RU2136870C1 - Method of insulating washed high-permeability zones of productive formation - Google Patents
Method of insulating washed high-permeability zones of productive formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2136870C1 RU2136870C1 RU98115677A RU98115677A RU2136870C1 RU 2136870 C1 RU2136870 C1 RU 2136870C1 RU 98115677 A RU98115677 A RU 98115677A RU 98115677 A RU98115677 A RU 98115677A RU 2136870 C1 RU2136870 C1 RU 2136870C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- gel
- agents
- injected
- emulsions
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 53
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 29
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 48
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 41
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 35
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 15
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 15
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims abstract description 4
- 150000004032 porphyrins Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 13
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 13
- 230000006378 damage Effects 0.000 claims description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 claims description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 17
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 13
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 4
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 abstract description 4
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 abstract description 3
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 abstract description 3
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003502 gasoline Substances 0.000 abstract description 2
- 239000002641 tar oil Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 37
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 8
- -1 aluminum salt Chemical class 0.000 description 6
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 150000007519 polyprotic acids Polymers 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 239000003849 aromatic solvent Substances 0.000 description 2
- WDIHJSXYQDMJHN-UHFFFAOYSA-L barium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ba+2] WDIHJSXYQDMJHN-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910001626 barium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L sodium carbonate Substances [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 1
- 229910000162 sodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Nitrogen And Oxygen Or Sulfur-Condensed Heterocyclic Ring Systems (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородных пластов с проведением изоляционных работ для выравнивания профиля приемистости нагнетательных и уменьшения водопритока добывающих скважин. Способ включает совместную или последовательную закачку в пласт водных растворов двух или более геле- или осадкообразующих агентов. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for oil production from heterogeneous formations with conducting insulating work to align the injectivity profile of injection wells and to reduce the influx of production wells. The method includes the joint or sequential injection into the formation of aqueous solutions of two or more gel or precipitate agents.
Известны способы добычи нефти с проведением изоляционных работ для выравнивания профиля проницаемости неоднородного пласта путем совместной или последовательной закачки в пласт водного раствора ПАА с сшивающим агентом (водным раствором соли поливалентного катиона), где с целью снижения расхода полимера и регулирования скорости химической реакции гелеобразования (сшивки) pH водного раствора ПАА и сшивателя после смешения поддерживают на уровне 3-4, а затем, после закачки, доводят до 7-10 (а.с. SU 1128573 A, E 21 В 43/22 и SU 1627678 A1, E 21 В 33/138). Однако эти способы не предотвращают изменение концентрации закачиваемых агентов в пластовых условиях и имеют ограниченное применение из-за сложности достижения значений pH закачиваемой смеси водных растворов до 7-10 в пластовых условиях. Кроме того, использование неорганической кислоты для регулирования времени сшивки не исключает химическую деструкцию (разрушение) молекул ПАА и, в принципе, не применимо для регулирования скорости химической реакции осадкообразующих агентов. Known methods of oil production with insulating work to equalize the permeability profile of an inhomogeneous formation by joint or sequential injection into the formation of an aqueous solution of PAA with a crosslinking agent (an aqueous solution of a salt of a polyvalent cation), where, in order to reduce polymer consumption and control the rate of the chemical reaction of gelation (crosslinking) The pH of the aqueous solution of PAA and crosslinker after mixing is maintained at 3-4, and then, after injection, adjusted to 7-10 (a.s. SU 1128573 A, E 21 V 43/22 and SU 1627678 A1, E 21 V 33 / 138). However, these methods do not prevent a change in the concentration of injected agents in reservoir conditions and are of limited use because of the difficulty in achieving a pH of the injected mixture of aqueous solutions up to 7-10 in reservoir conditions. In addition, the use of inorganic acid to control the crosslinking time does not exclude the chemical destruction (destruction) of PAA molecules and, in principle, is not applicable to control the rate of chemical reaction of precipitating agents.
