs, as well as on reservoirs with elevated temperature and mineralization of produced or injected water.
Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности воздействия способа на пласт с целью увеличения нефтеотдачи. Поставленная задача решается тем, что в известном способе увеличения нефтеотдачи пластов, включающем закачку в пласт водных растворов неионогенного поверхностно-активного вещества, хлорида кальция и соли многоосновной кислоты, образующей с хлоридом кальция нерастворимый осадок, водные растворы неионогенного поверхностно-активного вещества и соли многоосновной кислоты закачивают в виде эмульсии, содержащей нефтепродукт в количестве 5-50% от общей массы эмульсии, при этом эмульсию и водный раствор хлорида кальция закачивают раздельно. В качестве раствора соли многоосновной кислоты в разработанном способе используют 0,1-15% растворы преимущественно силиката натрия, сульфата натрия или карбоната натрия, а в качестве нефтепродукта используют преимущественно нефть, нефрас или бензин. The task of the invention is to increase the effectiveness of the method on the formation in order to increase oil recovery. The problem is solved in that in the known method of increasing oil recovery, including the injection into the formation of aqueous solutions of a nonionic surfactant, calcium chloride and a salt of a polybasic acid, forming an insoluble precipitate with calcium chloride, aqueous solutions of a nonionic surfactant and a salt of a polybasic acid pumped in the form of an emulsion containing oil in an amount of 5-50% of the total weight of the emulsion, while the emulsion and the aqueous solution of calcium chloride are pumped separately. In the developed method, 0.1-15% solutions of predominantly sodium silicate, sodium sulfate or sodium carbonate are used as a solution of the polybasic acid salt in the developed method, and oil, nefras or gasoline are mainly used as a petroleum product.
Закачка предлагаемых составов в соответствии с разработанным способом обеспечивает протекание в пластовых условиях следующих процессов. The injection of the proposed compositions in accordance with the developed method ensures that the following processes occur under reservoir conditions.
Эмульсия, содержащая неионогенное поверхностно-активное вещество, соль многоосновной кислоты, нефтепродукт и воду, благодаря своим вязкостным и поверхностно-активным свойствам способствует перераспределению фильтрационных потоков в объеме пласта и увеличению коэффициента нефтевытеснения из интервалов, охваченных воздействием. По мере разрушения эмульсии из нее выделяется раствор соли многоосновной кислоты, который реагирует с хлоридом кальция, содержащимся в закачиваемой и пластовой воде, с образованием осадка. При этом образование осадка происходит в наиболее проницаемых водопромытых интервалах, что обеспечивает дальнейшее перераспределение фильтрационных потоков и препятствует прорыву воды. An emulsion containing a nonionic surfactant, a salt of a polybasic acid, an oil product and water, due to its viscous and surface-active properties, contributes to the redistribution of filtration flows in the reservoir volume and an increase in the oil displacement coefficient from the intervals covered by the exposure. As the emulsion is destroyed, a solution of a salt of a polybasic acid is released from it, which reacts with calcium chloride contained in the injected and produced water to form a precipitate. At the same time, sedimentation occurs in the most permeable water-washed intervals, which ensures further redistribution of filtration flows and prevents water breakthrough.
Существенными отличительными признаками предлагаемого изобретения являются. Salient features of the invention are.
1. Закачка растворов неионогенного поверхностно-активного вещества и соли многоосновной кислоты в виде эмульсии, содержащей нефтепродукт в количестве 5-50% от общей массы эмульсии. Закачка растворов реагентов в виде эмульсии обеспечивает эффективное воздействие на нефтяной пласт с целью перераспределения фильтрационных потоков за счет вязкостных свойств эмульсии, регулируемых содержанием нефтепродукта. Кроме того, это способствует снижению скорости образования осадка при взаимодействии соли многоосновной кислоты и хлорида кальция, закачиваемого в виде раствора или присутствующего в минерализованной воде. 1. Injection of solutions of a nonionic surfactant and a salt of a polybasic acid in the form of an emulsion containing an oil product in an amount of 5-50% of the total weight of the emulsion. The injection of reagent solutions in the form of an emulsion provides an effective effect on the oil reservoir in order to redistribute the filtration flows due to the viscosity properties of the emulsion, which are regulated by the oil content. In addition, this helps to reduce the rate of formation of sediment during the interaction of salts of polybasic acid and calcium chloride, injected in the form of a solution or present in mineralized water.
