RU2136869C1 - Method of developing oil deposit - Google Patents
Method of developing oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2136869C1 RU2136869C1 RU98114887A RU98114887A RU2136869C1 RU 2136869 C1 RU2136869 C1 RU 2136869C1 RU 98114887 A RU98114887 A RU 98114887A RU 98114887 A RU98114887 A RU 98114887A RU 2136869 C1 RU2136869 C1 RU 2136869C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- biopolymer
- surfactant
- bio
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к добыче нефти с использованием водных растворов биореагентов. The invention relates to oil production using aqueous solutions of bioreagents.
Основной задачей при разработке нефтяных месторождений на поздней стадии является снижение обводненности нефти и количества попутно-добываемой воды. Для этого эффективно используют технологии полимерного, силикатно-щелочного, а также другие потокоотклоняющие технологии. Однако, разработка новых экологически чистых, простых в осуществлении, основанных на применении доступных реагентов технологий является важной практической задачей. The main task in the development of oil fields at a late stage is to reduce the water cut of oil and the amount of produced water. For this, polymer, silicate-alkaline technologies, as well as other flow diverting technologies are effectively used. However, the development of new environmentally friendly, easy to implement, based on the use of available reagent technologies is an important practical task.
Известно использование для разработки нефтяного месторождения раствора оксиэтилированного алкилфенола и полиакриламида с жидким стеклом. А.С. ССР N 1736228, 1990. Основным недостатком является невысокая эффективность способа вследствие образования различных труднорастворимых структур, обладающих низкой фильтруемостью в пласте и их подверженность деструктивным процессам. It is known to use a solution of hydroxyethylated alkyl phenol and polyacrylamide with liquid glass to develop an oil field. A.S. SSR N 1736228, 1990. The main disadvantage is the low efficiency of the method due to the formation of various sparingly soluble structures with low filterability in the formation and their susceptibility to destructive processes.
Наиболее близким аналогом для заявленного способа является способ разработки нефтяного месторождения, включающий последовательную закачку биополимера и жидкого стекла, так называемая технология изоляции высокопроницаемых зон пласта силикатно-биополимерными гелями (ВНИИ им. акад. Крылова А. П. отчет по Д.88.001.03 "Разработать основы технологии увеличения нефтеотдачи пласта с применением биореагентов". Москва, 1990). The closest analogue to the claimed method is a method of developing an oil field, including the sequential injection of biopolymer and liquid glass, the so-called isolation technology of highly permeable formation zones with silicate-biopolymer gels (All-Russian Research Institute named after Acad. Krylov A. P. report on D.88.001.03 " To develop the fundamentals of a technology for increasing oil recovery using bioreagents ". Moscow, 1990).
Недостатком известного способа является низкая эффективность доотмыва остаточной нефти. The disadvantage of this method is the low efficiency of additional washing of residual oil.
Задачей изобретения является повышение эффективности способа путем снижения водопроницаемости промытых зон пласта, улучшения отмывающих свойств и повышения нефтеотдачи. The objective of the invention is to increase the efficiency of the method by reducing the water permeability of the washed zones of the reservoir, improving the washing properties and enhanced oil recovery.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем последовательную закачку оторочек раствора биополимера "Симусан" и жидкого стекла, закачивают оторочку раствора биополимера "Симусан" совместно с биологическим поверхностно-активным веществом биоПАВ КШАС-М. Причем оторочки растворов реагентов закачивают при соотношении биоПАВ КШАС-М : биополимер "Симусан" : жидкое стекло, равном от 1:1:0,04 до 1:01:0,2. The problem is solved in that in the method of developing an oil field, which includes the sequential injection of the rims of the Simusan biopolymer solution and liquid glass, the rim of the Simusan biopolymer solution is injected together with the biological surfactant bio-surfactant KSHAS-M. Moreover, the rims of the reagent solutions are pumped at a ratio of bio-surfactant KSHAS-M: biopolymer "Simusan": liquid glass, equal to from 1: 1: 0.04 to 1: 01: 0.2.
БиоПАВ КШАС-М по ТУ 9291-015-00479770-96 представляет собой природную композицию биоПАВ гликолипидной природы, продуцируемой культурой микроорганизмов Pseudomonas acruginosa S-7. КШАС-М обладает способностью снижать поверхностное натяжение воды до 30 мН/м и межфазной активностью до 1 мН/м. Биополимер "Симусан" по ТУ 64-13-127-88 представляет собой культуральную жидкость микроорганизма Acinetobacter SP. Жидкое стекло по ГОСТу 13078-81. KSHAS-M bio-surfactant according to TU 9291-015-00479770-96 is a natural bio-surfactant composition of glycolipid nature produced by the microorganism culture Pseudomonas acruginosa S-7. KSHAS-M has the ability to reduce the surface tension of water to 30 mN / m and interfacial activity to 1 mN / m. Biopolymer "Simusan" according to TU 64-13-127-88 is a culture fluid of the microorganism Acinetobacter SP. Liquid glass in accordance with GOST 13078-81.