В способе добычи нефти (патент РФ RV 2086757 C1, 6 E 21 В 43/22) с целью регулирования времени гелеобразования (сшивки) и снижения механической и химической (солевой) деструкции ПАА в пласт последовательно закачиваются водные растворы ПАА и сшивателя (соли алюминия), между которыми закачивают оторочку пресной воды. Данный способ не исключает того, что при последовательной закачке в пласт вязкого водного раствора ПАА, оторочки пресной воды и водного раствора сшивателя, последние, как маловязкие системы, будут поступать как в высокопроницаемые, так и низкопроницаемые участки пласта. Это, в свою очередь, неизбежно приведет к перерасходу применяемых агентов. Кроме того, данный способ неэффективен при последовательной закачке в пласт водных растворов солеобразующих агентов из-за резкого снижения скорости химической реакции при разбавлении их оторочкой пресной воды. In the method of oil production (RF patent RV 2086757 C1, 6 E 21 V 43/22) in order to control the gelation time (crosslinking) and reduce the mechanical and chemical (salt) destruction of PAA, aqueous solutions of PAA and a crosslinker (aluminum salt) are sequentially pumped into the formation between which a rim of fresh water is pumped. This method does not exclude the possibility that upon sequential injection of a viscous PAA aqueous solution, fresh water rims and an aqueous crosslinker solution into the formation, the latter, as low-viscosity systems, will enter both high-permeability and low-permeability portions of the formation. This, in turn, will inevitably lead to an overrun of the agents used. In addition, this method is ineffective when sequentially injecting aqueous solutions of salt-forming agents into the formation due to a sharp decrease in the rate of a chemical reaction when diluted with a rim of fresh water.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ (патент РФ RU 2101486 C1, 6 E 21 В 43/22), включающий закачку в пласт эмульгированный в углеводородной жидкости раствор соли многоосновной кислоты (например, натрия силикат, натрия фосфат или натрия карбонат), а в качестве состава, содержащего соль щелочноземельного металла, используют водный раствор соли щелочноземельного металла (например, хлористый кальций, хлористый магний или хлористый барий) или его эмульсию в углеводородной жидкости (например, нефти, дизельном топливе, керосине). При этом в качестве стабилизатора эмульсии применяют маслорастворимые ПАВ: эмультал, нефтехим, нефтенол, неонол АФ9-4, АФ9-6, СП-4, натриевые соли СЖК и др. The closest in technical essence to the proposed one is the method (RF patent RU 2101486 C1, 6 E 21 B 43/22), which includes injecting a solution of a polybasic acid salt emulsified in a hydrocarbon liquid into the formation (for example, sodium silicate, sodium phosphate or sodium carbonate), and as a composition containing an alkaline earth metal salt, an aqueous solution of an alkaline earth metal salt (e.g., calcium chloride, magnesium chloride or barium chloride) or an emulsion thereof in a hydrocarbon liquid (e.g., oil, diesel fuel, erosine). At the same time, oil-soluble surfactants are used as an emulsion stabilizer: emulsion, petrochem, neftenol, neonol AF9-4, AF9-6, SP-4, sodium salts of FFA, etc.
Основным недостатком данного способа, взятого за прототип предлагаемому изобретению, является низкая агрегативная устойчивость обратных эмульсий стабилизированных указанных маслорастворимых ПАВ, что приводит к их разложению (выделению водной фазы) при малой глубине проникновения (фильтрации) обратной эмульсии в пласт. Этим обстоятельством объясняется невозможность эффективного применения данного способа при смешении и совместной закачки в пласт в виде обратной эмульсии двух или более водных растворов осадкообразующих агентов, т. к. велика вероятность расслоения эмульсий и образование нерастворимых осадков уже в призабойной зоне пласта. Поэтому данный способ можно осуществлять только путем последовательной закачки в пласт вначале эмульгированный в углеводородной жидкости, в присутствии маслорастворимого ПАВ, водный раствор соли многоосновной кислоты, затем водный раствор, содержащий соль щелочноземельного металла или эмульсию данного раствора в углеводородном растворителе, также в присутствии маслорастворимого ПАВ. The main disadvantage of this method, taken as a prototype of the present invention, is the low aggregate stability of the reverse emulsions of the stabilized specified oil-soluble surfactants, which leads to their decomposition (separation of the aqueous phase) with a small depth of penetration (filtration) of the reverse emulsion into the formation. This circumstance explains the impossibility of the effective application of this method when mixing and injecting into the formation in the form of a reverse emulsion of two or more aqueous solutions of sediment-forming agents, since there is a high probability of separation of emulsions and the formation of insoluble sediments already in the bottomhole formation zone. Therefore, this method can only be carried out by sequential injection into the formation, first emulsified in a hydrocarbon fluid, in the presence of an oil-soluble surfactant, an aqueous solution of a salt of a polybasic acid, then an aqueous solution containing an alkaline earth metal salt or an emulsion of this solution in a hydrocarbon solvent, also in the presence of an oil-soluble surfactant.
