RU2143552C1

RU2143552C1 - Method of treatment of bottom-hole formation zone of injection wells

Info

Publication number: RU2143552C1
Application number: RU98103112A
Authority: RU
Inventors: Л.М. Халилов; А.В. Кобяшев; С.И. Типикин; У.М. Джемилев
Original assignee: Институт нефтехимии и катализа АН РБ
Priority date: 1998-02-23
Filing date: 1998-02-23
Publication date: 1999-12-27

Abstract

FIELD: oil production, particularly, methods of increase of formation oil recovery and oil recovery intensification. SUBSTANCE: method provides for preliminary treatment of bottom-hole formation zone with water-repellent composition in form of aqueous solution of cationic surfactant in concentrations of 0.05-0.1% and subsequent injection of gel-forming composition. EFFECT: higher activity of gel-forming system applicable in treatment of bottom-hole formation zone of injection well.

Description

Изобретение относится к области увеличения нефтеотдачи пласта, а именно к технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины и интенсификации добычи нефти. The invention relates to the field of enhanced oil recovery, and in particular to a technology for leveling the injectivity profile of an injection well and stimulating oil production.

Известно, что для выравнивания профилей приемистости широко используются различные гелеобразующие композиции [Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И., Кобяков Н.И., Телин А.Г., Алмаев Р.Х., Хиснуллин М.Х., Ильясов А.Н.// Опыт ограничения закачки и отбора воды на поздней стадии разработки месторождений], [Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З., Кобяков Н.И., Муслимов Р.Х., Телин А.Г., Ким М. Б. , Хазипов Р.Х. // Опыт восстановления и регулирования производительности добывающих и нагнетательных скважин.]. Недостатком этих методов является их сильное взаимодействие с породами пласта, в результате которого основная масса закачиваемых композиций задерживается в призабойной зоне пласта недалеко от ствола нагнетательной скважины. It is known that various gelling compositions are widely used to align injectivity profiles [Ibragimov GZ, Khisamutdinov NI, Kobyakov NI, Telin AG, Almaev R.Kh., Khisnullin M.Kh., Ilyasov A.N.// Experience in restricting water injection and withdrawal at a late stage of field development], [Khisamutdinov NI, Ibragimov GZ, Kobyakov NI, Muslimov R.Kh., Telin AG, Kim M. B., Khazipov R.Kh. // Experience in the restoration and regulation of the productivity of producing and injection wells.]. The disadvantage of these methods is their strong interaction with the formation rocks, as a result of which the bulk of the injected compositions is delayed in the bottomhole formation zone not far from the injection wellbore.

В последнее время для обработки призабойной зоны нагнетательных скважин стали применяться сложные композиции гелеобразующих систем, включая и поверхностно-активные вещества (ПАВ) [Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ / Бабалян Г.А., Леви Б.И., Тумасян А.Б. , Халимов Э.М.-]. При этом не учитываются особенности поведения ионогенных и неионогенных ПАВ в условиях пластовых вод, взаимодействие их с реагентами, составляющими гелеобразующие композиции, а также взаимодействие ПАВ с поверхностью породы. Неучет перечисленных факторов снижает эффективность действия используемых в настоящее время осадкообразующих композиций. Recently, for the treatment of the bottom-hole zone of injection wells, complex compositions of gelling systems, including surfactants, have been used [Development of oil fields using surfactants / G. Babalyan, B. Levi, A. Tumasyan .B. , Halimov E.M.-]. At the same time, the behavior of ionic and nonionic surfactants under formation water conditions, their interaction with reagents that make up gel-forming compositions, and also the interaction of surfactants with the rock surface are not taken into account. The neglect of these factors reduces the effectiveness of the currently used sediment-forming compositions.

С целью повышения эффективности действия гелеобразующих композиций авторами предлагается следующая последовательность технологических операций при обработке призабойной зоны нагнетательных скважин. In order to increase the effectiveness of the action of gelling compositions, the authors propose the following sequence of technological operations when processing the bottom-hole zone of injection wells.

