RU2134344C1

RU2134344C1 - Method of treating oil bed

Info

Publication number: RU2134344C1
Application number: RU97117588A
Authority: RU
Inventors: Р.С. Нурмухаметов; Р.Х. Галимов; Г.Ф. Кандаурова; Н.И. Хисамутдинов; А.Г. Телин; Г.З. Ибрагимов; Т.И. Зайнетдинов; А.Г. Скороход; Т.А. Исмагилов
Original assignee: Научно-производственное объединение "Нефтегазтехнология"
Priority date: 1997-11-03
Filing date: 1997-11-03
Publication date: 1999-08-10

Abstract

FIELD: oil and gas production. SUBSTANCE: method includes successively pumping in mineralized water as salt edges solution and, as clay system, clay dispersion system containing clay in amount of order of 3% and, additionally, 60% vat residue from synthetic glycerol production (polyglycerol) or ethylene glycol produced by hydration of ethylene oxide. EFFECT: enhanced oil bed treatment efficiency due to isolating portions of bed relatively far off from bottom zone. 2 tbl

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.

Наиболее близким аналогом к заявленному способу является способ обработки нефтяного пласта путем последовательной закачки 1-30% водного раствора соли алюминия, кальция, магния, далее до 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 (3). The closest analogue to the claimed method is a method of treating an oil reservoir by sequentially injecting a 1-30% aqueous solution of aluminum, calcium, magnesium salt, then up to 0.001-0.1% aqueous polymer solution - polyacrylamide, CMC, and a suspension of dispersed mineral particles - clay suspensions, 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 (3).

Недостатками этого способа являются невозможность изоляции сравнительного удаленных от призабойной зоны участков пласта, а также то, что в качестве флокулянта - стабилизатора глинистой дисперсной системы используют дорогостоящие водорастворимые полимеры. The disadvantages of this method are the impossibility of isolating comparatively distant sections of the formation, as well as the fact that expensive water-soluble polymers are used as a flocculant-stabilizer of a clay disperse system.

Задача, решаемая изобретением, и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности обработки нефтяного пласта глинистой дисперсной системой за счет изоляции сравнительно удаленных от призабойной зоны участков пласта, при удешевлении способа. Соответственно увеличиваются охват пласта воздействием и добыча нефти и снижается обводненность продукции. The problem solved by the invention and the expected technical result are to increase the efficiency of processing an oil reservoir with a clay disperse system by isolating sections of the reservoir that are relatively remote from the bottomhole zone, while reducing the cost of the method. Accordingly, the coverage of the formation by exposure and oil production increase and the water cut of the product decreases.

Поставленная задача решается тем, что в способе обработки нефтяного пласта путем последовательной закачки водного раствора соли, водной глинистой системы и воды, в качестве водного раствора соли закачивают оторочку минерализованной воды, в качестве водной глинистой системы - глинистую дисперсную систему, содержащую глину порядка 3 мас.% и дополнительно 60%-ный кубовый остаток производства синтетического глицерина "Полиглицерин" или этиленгликоля, получаемого гидратацией окиси этилена, "Полигликоль" - остальное, а воду закачивают в виде оторочки пресной воды в объеме в 15-30 раз большем объема оторочки глинистой дисперсной системы. The problem is solved in that in the method of treating an oil reservoir by sequentially injecting an aqueous solution of salt, an aqueous clay system and water, a rim of mineralized water is pumped as an aqueous solution of salt, and a clay disperse system containing clay of the order of 3 wt.% Is used as an aqueous clay system. % and additionally 60% bottoms of the production of synthetic glycerin "Polyglycerin" or ethylene glycol obtained by hydration of ethylene oxide, "Polyglycol" - the rest, and water is pumped in from fresh water holes in a volume of 15-30 times the volume of the clay disperse system rims.

Кубовый остаток производства синтетического глицерина "Полиглицерин" представляет собой попутный продукт производства синтетического глицерина. Общая формула реагента
CH₂OHCHOHCH₂O(CH₂CHOHCH₂O)_nH,
где n = 1 - 3.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 enhance 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 3830 214-88). Применяется в качестве добавок к котельному топливу и охлаждающих жидкостей под 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 3830 214-88). It is applied as additives to boiler fuel and cooling liquids under the name "Polyglycol".

