RU2133824C1 - Method for treating oil bed - Google Patents
Method for treating oil bed Download PDFInfo
- Publication number
- RU2133824C1 RU2133824C1 RU97117587A RU97117587A RU2133824C1 RU 2133824 C1 RU2133824 C1 RU 2133824C1 RU 97117587 A RU97117587 A RU 97117587A RU 97117587 A RU97117587 A RU 97117587A RU 2133824 C1 RU2133824 C1 RU 2133824C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- clay
- clayey
- water
- swelling
- oil
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки нефтяных пластов для изоляции промытых водой высокопроницаемых интервалов. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for processing oil reservoirs to isolate water-washed high permeability intervals.
Известен способ обработки нефтяного пласта путем поочередной закачки раствора полиакриламида и глинистой дисперсии [1]. Способ недостаточно эффективен, т. к. не позволяет изолировать сравнительно удаленные от призабойной зоны участки пласта. A known method of processing an oil reservoir by alternately injecting a solution of polyacrylamide and clay dispersion [1]. The method is not effective enough, because it does not allow isolating sections of the formation that are relatively remote from the bottomhole zone.
Известен способ обработки нефтяного пласта с использованием растворов поликатионитов и глинистой дисперсии [2]. Способ также не позволяет изолировать сравнительно удаленные от призабойной зоны участки пласта. A known method of processing an oil reservoir using solutions of polycationites and clay dispersion [2]. The method also does not allow isolating sections of the formation that are relatively remote from the bottomhole zone.
Известен способ обработки нефтяного пласта [3] путем последовательной закачки 1-30% водного раствора соли алюминия, кальция, магния; далее 0,001-0,1% водного раствора полимера - полиакриламида, КМЦ и суспензии дисперсных минеральных частиц - глинистой суспензии; каждую из оторочек продавливают буферной жидкостью - водой с повторением цикла 2-5 раз и последующей закачкой вытесняющего агента - воды. A known method of processing an oil reservoir [3] by sequential injection of 1-30% aqueous solution of aluminum, calcium, magnesium salts; then 0.001-0.1% aqueous polymer solution - polyacrylamide, CMC and a suspension of dispersed mineral particles - clay suspension; each of the rims is pressed through with a buffer liquid - water with a cycle of 2-5 times and the subsequent injection of a displacing agent - water.
Недостатками прототипа [3] являются невозможность изоляции сравнительно удаленных от призабойной зоны участков пласта, а также то, что в качестве флокулянта - стабилизатора глинистой дисперсной системы используют дорогостоящие водорастворимые полимеры. The disadvantages of the prototype [3] are the impossibility of isolating sections of the formation relatively remote from the bottomhole zone, as well as the use of expensive water-soluble polymers as a flocculant — a stabilizer of a clay disperse system.
Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа обработки нефтяного пласта глинистой дисперсной системой за счет изоляции сравнительно удаленных от призабойной зоны участков пласта при удешевлении способа. Соответственно увеличатся охват пласта воздействием и добыча нефти и снизится обводненность продукции. Solved by the invention, the problem and the expected technical result are to increase the efficiency of the method of treating an oil reservoir with a clay disperse system by isolating sections of the reservoir that are relatively remote from the bottomhole zone when the process is cheaper. Accordingly, the coverage of the formation by exposure and oil production will increase and the water cut of the product will decrease.
Поставленная задача решается тем, что в способе обработки нефтяного пласта путем последовательной закачки водного раствора соли и водной глинистой системы, в качестве водного раствора соли закачивают оторочку минерализованной воды, а в качестве водной глинистой системы - глинистую дисперсную систему, содержащую глину порядка 3 мас.% и 60%-ный кубовый остаток производства синтетического глицерина "Полиглицерин" или этиленгликоля, получаемого гидратацией окиси этилена, "Полигликоль" - остальное и дополнительно закачивают после глинистой системы оторочку реагента, повышающего набухание глины относительно ее набухания в глинистой дисперсной системе, в объеме, в 15-30 раз большем объема оторочки глинистой дисперсной системы
Кубовый остаток производства синтетического глицерина - "Полиглицерин" представляет собой попутный продукт производства синтетического глицерина. Общая формула реагента
CH2OHCHOHCH2O(CH2CHOHCH2O)nH,
где n = 1-3.The problem is solved in that in the method of treating an oil reservoir by sequentially injecting an aqueous salt solution and an aqueous clay system, a rim of mineralized water is pumped as an aqueous salt solution, and a clay disperse system containing clay of the order of 3 wt.% Is pumped as an aqueous clay system and 60% vat residue of the production of synthetic glycerin "Polyglycerin" or ethylene glycol obtained by hydration of ethylene oxide, "Polyglycol" - the rest and additionally pumped after clay with Stem rim reagent that increases swelling clay relative to its swelling clay in the dispersion, in a volume of 15-30 times the volume of the clay dispersion rim
VAT residue production of synthetic glycerin - "Polyglycerin" is a by-product of the production of synthetic glycerin. General reagent formula
CH 2 OHCHOHCH 2 O (CH 2 CHOHCH 2 O) n H,
where n = 1-3.