Призабойная зона предварительно обрабатывается гидрофобизирующим составом на основе катионоактивного ПАВ. В результате обработки поверхность коллектора покрывается монослоем из молекул ПАВ, причем заряженная часть молекул ориентируется на поверхность коллектора, а гидрофобная часть простирается в поровое пространство. Благодаря селективной ориентации полярных молекул ПАВ происходит гидрофобизация порового пространства, что препятствует интенсивному координационному взаимодействию реагентов гелеобразующих составов с поверхностью породы. Затем производят закачку гелеобразующего состава. The bottomhole zone is pre-treated with a hydrophobic composition based on a cationic surfactant. As a result of processing, the surface of the collector is covered with a monolayer of surfactant molecules, with the charged part of the molecules being oriented to the surface of the collector, and the hydrophobic part extending into the pore space. Due to the selective orientation of the polar surfactant molecules, the pore space is hydrophobized, which prevents the intense coordination interaction of the reagents of the gel-forming compounds with the rock surface. Then the gel-forming composition is injected.

В предложенной схеме закачки основная масса гелеобразующих реагентов не вступает во взаимодействие с поверхностью породы, обработанной гидрофобизатором, и продолжает движение вместе с потоком нагнетаемой жидкости. В наиболее промытой зоне пласта наступает выравнивание пластового давления между нагнетательной и добывающей скважиной с обращением градиента

где X= X₀ -координата нулевого градиента пластового давления. При этом скорость потока жидкости уменьшается и способствует закреплению геля. Толщина слоя гелеобразной структуры в наиболее узкой промытой зоне может составить несколько метров в зависимости от эффективного диаметра промытой зоны. Благодаря значительной толщине экранирующего слоя гелиевой структуры отсутствует возможность прорыва воды через защитный экран путем его размыва. В разработку вступают зоны с более низкой проницаемостью.In the proposed injection scheme, the bulk of the gelling agents does not interact with the rock surface treated with a water repellent, and continues to move along with the flow of injected fluid. In the most flushed zone of the formation, equalization of the reservoir pressure occurs between the injection and production wells with a gradient reversal

where X = X _{0 is the} coordinate of the zero reservoir pressure gradient. In this case, the fluid flow rate decreases and contributes to the gel fixation. The thickness of the gel-like layer in the narrowest washed zone can be several meters, depending on the effective diameter of the washed zone. Due to the significant thickness of the shielding layer of the helium structure, there is no possibility of water breaking through the protective screen by erosion. Areas with lower permeability come into development.

Предлагаемое изобретение иллюстрируется примерами. The invention is illustrated by examples.

Испытания селективной технологии доставки гелеобразующей композиции были проведены в лабораторных условиях на моделях пласта Суторминского месторождения и промысловых условиях на опытном участке Суторминского месторождения. Tests of the selective technology for the delivery of the gel-forming composition were conducted in laboratory conditions on the reservoir models of the Sutorminskoye field and field conditions at the experimental site of the Sutorminskoye field.