2. Раздельная закачка эмульсии, содержащей неионогенное поверхностно-активное вещество и соль многоосновной кислоты, и раствора хлорида кальция. В этом случае при взаимодействии реагентов осадок образуется исключительно в объеме пласта в водопромытых высокопроницаемых интервалах, что предотвращает кольматацию прискважинной зоны пласта скважины и нефтенасыщенных интервалов. 2. Separate injection of an emulsion containing a nonionic surfactant and a salt of a polybasic acid, and a solution of calcium chloride. In this case, during the interaction of the reagents, the sediment is formed exclusively in the reservoir volume in water-washed high-permeability intervals, which prevents the mudding of the borehole zone of the wellbore and oil-saturated intervals.
3. Использование в качестве раствора соли многоосновной кислоты 0,1 - 15% раствора силиката натрия, сульфата натрия, карбоната натрия, фосфата натрия и т.д. Использование указанных растворов солей позволяет получать при взаимодействии с раствором хлорида кальция устойчивые нерастворимые в воде осадки и в широких пределах регулировать их количество. 3. The use of a solution of a salt of polybasic acid 0.1 - 15% solution of sodium silicate, sodium sulfate, sodium carbonate, sodium phosphate, etc. The use of these salt solutions makes it possible to obtain, when interacting with a solution of calcium chloride, stable water-insoluble precipitates and to regulate their amount over a wide range.
4. Использование в качестве нефтепродукта нефти, нефраса, бензина и других углеводородов. Это позволяет получать эмульсии на основе неионогенных поверхностно-активных веществ и соли многоосновной кислоты, регулировать их вязкость и растворяющую способность по отношению к нефти и ее компонентам. 4. The use of oil, nefras, gasoline and other hydrocarbons as an oil product. This makes it possible to obtain emulsions based on nonionic surfactants and a salt of a polybasic acid, to regulate their viscosity and dissolving ability with respect to oil and its components.
Для реализации разработанного способа используются товарные реагенты и составы на их основе:
- неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ): неонол АФ9-12, товарные формы CHO-3, CHO-4, нефтенол-ВВД и их аналоги;
- соль многоосновной кислоты: натрия метасиликат, натрия силикат (жидкое стекло), натрия сульфат, натрия карбонат, натрия фосфат и т.д.;
- нефтепродукт: нефть, нефрас 50/170, нефрас 120/200, толуольная фракция, бензиновый растворитель БР-1 и т.д.;
- хлорид кальция.To implement the developed method, commodity reagents and compositions based on them are used:
- nonionic surfactant (nonionic surfactant): neonol AF 9-12 , commodity forms CHO-3, CHO-4, neftenol-VVD and their analogues;
- salt of polybasic acid: sodium metasilicate, sodium silicate (water glass), sodium sulfate, sodium carbonate, sodium phosphate, etc .;
- oil product: oil,
- calcium chloride.
Эффективность разработанного и известного способов исследовали в лабораторных условиях на неоднородной модели пласта. Оценку эффективности проводили по изменению скоростей фильтрации через высокопроницаемый и низкопроницаемый пропластки и по приросту коэффициентов нефтевытеснения. The effectiveness of the developed and known methods was investigated in laboratory conditions on a heterogeneous reservoir model. Efficiency assessment was carried out by changing the filtration rates through a highly permeable and low permeability interlayers and by an increase in oil displacement coefficients.