Целью предлагаемого способа является повышение эффективности добычи нефти за счет исключения преждевременного химического реагирования и адсорбции применяемых двух или более геле- или осадкообразующих агентов в процессе совместной закачки в пласт их водных растворов. The aim of the proposed method is to increase the efficiency of oil production by eliminating the premature chemical reaction and adsorption of the two or more gel or sediment forming agents used during the joint injection of their aqueous solutions into the formation.
Поставленная цель достигается за счет того, что в способе изоляции промытых высокопроницаемых зон продуктивного пласта путем создания водоизолирующего барьера закачкой в пласт водных растворов агентов в виде обратных эмульсий в маловязком углеводородном растворителе, причем агрегативно-устойчивые обратные эмульсии готовят с использованием водных растворов геле- или осадкообразующих агентов, причем в углеводородном растворителе предварительно растворяют 5-20% порфириновых и асфальтосмолистых компонентов нефти, при этом осуществляют совместную или последовательную закачку в пласт обратных эмульсий указанных двух или более геле- или осадкообразующих агентов. Для каждого водного агента вначале отдельно готовят 50% (по объему) агрегативно-устойчивую обратную эмульсию с размером частиц (глобул эмульгированного раствора агента), соизмеримых с размерами пор промытых, высокопроницаемых участков пласта, затем, перед закачкой в пласт, агрегативно-устойчивые эмульсии геле- или осадкообразующих агентов смешивают между собой в равных объемных соотношениях. При закачке в пласт такой смеси агрегативно- устойчивых эмульсий, т. е. эмульсий, не разрушающихся при прохождении (фильтрации) через пористую породу пласта, происходит ее концентрирование (уплотнение) в наиболее проницаемых и трещиноватых участках пласта, вплоть до образования высоковязких эмульсионных "пробок", содержащих до 90-95% (объем. ) смешанных глобул водных растворов геле- или осадкообразующих агентов. При этом в условиях отсутствия выделения водной фазы (водных растворов закачиваемых агентов) в свободном виде исключаются не только адсорбция применяемых агентов на твердой поверхности породы пласта, но и не происходит между собой химического реагирования применяемых агентов. This goal is achieved due to the fact that in the method of isolating washed high-permeability zones of the reservoir by creating a water-insulating barrier by pumping into the reservoir aqueous solutions of agents in the form of inverse emulsions in a low-viscosity hydrocarbon solvent, moreover, aggregate-resistant inverse emulsions are prepared using aqueous solutions of gel or precipitate-forming agents, moreover, in a hydrocarbon solvent, 5-20% of the porphyrin and asphalt-resinous components of oil are pre-dissolved, while concurrently or consecutively injection into the formation of inverse emulsions of the two or more of a gel or sediment-agents. For each water agent, first, 50% (by volume) separately aggregate-stable inverse emulsion is prepared with a particle size (globule of the emulsified agent solution) commensurate with the pore sizes of the washed, highly permeable portions of the formation, then, before injection into the formation, aggregative-resistant gel emulsions - or precipitating agents are mixed with each other in equal volume ratios. When such a mixture of aggregatively stable emulsions is injected into the formation, i.e., emulsions that are not destroyed during passage (filtration) through the porous formation rock, it is concentrated (densified) in the most permeable and fractured areas of the formation, up to the formation of highly viscous emulsion plugs "containing up to 90-95% (vol.) mixed globules of aqueous solutions of gel or precipitating agents. Moreover, in the absence of separation of the aqueous phase (aqueous solutions of injected agents) in free form, not only the adsorption of the agents used on the hard surface of the formation rock is excluded, but the chemical reaction of the agents used does not occur between themselves.