Фильтрационные испытания селективной ступенчатой технологии доставки гелеобразующей композиции проводились на керновом материале пласта БС₁₀ Суторминского месторождения по стандартной методике (отношение проницаемости по воде между параллельно подключенными кернами равнялось 5). В эксперименте применяли изовясткосную модель нефти пласта БС₁₀ Суторминского месторождения. Фильтрация осуществлялась при пластовой температуре. Нефть из нефтенасыщенной модели сначала вытесняли пластовой водой Суторминского месторождения до достижения постоянного значения коэффициента вытеснения нефти. По мере достижения равновесия закачали оторочку 5% раствора гелеобразующей системы в количестве 0.5 порового объема модели. В качестве гелеобразующей системы применялся водный раствор полиакриламида (ПАА) со сшивателем. После закачки фильтрацию останавливали для гелеобразования, после чего вытеснение продолжалось пластовой водой. Вторая серия опытов включала закачку водного раствора катионоактивного ПАВ концентрацией (0.05, 0.5, 1%) с выдержкой на реагирование в течение 24 часов с последующей закачкой гелеобразующей системы по выше приведенной методике. В качестве катионоактивных ПАВ-гидрофобизаторов нами опробован широкий класс соединений - четвертичные аммонийные соли с укороченными (ТЭБАХ) и удлиненными алкильными радикалами (Нефтенол ГФ и ИВВ-1).The filtration tests of the selective stepwise technology for the delivery of the gel-forming composition were carried out on the core material of the BS ₁₀ formation of the Sutorminskoye field according to the standard method (the water permeability ratio between cores connected in parallel was 5). In the experiment, an isoscooter oil model of the BS ₁₀ formation of the Sutorminskoye field was used. Filtration was carried out at reservoir temperature. Oil from the oil-saturated model was first displaced by formation water from the Sutorminskoye field until a constant oil displacement coefficient was reached. As equilibrium was reached, a rim of a 5% solution of the gelling system was pumped in an amount of 0.5 pore volume of the model. An aqueous solution of polyacrylamide (PAA) with a crosslinker was used as a gelling system. After injection, the filtration was stopped for gelation, after which the displacement continued with formation water. The second series of experiments included the injection of an aqueous solution of a cationic surfactant with a concentration of (0.05, 0.5, 1%) with a reaction time of 24 hours followed by the injection of a gelling system according to the above procedure. As cationic surfactant-water repellents, we tested a wide class of compounds - quaternary ammonium salts with shortened (TEBAH) and elongated alkyl radicals (Neftenol GF and IVV-1).

Нефтенол ГФ - реагент фирмы "Химеко-ГАНГ" для повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. //Горбунов А.Т., Крянев Д.Ю.//. Neftenol GF - reagent of the company "Himeko-GANG" to increase oil recovery and intensify oil production. // Gorbunov A.T., Kryanev D.Yu.//.

ТЕБАХ - триэтилбензиламмонийхлорид выпускается согласно ТУ-05763458-146-92. Использовался в виде водного раствора триэтилбензиламмонийхлорида, получаемого в результате взаимодействия триэтиламина и бензилхлорида в водной среде. TEBAH - triethylbenzylammonium chloride is produced according to TU-05763458-146-92. Used in the form of an aqueous solution of triethylbenzylammonium chloride obtained by the interaction of triethylamine and benzyl chloride in an aqueous medium.

Триэтилбензиламмонийхлорид используется в качестве катализатора межфазного переноса в различных химических процессах. Triethylbenzylammonium chloride is used as a phase transfer catalyst in various chemical processes.

Структурная формула [(C₂H₅)₃N⁺CH₂C₆H₅]Cl^-
ИВВ-1 - смесь алкилметилбензиламмонийхлорида с четвертичными аммониевыми солями диметиламина и бензилхлорида. Водный раствор должен изготавливаться в соответствии с требованиями ТУ-6-01-1-407-89.Structural formula [(C ₂ H ₅ ) ₃ N ⁺ CH ₂ C ₆ H ₅ ] Cl ^-
IVV-1 - a mixture of alkylmethylbenzylammonium chloride with quaternary ammonium salts of dimethylamine and benzyl chloride. The aqueous solution should be made in accordance with the requirements of TU-6-01-1-407-89.

Конечный коэффициент нефтеотдачи, полученный в ходе фильтрационных испытаний технологии селективной ступенчатой технологии изоляции водопромытых зон пласта, приводится в таблице. The final oil recovery coefficient obtained during filtration tests of the technology of selective stepwise technology of isolation of water-washed zones of the reservoir is given in the table.