Жидкое стекло обеспечивает химическое взаимодействие с молекулами биополимера, биоПАВ и солями многовалентных металлов пластовой минерализованной воды, что в итоге приводит к образованию прочной армирующей сетки, которая эффективно снижает водопроницаемость промытых зон и повышает охват пласта заводнением и значительно улучшается процесс вытеснения нефти. Liquid glass provides chemical interaction with biopolymer molecules, bio surfactants and multivalent metal salts of formation mineralized water, which ultimately leads to the formation of a strong reinforcing mesh that effectively reduces the permeability of washed zones and increases the coverage of the formation by water flooding and significantly improves the oil displacement process.
Вышеизложенное позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию "изобретательский уровень"
Конкретный состав гелеобразующего силикатно-биоПАВ-биополимерного раствора и его закачки в пласт подбирается в зависимости от геолого-физических условий месторождений: пластовой температуры to, состава пластовой воды, минералогического состава и неоднородности коллектора.The above allows us to conclude that the claimed technical solution meets the criterion of "inventive step"
The specific composition of the gel-forming silicate-bio-surfactant-biopolymer solution and its injection into the reservoir is selected depending on the geological and physical conditions of the deposits: reservoir temperature t o , reservoir water composition, mineralogical composition and reservoir heterogeneity.
Композиция закачивается в нагнетательную или добывающую скважину, продвигается в высокопроницаемых пропластках, в низкопроницаемых зонах глубина проникновения значительно меньшая. The composition is pumped into an injection or production well, advanced in highly permeable layers, in low-permeability zones the penetration depth is much less.
По истечении определенного времени гелеобразования жидкая композиция превращается в вязко-упругий гель по всему объему, заполненному гелеобразующим раствором. Этот гельный тампон препятствует проникновению воды в высокопроницаемые зоны и трещины. Регулирование осадкообразования в пласте достигается величиной объема буферной оторочки пресной воды. After a certain gelation time, the liquid composition turns into a visco-elastic gel throughout the volume filled with the gel-forming solution. This gel swab prevents the penetration of water into highly permeable zones and cracks. The regulation of sedimentation in the reservoir is achieved by the volume of the buffer rim of fresh water.
Эффективность данного способа определялась по известной методике (ОСТ 39-195-88). Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. Миннефтепром.М.) экспериментально по изменению подвижности воды до и после закачивания растворов реагентов и по коэффициенту нефтевытеснения остаточной нефти. The effectiveness of this method was determined by a known method (OST 39-195-88). Oil. A method for determining the coefficient of oil displacement by water in laboratory conditions. Minnefteprom.M.) experimentally on the change in the mobility of water before and after injection of reagent solutions and on the coefficient of oil displacement of residual oil.
Пример 1. Example 1
Сравнительные эксперименты выполнялись при вытеснении остаточной нефти из моделей пласта длиной 40 см, диаметром 2,8 см, представленных образцами кернов естественных песчаных пород со средней проницаемостью 0,8-1,0 мкм2. В образцах песчаников создают связанную воду, насыщают подготовленную модель нефтью вязкостью 18,0 МПа•с. При горизонтальном положении из модели пласта вытесняют нефть пластовой минерализованной водой (содержание солей 140 г/дм3) при ее объемном расходе 6 см3/час до стабилизации перепада давления и полной обводненности выходящих проб жидкости из модели пласта. Затем в модель пласта подают оторочку пресной воды и оторочку растворов биореагентов биоПАВ и биополимера, которая проталкивается оторочкой жидкого стекла при соотношении 1:1:0,1. Затем закачивают оторочку пресной воды и опыт останавливают на реакцию в течение 24 часов. После этого в модель пласта закачивают снова минерализованную воду. Снижение проницаемости по воде достигло 73,8%, а прирост нефтеотдачи составил 8,1%.Comparative experiments were performed when the residual oil was displaced from reservoir models 40 cm long, 2.8 cm in diameter, represented by core samples of natural sandy rocks with an average permeability of 0.8-1.0 μm 2 . Bound water is created in the sandstone samples, the prepared model is saturated with oil with a viscosity of 18.0 MPa • s. At a horizontal position, oil is displaced from the reservoir model by mineralized water (salt content 140 g / dm 3 ) at a volumetric flow rate of 6 cm 3 / h until pressure drop is stabilized and water outflow from the reservoir model is completely irrigated. Then, a rim of fresh water and a rim of solutions of bio-surfactant bioreagents and biopolymer, which is pushed by the rim of liquid glass at a ratio of 1: 1: 0.1, are fed into the reservoir model. Then a rim of fresh water is pumped in and the experiment is stopped for a reaction for 24 hours. After that, mineralized water is again pumped into the reservoir model. The decrease in water permeability reached 73.8%, and the increase in oil recovery amounted to 8.1%.