Сам по себе процесс образования из агрегативно-устойчивых глобул водных растворов агентов (не реагирующих между собой) высоковязких концентрированных "пробок" смешанных эмульсий обратного типа в высокопроницаемых и трещиноватых участках пласта как водоизолирующего барьера имеет важное значение. Факт формирования данного барьера легко прослеживается по повышению давления нагнетания (при постоянном объеме закачки воды) или снижению объема закачиваемой воды при постоянном давлении нагнетания. The process of formation of aggregates of stable globules of aqueous solutions of agents (not reacting with each other) of highly viscous concentrated "plugs" of mixed emulsions of the inverse type in highly permeable and fractured sections of the reservoir as a water-insulating barrier is important. The fact of the formation of this barrier can be easily traced by an increase in discharge pressure (at a constant volume of water injection) or a decrease in the volume of injected water at a constant discharge pressure.
Возможность упрочнения данного барьера за счет закачки в пласт деэмульгатора в количестве, достаточном для расслоения закаченного объема агрегативно-устойчивой эмульсии обратного типа и осуществления в высокопроницаемых участках пласта химической реакции между геле- или осадкообразующими агентами с образованием сшитых полимерных систем (СПС) или осадкообразующих солевых составов, также является существенным отличительным признаком разработанного технического решения. The possibility of hardening this barrier by injecting into the reservoir a demulsifier in an amount sufficient to separate the injected volume of an aggregate-stable emulsion of the inverse type and to carry out a chemical reaction between gel- or sediment-forming agents in highly permeable sections of the reservoir with the formation of crosslinked polymer systems (SPS) or sediment-forming salt formulations is also an essential distinguishing feature of the developed technical solution.
Признаки, отличающие заявляемое техническое решение от прототипа, не выявлены в других технических решениях и, следовательно, обеспечивают заявляемому решению соответствие критерию "существенные отличия". Signs that distinguish the claimed technical solution from the prototype are not identified in other technical solutions and, therefore, provide the claimed solution with the criterion of "significant differences".
Способ реализуют следующим образом. На скважине, запланированной для проведения изоляционных работ, с учетом геолого-физических характеристик пласта и текущих показателей разработки готовят для каждого из применяемых водных растворов геле- или осадкообразующих агентов расчетный объем агрегативно-устойчивых 50% (объем.) обратных эмульсий в маловязком углеводородном растворителе (например, керосине, в котором предварительно растворено 5-20% (мас. ) асфальтосмолистых и порфириновых (АСПО) веществ - природных стабилизаторов эмульсий типа "вода в масле"). Процедура (интенсивность и продолжительность) смешения каждого из применяемых водных растворов агентов заданной концентрации с углеводородным растворителем, содержащим заданное количество природных стабилизаторов эмульсии обратного типа, должна быть такой, чтобы в итоге для каждого применяемого водного раствора геле- или осадкообразующего агента получалась тонкодисперсная (размеры глобул воды должны быть соизмеримы с размером пор промытых, высокопроницаемых участков пласта) агрегативно-устойчивая (не коалесцирующая при отстаивании и обработке в центробежном поле) эмульсия обратного типа. Данные свойства получаемых обратных эмульсий легко контролируются на практике с помощью обычного микроскопа и пробирочной центрифуги со скоростью вращения до 6000 оборотов в минуту. The method is implemented as follows. Based on the geological and physical characteristics of the formation and current development indicators, for a well that is planned for isolation work, for each of the used aqueous solutions of gel or sediment-forming agents, the calculated volume of aggregatively stable 50% (volume.) Inverse emulsions in a low-viscosity hydrocarbon solvent ( for example, kerosene, in which 5-20% (wt.) asphalt-resinous and porphyrinic (paraffin) substances - natural stabilizers of water-in-oil emulsions) are previously dissolved). The procedure (intensity and duration) of mixing each of the applied aqueous solutions of agents of a given concentration with a hydrocarbon solvent containing a given number of natural stabilizers of the inverse emulsion should be such that as a result, for each applied aqueous solution of a gel or precipitate agent, finely dispersed (globule sizes water should be commensurate with the pore size of the washed, highly permeable sections of the formation) aggregatively stable (not coalescing when sedimented and processing and in the centrifugal field) inverse type emulsion. These properties of the obtained inverse emulsions are easily controlled in practice using a conventional microscope and a test tube centrifuge with a rotation speed of up to 6000 rpm.