Опытно-промысловые испытания технологии ступенчатой селективной доставки гелеобразующей композиции проводятся на Суторминском месторождении ОАО "Ноябрьскнефтегаз". В качестве катионоактивного ПАВ выбрали применяемый в объединении водный раствор гидрофобизатора Нефтенол ГФ. По утвержденному плану промысловых испытаний произвели обработку призабойной зоны одной скважины на опытном участке ЦДНГ-7 пласт БС11. Первоначально закачали 100 м³ водного раствора Нефтенол ГФ [Применение химических реагентов АО "Химеко-ГАНГ" для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.// Горбунов А.Т., Петраков А. М. , Каюмов Л.Х., Крянев Д.Ю., Магаданов Р.С., Силин М.А., Чистяков А. Ю.] концентрацией по активному веществу 0.25%. Скважину остановили на реагирование в течение суток. Затем произвели закачку гелеобразующей композиции в объеме 100 м³ и запустили скважину в работу.Field trials of the technology of stepwise selective delivery of the gel-forming composition are carried out at the Sutorminskoye field of OAO Noyabrskneftegaz. As a cationic surfactant, the aqueous solution of the hydrophobizing agent Neftenol GF used in the combination was chosen. According to the approved field test plan, the bottom-hole zone of one well was processed in the experimental section of TsDNG-7 BS11 layer. Initially, 100 m ^{3 of an} aqueous solution of Neftenol GF was pumped [The use of chemical reagents of JSC Himeko-GANG to enhance oil recovery and intensify oil production. // Gorbunov AT, Petrakov AM, Kayumov L.Kh., Kryanev D. Yu., Magadanov RS, Silin MA, Chistyakov A. Yu.] With an active substance concentration of 0.25%. The well was stopped for response during the day. Then, a gel-forming composition was injected in a volume of 100 m ³ and the well was put into operation.

Литература. Literature.

1. Ибрагимов Г.3., Хисамутдинов Н.И., Кобяков Н.И., Телин А.Г., Алмаев Р. Х., Хиснуллин М.Х., Ильясов А.Н.// Опыт ограничения закачки и отбора воды на поздней стадии разработки месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 54 с. 1. Ibragimov G. 3., Khisamutdinov N.I., Kobyakov N.I., Telin A.G., Almaev R. Kh., Khisnullin M.Kh., Ilyasov A.N.// Experience in restricting injection and selection water at a late stage of field development. - M.: VNIIOENG, 1990. - 54 p.

2. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.3., Кобяков Н.И., Муслимов Р.Х., Телин А. Г. , Ким М.Б., Хазипов Р.Х. // Опыт восстановления и регулирования производительности добывающих и нагнетательных скважин. - М.: ВНИИОНГ, 1990 - 40 с. 2. Khisamutdinov N.I., Ibragimov G. 3., Kobyakov N.I., Muslimov R.Kh., Telin A.G., Kim M.B., Khazipov R.Kh. // Experience in the restoration and regulation of the productivity of producing and injection wells. - M.: VNIIONG, 1990 - 40 p.

3. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ / Бабалян Г.А., Леви Б.И., Тумасян А.Б., Халимов Э.М. - М.: Недра, 1983 - 206 с. 3. Development of oil fields using surfactants / Babalyan G.A., Levi B.I., Tumasyan A.B., Halimov E.M. - M .: Nedra, 1983 - 206 p.

4. Применение химических реагентов АО "Химеко-ГАНГ" для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.//Горбунов А.Т., Петраков А.М., Каюмов Л.Х., Крянев Д.Ю., Магаданов Р.С., Силин М.А., Чистяков А.Ю.// Нефтяное хозяйство 12.1997, 65. 4. The use of chemical reagents JSC "Himeko-GANG" to enhance oil recovery and intensify oil production. // Gorbunov AT, Petrakov AM, Kayumov L.Kh., Kryanev D.Yu., Magadanov RS , Silin M.A., Chistyakov A.Yu.// Oil industry 12.1997, 65.

Claims

A method of treating the bottom-hole zone of injection wells with a gelling composition, characterized in that the bottom-hole zone is pre-treated with a hydrophobizing composition in the form of an aqueous solution of a cationic surfactant in concentrations of 0.05-1%, after which the gelling composition is injected.