Пример 2. Example 2
По той же методике проводится опыт по снижению проницаемости и вытеснению нефти водой, закачиваемой после фильтрации оторочек биополимера и жидкого секла при соотношении соответственно 1:0,1. Степень снижения проницаемости по воде 49,4%. Прирост нефтеотдачи за счет увеличения охвата составил 4,8% (прототип). By the same methodology, an experiment is carried out to reduce permeability and displace oil by water, pumped after filtering the rims of the biopolymer and the liquid section at a ratio of 1: 0.1, respectively. The degree of decrease in water permeability is 49.4%. The increase in oil recovery due to increased coverage was 4.8% (prototype).
Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях
Арланское месторождение характеризуется неоднородными пластами со средней проницаемостью 0,7-0,9 мкм2, пористостью 0,2-0,25 и минерализованными пластовыми водами с содержанием солей 140-250 г/дм3. Глубина залегания нефтеносного пласта около 1300-1500 м, средняя толщина 6 м. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной добывающей скважинами; плотность сетки скважин 12 га/скв. Обводненность нефти 90%, т.е. месторождение находится на поздней стадии разработки. Для осуществления способа прекращают закачку сточной воды в нагнетательную скважину и закачивают в нее 30 м3 пресной воды. Затем закачивают смесь биореагентов биоПАВ-КШАС-М и биополимера Симусан в объеме 50 м3 в одну скважину и раствор жидкого стекла в объеме 30 м3 при соотношении биоПАВ : биополимер : жидкое стекло, равном 1:1:0,1. Закачку осуществляют агрегатом ЦА-320 в течение 8-10 часов. Скважину останавливают на 1 сутки на реакцию. После проведения обработки проводится дальнейшая эксплуатация пласта путем обычного заводнения.An example of a specific implementation of the method in the field
The Arlan field is characterized by heterogeneous formations with an average permeability of 0.7-0.9 μm 2 , porosity of 0.2-0.25 and mineralized formation waters with a salt content of 140-250 g / dm 3 . The depth of the oil reservoir is about 1300-1500 m, the average thickness is 6 m. The reservoir is opened by one injection and one producing well; well grid density 12 ha / well Oil water cut 90%, i.e. the field is at a late stage of development. To implement the method, the injection of wastewater into the injection well is stopped and 30 m 3 of fresh water is pumped into it. Then a mixture of bio-surfactants bio-surfactant-KSHAS-M and Simusan biopolymer in a volume of 50 m 3 is injected into one well and a liquid glass solution in a volume of 30 m 3 with a bio-surfactant: biopolymer: water glass ratio of 1: 1: 0.1. The injection is carried out by the CA-320 unit for 8-10 hours. The well is stopped for 1 day per reaction. After treatment, the reservoir is further exploited by conventional waterflooding.
Предлагаемый способ обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи пластов, находящихся на поздней стадии разработки. The proposed method is highly effective for enhancing oil recovery at a late stage of development.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98114887A RU2136869C1 (en) | 1998-07-21 | 1998-07-21 | Method of developing oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98114887A RU2136869C1 (en) | 1998-07-21 | 1998-07-21 | Method of developing oil deposit |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2136869C1 true RU2136869C1 (en) | 1999-09-10 |
Family
ID=20209241
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU98114887A RU2136869C1 (en) | 1998-07-21 | 1998-07-21 | Method of developing oil deposit |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2136869C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2502864C2 (en) * | 2012-04-06 | 2013-12-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" | Oil deposit development method |
CN105332686A (en) * | 2015-12-03 | 2016-02-17 | 北京瑞莱博石油技术有限公司 | Preparation method for microcosmic oil driving glass model |
-
1998
- 1998-07-21 RU RU98114887A patent/RU2136869C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Отчет по Д.88.001.03 "Разработать основы технологии увеличения нефтеотдачи пласта с применением биореагентов." - М.: ВНИИ им. акад. Крылова А.В., 1990. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2502864C2 (en) * | 2012-04-06 | 2013-12-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" | Oil deposit development method |
CN105332686A (en) * | 2015-12-03 | 2016-02-17 | 北京瑞莱博石油技术有限公司 | Preparation method for microcosmic oil driving glass model |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN107488445B (en) | Oil displacement agent, FeS nano particle and its biology in situ preparation method and a kind of flooding method | |
RU2279540C1 (en) | Method for non-uniform oil pool development control | |
RU2136869C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
RU2178069C1 (en) | Method of oil deposit development | |
RU2204014C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2060373C1 (en) | Method for developing oil deposit | |
RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
RU2307241C1 (en) | Method for oil field development | |
RU2743744C1 (en) | Method of developing an oil deposite | |
RU2347896C1 (en) | Oil field development method | |
RU2134774C1 (en) | Method of displacing oil | |
RU2365746C2 (en) | Method for oil displacement by waterflooding | |
RU2213215C1 (en) | Method of development of nonuniform permeable formations | |
RU2383725C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
RU2188935C1 (en) | Composition for intensification of oil recovery | |
RU2302519C2 (en) | Method for watered non-uniform oil reservoir permeability treatment | |
RU2132941C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
RU2120030C1 (en) | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool | |
RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
RU2261989C1 (en) | Method for water-bearing oil deposit development | |
RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
RU2285792C1 (en) | Oil and gas-condensate deposit development method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100722 |