Полиглицерин негорюч, невзрывоопасен, нетоксичен и не образует токсичных соединений в воздушной среде. Выпускается Стерлитамакским ПО "Каустик" (ТУ 6-01-0203314-92-89). Представляет собой жидкость темно-коричневого цвета с pH 12-14 и массовой долей, %: основного вещества - не менее 45, хлорида натрия - не более 15, воды - не более 40. Известно применение полиглицерина, например, для снижения адсорбции НПАВ, применяемых для повышения нефтеотдачи [4]. Polyglycerin is non-combustible, non-explosive, non-toxic and does not form toxic compounds in the air. It is produced by the Sterlitamak software "Caustic" (TU 6-01-0203314-92-89). It is a dark brown liquid with a pH of 12-14 and mass fraction,%: of the main substance - not less than 45, sodium chloride - not more than 15, water - not more than 40. Polyglycerol is known to be used, for example, to reduce the adsorption of nonionic surfactants used to increase oil recovery [4].
Кубовый остаток производства этиленгликоля, получаемого гидратацией окиси этилена, представляет собой смесь гликолей (ди-, три-, тетраэтиленгликоля и т.д.) плотностью не менее 1075 кг/м3 (ТУ 38 30 214-88). Применяется в качестве добавок к котельному топливу и охлаждающих жидкостей по названием "Полигликоль".The bottom residue of the production of ethylene glycol obtained by hydration of ethylene oxide is a mixture of glycols (di-, tri-, tetraethylene glycol, etc.) with a density of at least 1075 kg / m 3 (TU 38 30 214-88). It is used as an additive to boiler fuel and coolants called Polyglycol.
Повышение эффективности способа обработки нефтяного пласта за счет изоляции более удаленных по сравнению с прототипом участков пласта достигается вследствие экспериментально установленных авторами фактов подавления процесса набухания глинистых частиц в концентрированных растворах "Полиглицерина" и "Полигликоля" и, наоборот, усиления процесса набухания глинистых частиц в сильно разбавленных растворах "Полиглицерина" и "Полигликоля" и в некоторых реагентах. Improving the efficiency of the method of treating an oil reservoir by isolating more remote sections of the reservoir compared to the prototype is achieved by experimentally establishing by the authors the facts of suppressing the process of clay particles swelling in concentrated Polyglycerin and Polyglycol solutions and, conversely, strengthening the clay particles swelling process in highly diluted Polyglycerol and Polyglycol solutions and some reagents.
В табл. 1 представлены результаты опытов по исследованию процессов набухания 3%-ной дисперсной системы бентонитовой глины в разных средах. In the table. Figure 1 presents the results of experiments on the study of the swelling processes of a 3% dispersed system of bentonite clay in different media.
Как видно из табл. 1, коэффициент набухания глины в концентрированных растворах олигомеров многоатомных спиртов минимален, что и обеспечивает увеличение глубины проникновения изолирующего агента в пласт, а коэффициент набухания глины в растворах некоторых реагентов (п.п. 8-11 табл. 1) максимален, что обеспечивает последующее набухание глины и надежную изоляцию высокопроницаемых интервалов, уже более удаленных от призабойной зоны. As can be seen from the table. 1, the coefficient of clay swelling in concentrated solutions of oligomers of polyhydric alcohols is minimal, which ensures an increase in the depth of penetration of the insulating agent into the formation, and the coefficient of clay swelling in solutions of some reagents (
Установленные авторами в качестве реагентов, повышающих набухание глины относительно ее набухания в дисперсной системе, аминоуксусная кислота 0.5%, моноэтаноламин 0.5%, кислый гудрон, нейтрализованный NH4OH или NaOH, 0.5% допущены к применению в нефтедобывающей промышленности.Aminoacetic acid 0.5%, monoethanolamine 0.5%, acid tar neutralized with NH 4 OH or NaOH, 0.5% are approved for use in the oil industry, which were established by the authors as reagents that increase clay swelling relative to its swelling in a disperse system.
Способ осуществляется следующей последовательностью операций. The method is carried out by the following sequence of operations.
1. Закачка оторочки минерализованной воды. 1. Injection of rims of mineralized water.
2. Закачка оторочки глинистой дисперсной системы. 2. Injection of the clay disperse system rims.
3. Закачка оторочки реагента, повышающего набухание глины относительно ее набухания в глинистой дисперсной системе, в объеме, в 15-30 раз большем объема оторочки глинистой дисперсной системы. 3. Injection of a rim of a reagent that increases the swelling of clay relative to its swelling in a clay disperse system, in a volume 15-30 times larger than the volume of a rim of a clay disperse system.
Пример конкретного осуществления способа. На нагнетательную скважину с приемистостью 360 м3/сут при 150 атм месторождения X, представленного продуктивным пластом Девона со средней мощностью пласта 6.5 м и открытой поверхностью 0.20, завозят полиглицерин и глинопорошок.An example of a specific implementation of the method. Polyglycerol and clay powder are delivered to an injection well with an injection rate of 360 m 3 / day at 150 atm of field X, represented by a productive Devon formation with an average formation thickness of 6.5 m and an open surface of 0.20.