Исследования проводили на установке, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК. Установка 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 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 320 до 2150 мД, соотношение проницаемостей в модели составляло 1,8-3,4. 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 different permeability, were used as a reservoir model. The permeability of the columns ranged from 320 to 2150 mD, the ratio of permeability in the model was 1.8-3.4. Preparation of the reservoir model and the fluids for the experiments was carried out in accordance with STP 0148070-013-91 "Methodology for laboratory studies on the displacement of oil by reagents."
Предлагаемое изобретение иллюстрируется следующим примером. The invention is illustrated by the following example.
Пример 1. Определение прироста коэффициента нефтевытеснения из неоднородной модели пласта. Example 1. Determination of the increase in the coefficient of oil displacement from a heterogeneous reservoir model.
Модель пласта термостатируют при 75oC и насыщают водой с общей минерализацией 18 г/л, а затем нефтью. Далее нефть вытесняют минерализованной водой до 100%-го обводнения извлекаемой жидкости. По окончании замеряют скорости фильтрации жидкости через колонки, давление в системе и рассчитывают коэффициент вытеснения нефти водой.The reservoir model is thermostated at 75 o C and saturated with water with a total salinity of 18 g / l, and then with oil. Further, the 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 разработанным способом закачивают эмульсию, содержащую НПАВ (СНО-3А) - 0,5%, Na2SiO3 - 0,5%, нефть - 30%, вода - остальное, объемом 20% Vпор, буфер воды, в затем 1%-ый раствор хлорида кальция объемом 10% Vпор. Далее через модель пласта прокачивают минерализованную воду до прекращения выделения нефти. Замеряют скорости фильтрации жидкости через колонки, давление в системе и рассчитывают прирост коэффициентов нефтевытеснения (опыт N 1). Эмульсию для опыта готовят смешением водного раствора, содержащего расчетные количества НПАВ и Na2SiO3, и нефти.Then, in accordance with the developed method, an emulsion is injected into the reservoir model containing nonionic surfactants (СНО-3А) - 0.5%, Na 2 SiO 3 - 0.5%, oil - 30%, water - the rest, with a volume of 20% V pore , a buffer of water, then a 1% solution of calcium chloride with a volume of 10% V pore . Then, mineralized water is pumped through the reservoir model until the oil production ceases. Measure the rate of fluid filtration through the columns, the pressure in the system and calculate the growth of oil displacement coefficients (experiment No. 1). An emulsion for the experiment is prepared by mixing an aqueous solution containing calculated amounts of nonionic surfactants and Na 2 SiO 3 , and oil.
Аналогичным образом, изменяя состав эмульсии, содержащей НПАВ и соль многоосновной кислоты, проводят испытания других вариантов разработанного способа и способа по прототипу. При испытании способа по прототипу объем закачиваемой дисперсии составлял 50% Vпор. Результаты опытов представлены в таблице .Similarly, by changing the composition of the emulsion containing nonionic surfactants and a salt of a polybasic acid, tests of other variants of the developed method and the prototype method are carried out. When testing the prototype method, the volume of the injected dispersion was 50% V pore . The results of the experiments are presented in the table.
Полученные результаты показывают, что использование разработанного способа позволяет добиваться более существенного прироста коэффициентов нефтевытеснения из обеих колонок неоднородной модели пласта по сравнению со способом по прототипу. Кроме того, при этом происходит перераспределение фильтрационных потоков в модели пласта и сближение скоростей фильтрации жидкостей в колонках различной проницаемости. The results show that the use of the developed method allows to achieve a more significant increase in the coefficients of oil displacement from both columns of a heterogeneous reservoir model in comparison with the method of the prototype. In addition, this leads to a redistribution of filtration flows in the reservoir model and the convergence of fluid filtration rates in columns of different permeabilities.
Выбор реагентов, концентраций, процедуры в разработанном способе обусловлен следующими причинами. The choice of reagents, concentrations, procedures in the developed method is due to the following reasons.