Перед закачкой в пласт обратных эмульсий двух или более геле- или осадкообразующих агентов для каждого выбранного состава производят смешение обратных эмульсий в равных объемных соотношениях, т.е. в каждом случае, как с гелеобразующими составами, а также осадкообразующими составами, в пласт закачивают водные смеси указанных агентов в виде тонкодисперсной агрегативно-устойчивой эмульсии обратного типа в маловязком углеводородном растворителе. При этом капельки (глобулы) того или иного закачиваемого в пласт водного раствора агента изолированы друг от друга прочными бронирующими оболочками природных стабилизаторов, которые не только предотвращают преждевременное химическое реагирование между собой закачиваемых в пласт агентов, но также исключают адсорбцию закачиваемых агентов на активных, твердых участках пласта, что позволят значительно сократить количества применяемых агентов для достижения желаемого результата. Закачку агрегативно-устойчивой смеси эмульсий обратного типа проводят в объеме, достаточном для проявления эффекта образования высоковязких эмульсионных "пробок" в промытых и проницаемых участках пласта, что на практике фиксируется по изменению (повышению) давления нагнетания закачиваемой системы в пласт. Затем в скважину закачивают расчетный объем углеводородного (преимущественно в ароматическом растворителе) раствора деэмульгатора в количестве, достаточном для разрушения закаченной смеси агрегативно-устойчивой эмульсии обратного типа. После чего скважину оставляют на 12-36 часов на реагирование. За это время происходит разрушение (коалесценция) закаченной в пласт смеси эмульсии обратного типа, смешение выделившихся водных растворов геле- или осадкообразующих агентов, их химическое взаимодействие между собой и, как следствие, образование в промытых и высокопроницаемых участках пласта водоизолирующих барьеров из высоковязких сшитых полимерных составов (СПС) или прочных, неразмывающихся водой осадков. Before injection of two or more gel- or sediment-forming agents into the formation of reverse emulsions for each selected composition, the inverse emulsions are mixed in equal volume ratios, i.e. in each case, as with gel-forming compounds, as well as sediment-forming compositions, aqueous mixtures of these agents are pumped into the formation in the form of a finely dispersed aggregate-stable inverse emulsion of a reverse type in a low-viscosity hydrocarbon solvent. At the same time, droplets (globules) of one or another injected aqueous solution of the agent are isolated from each other by strong armor shells of natural stabilizers, which not only prevent premature chemical reaction between the injected agents in the reservoir, but also exclude the adsorption of injected agents in active, solid areas formation, which will significantly reduce the number of agents used to achieve the desired result. An aggregate-stable mixture of inverse emulsions is injected in a volume sufficient to exert the effect of the formation of highly viscous emulsion plugs in washed and permeable sections of the formation, which in practice is recorded by a change (increase) in the injection pressure of the injected system into the formation. Then, the calculated volume of the hydrocarbon (mainly in an aromatic solvent) demulsifier solution is pumped into the well in an amount sufficient to destroy the injected mixture of an aggregatively stable inverse emulsion. After which the well is left for 12-36 hours to respond. During this time, the reverse emulsion mixture injected into the formation is destroyed (coalesced), the emitted aqueous solutions of gel or precipitate-forming agents are mixed, their chemical interaction with each other and, as a result, water-isolating barriers from highly viscous crosslinked polymer compositions are formed in washed and highly permeable sections of the formation. (ATP) or solid, non-washable, rainfall.