Повышение эффективности способа обработки нефтяного пласта за счет изоляции более удаленных по сравнению с прототипом участков пласта достигается вследствие экспериментально установленного авторами факта подавления процесса набухания глинистых частиц в концентрированных растворах "Полиглицерина" и "Полигликоля" и, наоборот, усиления процесса набухания глинистых частиц в сильно разбавленных растворах "Полиглицеринов" и "Полигликолей" и в пресной воде. 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 the experimentally established fact that the suppression of the process of swelling of clay particles in concentrated solutions of "Polyglycerin" and "Polyglycol" and, conversely, strengthening the process of swelling of clay particles in highly diluted solutions of "Polyglycerols" and "Polyglycols" and in fresh water.

В таблице представлены результаты опытов по исследованию процессов набухания 3%-ной дисперсной системы бетонитовой глины в разных средах. The table shows the results of experiments to study the swelling processes of a 3% dispersed system of concrete clay in different environments.

Как видно из таблицы, 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 пресной воде максимален, что обеспечивает последующее набухание глины и надежную изоляцию высокопроницаемых интервалов, уже более удаленных от призабойной зоны. В то же время коэффициент набухания глины по прототипу мало зависит от концентрации ПАВ. As can be seen from the table, the coefficient of clay swelling in concentrated solutions of oligomers of polyhydric alcohols is minimal, which ensures an increase in the penetration depth of the insulating agent into the reservoir, and the coefficient of clay swelling in fresh water is maximum, which ensures subsequent clay swelling and reliable isolation of highly permeable intervals that are already more distant from the bottomhole zone. At the same time, the clay swelling coefficient of the prototype is little dependent on the concentration of surfactants.

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 пресной воды в объеме, в 15-20 раз большем объема оторочки глинистой системы. 3. Injection of fresh water rims in a volume 15-20 times greater than the volume of the clay system rim.

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

На нагнетательную скважину с приемистостью 480 м³/сут при 130 атм месторождения Х, представленного продуктивным пластом девона со средней мощностью пласта 10,5 м и открытой пористостью 0,21, завозят полиглицерин и глинопорошок.Polyglycerol and clay powder are delivered to an injection well with an injection rate of 480 m ³ / day at 130 atm of field X, represented by a Devonian productive formation with an average formation thickness of 10.5 m and an open porosity of 0.21.

После закачки небольшой (50-100 м³) оторочки минерализованной воды закачивают 60 м³ ~ 3%-ной глинистой дисперсии в 60%-ном полиглицерине.After the injection of a small (50-100 m ³ ) rims of mineralized water, 60 m ³ ~ 3% clay dispersion in 60% polyglycerol is pumped.

После производят закачку пресной воды в объеме 1800 м³.After that, fresh water is pumped in a volume of 1800 m ³ .

В результате обработки пласта приемистость скважины составила 288 м³ сут при 130 атм, а дополнительная добыча составила 3200 т нефти.As a result of the formation treatment, the injectivity of the well was 288 m ³ days at 130 atm, and the additional production was 3200 tons of oil.

Таким образом, предлагаемый способ обработки нефтяного пласта эффективен и промышленно применим. Thus, the proposed method of processing an oil reservoir is effective and industrially applicable.

Источники информации
1. Газизов А.Ш. Повышение нефтеотдачи пластов ограничением движения вод химреагентами. - Нефтяное хозяйство, 1992, N 1, с. 20 - 32.Sources of information
1. Gazizov A.Sh. Enhanced oil recovery by limiting the movement of water by chemicals. - Oil industry, 1992, N 1, p. 20 - 32.

2. Патент РФ N 2061855, E 21 B 43/22, 1996. 2. RF patent N 2061855, E 21 B 43/22, 1996.

3. Патент РФ N 2039225, E 21 B 43/22, 1995. 3. RF patent N 2039225, E 21 B 43/22, 1995.

4. Игнатьева В.Е. и др. Совершенствование технологии применения НПАВ. - Нефтяное хозяйство, 1992, N 6, с. 49. 4. Ignatiev V.E. and others. Improving the technology of application of nonionic surfactants. - Oil industry, 1992, N 6, p. 49.

Claims

A method of treating an oil reservoir by sequentially injecting an aqueous solution of salt, an aqueous clay system and water, characterized in that a rim of mineralized water is pumped as an aqueous solution of salt, a clay disperse system containing clays of the order of 3 wt.% And additionally is added as an aqueous clay system 60% vat residue of the production of synthetic glycerin "Polyglycerin" or ethylene glycol obtained by hydration of ethylene oxide, polyglycol - the rest, and water is pumped in as a rim of fresh water in a volume 15-30 times larger than the volume of the clay disperse system rims.