Варьируя концентрацию НПАВ, возможно получение эмульсий различной степени устойчивости, что позволяет регулировать глубину проникновения эмульсии в пласт. Использование указанных солей многоосновных кислот обеспечивает образование нерастворимых в воде осадков. При этом концентрационные пределы 0,1-15% мас. определены с учетом растворимости солей при комнатной температуре и получения осадка в количестве, достаточном для эффективного воздействия на водопромытые интервалы. Предложенное содержание и выбор нефтепродуктов позволяет регулировать вязкость эмульсии и ее нефтеотмывающие свойства. Более высокая вязкость эмульсии достигается при использовании нефти, а использование нефраса, бензина и других углеводородных растворителей способствует увеличению подвижности пластовой нефти и растворению ее тяжелых компонентов. By varying the concentration of nonionic surfactants, it is possible to obtain emulsions of various degrees of stability, which allows you to adjust the depth of penetration of the emulsion into the reservoir. The use of these salts of polybasic acids provides the formation of water-insoluble precipitates. Moreover, the concentration limits of 0.1-15% wt. determined taking into account the solubility of salts at room temperature and to obtain a precipitate in an amount sufficient to effectively influence the water-washed intervals. The proposed content and selection of petroleum products allows you to adjust the viscosity of the emulsion and its oil washing properties. A higher viscosity of the emulsion is achieved using oil, and the use of nefras, gasoline and other hydrocarbon solvents helps to increase the mobility of the reservoir oil and the dissolution of its heavy components.
В разработанном способе используются растворы хлорида кальция различной концентрации, что позволяет регулировать скорость высаждения осадков и их количество. Раздельная закачка эмульсии, содержащей соль многоосновной кислоты, и раствора хлорида кальция предотвращает кольматацию ПЗП нагнетательной скважины и обеспечивает образование осадка в объеме пласта. Последовательность закачки эмульсии и раствора хлорида кальция позволяет регулировать скорость осадкообразования и направлять реагенты в более предпочтительные интервалы. The developed method uses solutions of calcium chloride of various concentrations, which allows you to adjust the rate of precipitation and the amount of precipitation. Separate injection of an emulsion containing a salt of a polybasic acid and a solution of calcium chloride prevents the formation of a PZZ injection well and ensures the formation of sediment in the volume of the reservoir. The sequence of injection of the emulsion and the solution of calcium chloride allows you to control the rate of sedimentation and to direct the reagents in more preferred intervals.
При испытании способа по прототипу установлено, что рост фильтрационного сопротивления в модели пласта сопровождается незначительным изменением соотношения скоростей фильтрации в колонках различной проницаемости (опыт 9). Это обусловлено неселективным проникновением дисперсии твердых частиц в обе колонки, что в реальных пластовых условиях может привести к кольматации низкопроницаемых интервалов и отключения их из разработки. When testing the prototype method, it was found that the increase in filtration resistance in the reservoir model is accompanied by a slight change in the ratio of filtration rates in columns of different permeability (experiment 9). This is due to the non-selective penetration of the dispersion of solid particles into both columns, which in real reservoir conditions can lead to the clogging of low-permeability intervals and turn them off from development.
Таким образом, разработанный способ позволяет добиваться значительного прироста коэффициентов нефтевытеснения из интервалов пласта различной проницаемости и при этом способствует увеличению охвата пласта заводнением. Регулируя состав закачиваемой эмульсии, возможно использование способа на пластах с различными коллекторскими свойствами. Thus, the developed method allows to achieve a significant increase in oil displacement coefficients from reservoir intervals of different permeability and at the same time helps to increase the coverage of the formation by water flooding. By adjusting the composition of the injected emulsion, it is possible to use the method on formations with various reservoir properties.
На практике способ может быть реализован в двух вариантах. In practice, the method can be implemented in two versions.