Для реализации способа используют следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие:
- в качестве гелеобразующих агентов водные растворы (0,01- 5,0%) анионного полимера, например, полиакриламида, карбоксиметилцеллюлозы и др., а в качестве сшивателя - водные растворы (0,003-0,2%) солей поливалентного катиона, например ацетата хрома и др.;
- в качестве осадкообразующих агентов: водные растворы солей многоосновных кислот, например, водный раствор (10-20%) силиката натрия (жидкое стекло), сульфата аммония и др. и водные растворы (10-30%) солей щелочноземельных металлов, например хлористого кальция, хлористого бария и др.To implement the method, the following reagents and commercial products containing them are used:
- as a gelling agent, aqueous solutions (0.01-5.0%) of an anionic polymer, for example, polyacrylamide, carboxymethyl cellulose, etc., and as a crosslinker, aqueous solutions (0.003-0.2%) of salts of a polyvalent cation, for example acetate chromium and others;
- as precipitating agents: aqueous solutions of salts of polybasic acids, for example, an aqueous solution (10-20%) of sodium silicate (water glass), ammonium sulfate, etc. and aqueous solutions (10-30%) of salts of alkaline earth metals, for example calcium chloride , barium chloride, etc.
При образовании 50%-ых обратных эмульсий указанные водные растворы диспергируют в маловязком углеводородном растворителе (например, керосине или газовом бензине), в котором предварительно растворяют (5-20%) концентрат АСПО, например, используют реагент РДН (ТУ-2458-001-21166006-97). When 50% inverse emulsions are formed, these aqueous solutions are dispersed in a low-viscosity hydrocarbon solvent (for example, kerosene or gas gasoline), in which pre-dissolved (5-20%) ASPO concentrate, for example, the RDN reagent (TU-2458-001- 21166006-97).
Для приготовления водных растворов в промысловых условиях используют техническую или минерализованную пластовую воду. Основное требование, предъявляемое к применяемой воде - отсутствие содержания в ней деэмульгатора обратных эмульсий. For the preparation of aqueous solutions in the field, use industrial or mineralized formation water. The main requirement for the water used is the absence of a reverse emulsion demulsifier in it.
Для разрушения закаченных в пласт обратных эмульсий применяют 0,01-0,1% раствор в ароматическом растворителе деэмульгатора обратных эмульсий, например, Диссольван 4411, 4490 и др. To destroy the inverse emulsions injected into the formation, a 0.01-0.1% solution in the aromatic solvent of the demulsifier of the inverse emulsions is used, for example, Dissolvan 4411, 4490 and others.
Эффективность разработанного способа по прототипу оценивали в лабораторных условиях по изменению соотношения скоростей фильтрации жидкости в колонках разной проницаемости и приросту коэффициента нефтевытеснения, которые рассчитывались соответственно по изменению дебитов и обводненности извлеченной продукции. Дополнительно извлеченную нефть и дебит по жидкости определяли на установке для исследования процессов нефтевытеснения химреагентами и фильтрации в пористых средах, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК. The effectiveness of the developed prototype method was evaluated in laboratory conditions by changing the ratio of liquid filtration rates in columns of different permeability and the growth of oil displacement coefficient, which were calculated according to the change in flow rates and water cut of the recovered products. The additionally extracted oil and liquid flow rate were determined on a setup for studying oil displacement processes by chemical reagents and filtration in porous media, designed on the basis of a standard unit of type UIPK.
Подготовку модели пласта и жидкостей к эксперименту проводили в соответствии с СТП 0148070-013-91. Preparation of the reservoir model and the fluids for the experiment was carried out in accordance with STP 0148070-013-91.