После закачки небольшой (50-100 м3) оторочки минерализованной воды закачивают 60 м3 примерно 3%-ной глинистой дисперсии в 60%-ном полиглицерине.After the injection of a small (50-100 m 3 ) rim of mineralized water, 60 m 3 of approximately 3% clay dispersion in 60% polyglycerol are pumped.
Затем производят закачку 1800 м3 0.5% раствора моноэтаноламина, повышающего набухаемость глины.Then, 1800 m 3 of a 0.5% solution of monoethanolamine is injected, which increases the swelling of clay.
В результате обработки пласта приемистость скважины составила 270 м3/сут при 150 атм, а дополнительная добыча нефти составила 2100 т.As a result of the formation treatment, the injectivity of the well was 270 m 3 / day at 150 atm, and the additional oil production was 2100 tons.
Таким образом, предлагаемый способ обработки нефтяного пласта эффективен и промышленно применим без дорогостоящих водорастворимых полимеров. Thus, the proposed method of processing an oil reservoir is effective and industrially applicable without expensive water-soluble polymers.
Источники информации
1. Газизов А.Ш. Повышение нефтеотдачи пластов ограничением движения вод химреагентами //Нефтяное хозяйство, - 1992. - N 1. - с. 20.Sources of information
1. Gazizov A.Sh. Enhanced oil recovery by restricting the movement of water with chemicals // Oil industry, - 1992. -
2. Патент РФ N 2061855, E 21 B 43/22, опубл. БИ N 16, 1996. 2. RF patent N 2061855, E 21 B 43/22, publ. BI N 16, 1996.
3. Патент РФ N 2039225, E 21 B 43/22, 33/138, опубл. БИ N 19, 1995 г. 3. RF patent N 2039225, E 21 B 43/22, 33/138, publ. BI N 19, 1995
4. Игнатьева В.Е., Силищев Н.Н., Нигматуллина Р.Ф. и др. Совершенствование технологии применения НПАВ //Нефтяное хозяйство. - 1992. - N 6 - с. 49. 4. Ignatyev V.E., Silishchev N.N., Nigmatullina R.F. and others. Improving the technology of application of nonionic surfactants // Oil industry. - 1992. - N 6 - p. 49.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU97117587A RU2133824C1 (en) | 1997-11-03 | 1997-11-03 | Method for treating oil bed |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU97117587A RU2133824C1 (en) | 1997-11-03 | 1997-11-03 | Method for treating oil bed |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2133824C1 true RU2133824C1 (en) | 1999-07-27 |
Family
ID=20198340
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU97117587A RU2133824C1 (en) | 1997-11-03 | 1997-11-03 | Method for treating oil bed |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2133824C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2547868C1 (en) * | 2013-12-05 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Method of development of oil pool with argilliferous reservoir |
-
1997
- 1997-11-03 RU RU97117587A patent/RU2133824C1/en active
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2547868C1 (en) * | 2013-12-05 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Method of development of oil pool with argilliferous reservoir |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4136739A (en) | Method for generating hydrofluoric acid in a subterranean formation | |
Holm et al. | Improved micellar/polymer flooding with high-pH chemicals | |
US20050224230A1 (en) | Composition and process for enhanced oil recovery | |
CA2102980A1 (en) | Method for recovering oil from a subterranean oil containing formation | |
US4690217A (en) | Process for water injectivity improvement treatment of water injection wells | |
RU2133824C1 (en) | Method for treating oil bed | |
US3467188A (en) | Oil recovery process utilizing miniature slug of oil-external micellar dispersion | |
RU2134344C1 (en) | Method of treating oil bed | |
RU2097538C1 (en) | Method of reducing loss of flooding agent and method of secondary extraction of hydrocarbons | |
US4522732A (en) | Process for recovering petroleum from a geological formation | |
RU2133823C1 (en) | Method for treating oil bed | |
US4485021A (en) | Water flooding process for recovering petroleum | |
RU2106484C1 (en) | Method for reagent treatment of well | |
RU2117143C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
US3770056A (en) | Method of increasing recovery of petroleum from subterranean formations | |
RU2744325C1 (en) | Method for impact on bedding with inhomogeneous collectors | |
US3924685A (en) | Method for oil recovery | |
US4747728A (en) | Method for distributing an aqueous solution containing a peroxygen in clay | |
RU2743744C1 (en) | Method of developing an oil deposite | |
RU2097543C1 (en) | Method of increasing permeability of beds | |
RU2083816C1 (en) | Method for selective isolation of water inflow in well | |
RU2165013C1 (en) | Method of treating terrigenous and clay oil reservoirs | |
RU2042803C1 (en) | Method for reagent treatment of well | |
RU2139987C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of bed | |
US3946813A (en) | Method for stimulating well production |