1. Первоначально на кусте скважин готовят эмульсию, содержащую НПАВ, соль многоосновной кислоты, нефтепродукт и воду (в качестве соответствующих реагентов используют, например, СНО-4Б, сульфат натрия и бензин). Для этого в водный раствор сульфата натрия добавляют неонол СНО-4Б и бензин, а затем перемешивают до получения однородного состава. Затем эмульсию закачивают в нагнетательную скважину, продавливают в пласт буфером воды и далее закачивают раствор хлористого кальция или минерализованную воду, содержащую хлористый кальций. 1. Initially, an emulsion containing nonionic surfactants, a salt of polybasic acid, an oil product and water is prepared on a wellbore (for example, CHO-4B, sodium sulfate and gasoline are used as the corresponding reagents). To do this, add neon CHO-4B and gasoline to an aqueous solution of sodium sulfate, and then mix until a homogeneous composition is obtained. Then the emulsion is pumped into the injection well, pushed into the reservoir with a buffer of water, and then a solution of calcium chloride or mineralized water containing calcium chloride is pumped.
2. В поток закачиваемой в пласт воды дозируют НПАВ, соль многоосновной кислоты и нефтепродукт из расчета получения эмульсии необходимого состава. После продавки эмульсии в пласт буфером воды закачивают хлорид кальция, дозируя твердую соль или ее раствор в поток воды. Этот вариант реализации разрабатываемого способа более приемлем при закачке эмульсий с низким содержанием соли многоосновной кислоты и нефтепродукта. 2. Nonionic surfactants, polybasic acid salt and oil are dosed into the stream of water injected into the formation, based on the preparation of an emulsion of the required composition. After the emulsion is sold, calcium chloride is pumped into the formation with a buffer of water, dosing a solid salt or its solution in a stream of water. This embodiment of the developed method is more acceptable when pumping emulsions with a low salt content of polybasic acid and oil.
Источники информации. Sources of information.
1. Патент США N 2747670, кл. 166-21, 1954. 1. US patent N 2747670, CL. 166-21, 1954.
2. А.С. СССР N 1682539, кл. E 21 B 43/22, 1991 - прототип. 2. A.S. USSR N 1682539, class E 21 B 43/22, 1991 - prototype.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97112235A RU2125650C1 (en) | 1997-07-16 | 1997-07-16 | Method for increasing oil output of bed |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97112235A RU2125650C1 (en) | 1997-07-16 | 1997-07-16 | Method for increasing oil output of bed |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2125650C1 true RU2125650C1 (en) | 1999-01-27 |
| RU97112235A RU97112235A (en) | 1999-06-20 |
Family
ID=20195387
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97112235A RU2125650C1 (en) | 1997-07-16 | 1997-07-16 | Method for increasing oil output of bed |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2125650C1 (en) |
-
1997
- 1997-07-16 RU RU97112235A patent/RU2125650C1/en active
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| CN110945208B (en) | Method for improving oil recovery rate of stratum | |
| CN105385428A (en) | Emulsion-type self-adaptive plugging agent suitable for high salinity stratum and preparation method thereof | |
| EA008671B1 (en) | Fiber assisted emulsion system | |
| RU2494245C1 (en) | Treatment method of bottom-hole formation zone | |
| RU2689937C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of carbonate and terrigenous reservoirs and method of its use | |
| RU2525399C1 (en) | Acid emulsion for bottomhole formation zone | |
| RU2255215C1 (en) | Method for processing face-adjacent bed zone | |
| RU2125650C1 (en) | Method for increasing oil output of bed | |
| RU2397195C1 (en) | Gel-forming compositions for well water sealing | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| RU2213853C2 (en) | Method of massive oil pool development | |
| RU2109939C1 (en) | Compound for limitation of brine water inflow | |
| SU681993A1 (en) | Oilfield development process | |
| CA2279876A1 (en) | Oil production method | |
| RU2160832C1 (en) | Method of restriction of water influx to well | |
| RU2168617C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2379326C1 (en) | Water repellent emulsion for oil reservoirs treatment | |
| RU2060373C1 (en) | Method for developing oil deposit | |
| RU2078919C1 (en) | Composition for restriction of influx of formation waters | |
| RU2108455C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2101486C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2118453C1 (en) | Compound for isolation of brine water inflow | |
| RU2109132C1 (en) | Method for increasing oil recovery from beds | |
| RU2098620C1 (en) | Compound for control of formation water inflow |