Методика проведения лабораторных работ. The technique of laboratory work.
Все исследования проводили на модели пласта, состоящей из двух пропластков различной проницаемости, представленных насыпными колонками длиной 40 и диаметром 3,7 см. Пропластки последовательно насыщали минерализованной водой, а затем нефтью. Далее нефть вытесняли минерализованной водой, а затем нефтью. Далее нефть вытеснили минерализованной водой до 100%-ной обводненности продукции. После этого проводили закачку гелеобразующего или осадкообразующего состава предлагаемым способом (в виде смеси обратных эмульсий с последующей прокачкой для их разрушения 0,01% толуольного раствора деэмульгатора) и известным способом по прототипу. Составы и результаты испытаний приведены в таблицах 1 и 2 (см. в конце описания). All studies were performed on a reservoir model consisting of two layers of different permeability, represented by bulk columns 40 cm long and 3.7 cm in diameter. The layers were successively saturated with mineralized water and then oil. Further, the oil was replaced by mineralized water, and then oil. Further, oil was displaced by mineralized water to 100% water cut. After that, the gel-forming or sediment-forming composition was pumped by the proposed method (in the form of a mixture of inverse emulsions followed by pumping to destroy them with a 0.01% toluene demulsifier solution) and in a known manner according to the prototype. The compositions and test results are shown in tables 1 and 2 (see the end of the description).
Из данных табл.1 следует, что на примере гелеобразующих полимерных составов предлагаемый способ позволяет снизить скорость фильтрации воды в высокопроницаемых участках пласта и тем самым обеспечить значительный (на 2,5-4,5%) прирост коэффициента нефтевытеснения при гораздо меньших (в 2-2,5 раза) расходных показателях применяемых дорогостоящих реагентов (водорастворимого ПАА и сшивателя - ацетата хрома) по сравнению с прототипом. Из данных табл.2 следует, что использование предлагаемого способа обработки высокопроницаемых участков пласта осадкообразующими составами позволяет, по сравнению с прототипом, получить больший водоизолирующий эффект, что находит отражение в снижении обводненности получаемой продукции в 2-2,5 раза по сравнению со способом по прототипу. From the data of Table 1 it follows that, using the example of gel-forming polymer compositions, the proposed method allows to reduce the rate of water filtration in highly permeable sections of the reservoir and thereby provide a significant (2.5-4.5%) increase in the oil displacement coefficient at much smaller (2- 2.5 times) the consumption rates of the used expensive reagents (water-soluble PAA and a crosslinker - chromium acetate) compared to the prototype. From the data of table 2 it follows that the use of the proposed method for processing highly permeable sections of the reservoir sediment-forming compounds allows, in comparison with the prototype, to obtain a greater waterproofing effect, which is reflected in the reduction of water content of the resulting product by 2-2.5 times compared with the method of the prototype .
Claims (4)
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98115677A RU2136870C1 (en) | 1998-08-10 | 1998-08-10 | Method of insulating washed high-permeability zones of productive formation |
| PCT/RU1998/000419 WO2000009856A1 (en) | 1998-08-10 | 1998-12-21 | Crude-oil extraction method |
| CA002279876A CA2279876A1 (en) | 1998-08-10 | 1998-12-21 | Oil production method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98115677A RU2136870C1 (en) | 1998-08-10 | 1998-08-10 | Method of insulating washed high-permeability zones of productive formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2136870C1 true RU2136870C1 (en) | 1999-09-10 |
Family
ID=20209658
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98115677A RU2136870C1 (en) | 1998-08-10 | 1998-08-10 | Method of insulating washed high-permeability zones of productive formation |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| CA (1) | CA2279876A1 (en) |
| RU (1) | RU2136870C1 (en) |
| WO (1) | WO2000009856A1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2454448C1 (en) * | 2010-11-10 | 2012-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Самараойл" | Reagent for treating oil reservoir and method of using said reagent |
| RU2456439C1 (en) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells |
| RU2703598C1 (en) * | 2018-10-09 | 2019-10-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Gel-forming composition for isolation of water influx into well (versions) |
Families Citing this family (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6914036B2 (en) * | 2001-03-15 | 2005-07-05 | Baker Hughes Incorporated | Demulsifier for aqueous completion fluids |
| CA2594626C (en) | 2007-07-24 | 2011-01-11 | Imperial Oil Resources Limited | Use of a heavy petroleum fraction as a drive fluid in the recovery of hydrocarbons from a subterranean formation |
| US11447683B2 (en) * | 2020-07-08 | 2022-09-20 | Saudi Arabian Oil Company | Asphaltene solution for water shut off |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3866680A (en) * | 1973-07-09 | 1975-02-18 | Amoco Prod Co | Miscible flood process |
| DE3105913C2 (en) * | 1981-02-18 | 1983-10-27 | Chemische Werke Hüls AG, 4370 Marl | Process for the extraction of oil from underground reservoirs by emulsion flooding |
| RU2109132C1 (en) * | 1996-06-27 | 1998-04-20 | Закрытое акционерное общество "Тюмень-Технология" | Method for increasing oil recovery from beds |
| RU2094601C1 (en) * | 1996-07-05 | 1997-10-27 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Method for development of oil deposit |
| RU2101486C1 (en) * | 1996-11-27 | 1998-01-10 | Владимир Владимирович Мазаев | Method for isolation of brine water inflow |
-
1998
- 1998-08-10 RU RU98115677A patent/RU2136870C1/en not_active IP Right Cessation
- 1998-12-21 WO PCT/RU1998/000419 patent/WO2000009856A1/en unknown
- 1998-12-21 CA CA002279876A patent/CA2279876A1/en not_active Abandoned
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2454448C1 (en) * | 2010-11-10 | 2012-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Самараойл" | Reagent for treating oil reservoir and method of using said reagent |
| RU2456439C1 (en) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells |
| RU2703598C1 (en) * | 2018-10-09 | 2019-10-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Gel-forming composition for isolation of water influx into well (versions) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2000009856A1 (en) | 2000-02-24 |
| CA2279876A1 (en) | 2000-02-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0251421B1 (en) | Sand consolidation method employing rubber | |
| US4136739A (en) | Method for generating hydrofluoric acid in a subterranean formation | |
| US3556221A (en) | Well stimulation process | |
| CA1051745A (en) | Process for breaking polymer-containing emulsions | |
| US3707194A (en) | Use of diverting agents for injection well stimulation | |
| CA2091541C (en) | Anionic compositions for sludge prevention and control during acid stimulation of hydrocarbon wells | |
| US3670819A (en) | Process for treatment of water injection wells | |
| US4352396A (en) | Method for selective plugging using resin emulsions | |
| US4444264A (en) | Method of using a diverting material for well treatment | |
| EA008671B1 (en) | Fiber assisted emulsion system | |
| RU2136870C1 (en) | Method of insulating washed high-permeability zones of productive formation | |
| US3952806A (en) | Method for altering permeability of a hydrocarbon-containing formation | |
| US3866685A (en) | Methods for selective plugging | |
| US4110224A (en) | Secondary recovery process utilizing water saturated with gas | |
| US4095651A (en) | Process for selectively plugging areas in the vicinity of oil or gas producing wells in order to reduce water penetration | |
| US20080009424A1 (en) | Emulsified gelant | |
| US4561502A (en) | Oil recovery process using a polyacrylamide gel | |
| US3500921A (en) | Polymer-preceded chemical flood | |
| US4304301A (en) | Process for improving conformance and flow profiles in a subterranean formation | |
| US20130306320A1 (en) | Composition and method for treating carbonate reservoirs | |
| RU2739272C1 (en) | Enhanced oil recovery method of bed | |
| RU2256787C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of bed in conjunction with isolation of water influxes in product wells with use of gel-forming liquids on hydrocarbon and water bases | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| RU2083807C1 (en) | Method for postdevelopment of oil deposits | |
| US4174753A (en) | Well stimulation by two-phase flow |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090811 |