RU2157451C2 - Method of working of oil deposit - Google Patents
Method of working of oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2157451C2 RU2157451C2 RU98115476A RU98115476A RU2157451C2 RU 2157451 C2 RU2157451 C2 RU 2157451C2 RU 98115476 A RU98115476 A RU 98115476A RU 98115476 A RU98115476 A RU 98115476A RU 2157451 C2 RU2157451 C2 RU 2157451C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- zeolite
- aqueous solution
- sodium silicate
- working
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, представленной неоднородными пластами с проведением изоляционных работ для выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока к добывающим скважинам. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing an oil deposit represented by heterogeneous formations with conducting insulating work to align the injectivity profile of injection wells and to limit water inflow to production wells.
Известен способ изоляции водопритока к скважину закачкой состава, содержащего силикат натрия, многоатомный спирт, электролит, древесную муку и воду (см. патент РФ N 2081297, МКИ E 21 B 33/138, публ. 1997 ). A known method of isolating water inflow to a well by injecting a composition containing sodium silicate, polyhydric alcohol, electrolyte, wood flour and water (see RF patent N 2081297, MKI E 21 B 33/138, publ. 1997).
Данный способ недостаточно эффективен вследствие использования многокомпонентного состава с содержанием компонентов с большими массовыми долями, а также из-за дороговизны его при использовании для обработки нагнетательных скважин, где требуются большие объемы реагентов. This method is not effective enough due to the use of a multicomponent composition containing components with large mass fractions, and also because of its high cost when used for processing injection wells, where large volumes of reagents are required.
Известен вязкопластичный материал для изоляции пластов, содержащий гипан, жидкое стекло, регулятор гелеобразования, инертный наполнитель, добавку, набухающую в воде, и воду (см. авт. свид. СССР N 1416669, МКИ E 21 B 38/138, публ. 1988). Known viscoplastic material for isolation of formations containing hypane, liquid glass, a gelation regulator, an inert filler, an additive that swells in water, and water (see ed. Certificate of the USSR N 1416669, MKI E 21 B 38/138, publ. 1988) .
Недостатком данного материала является короткий срок гелеобразования, недостаточная прочность геля и многокомпонентность. The disadvantage of this material is the short gelation period, insufficient gel strength and multicomponent.
Наиболее близким аналогом для заявленного изобретения является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водного раствора силиката щелочного металла и водного раствора металлов, являющихся структурообразующим агентом для силиката щелочного металла (патент РФ N 2074956, E 21 B 43/22, 1993). The closest analogue to the claimed invention is a method of developing an oil deposit, which includes injecting into the formation an aqueous solution of alkali metal silicate and an aqueous solution of metals, which are a structure-forming agent for alkali metal silicate (RF patent N 2074956, E 21 B 43/22, 1993).
Известный способ недостаточно эффективен вследствие ограниченности области применения способа. The known method is not effective enough due to the limited scope of the method.
Задачей изобретения является создание высокоэффективного экологически чистого способа разработки нефтяной залежи, позволяющего за счет выравнивания приемистости нагнетательных скважин и изоляции водопритока к добывающим скважинам повысить нефтеотдачу нефтяной залежи. The objective of the invention is the creation of a highly efficient environmentally friendly method for developing an oil reservoir, which allows, due to the equalization of the injectivity of injection wells and isolation of water inflow to production wells, to increase oil recovery of the oil reservoir.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку водного раствора силиката натрия и структурообразующего агента, в качестве структурообразующего реагента берут цеолитсодержащую породу, предварительно обработанную серной или соляной кислотами, и дополнительно проводят выдержку. The problem is solved in that in the method of developing an oil deposit, including pumping an aqueous solution of sodium silicate and a structure-forming agent, a zeolite-containing rock pretreated with sulfuric or hydrochloric acids is taken as a structure-forming reagent, and an additional exposure is carried out.
Преимущественно закачку водного раствора силиката натрия и цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной серной или соляной кислотами, осуществляют одновременно или последовательно. Advantageously, the aqueous solution of sodium silicate and zeolite-containing rock pre-treated with sulfuric or hydrochloric acids are injected simultaneously or sequentially.
Силикат натрия, получаемый при плавке кварцевого песка с кальцинированной содой, берут по ГОСТ 13078-81. Sodium silicate obtained by melting quartz sand with soda ash is taken according to GOST 13078-81.
Соляную кислоту по ГОСТ 3118-77, серную - по ГОСТ 2184-77. Hydrochloric acid according to GOST 3118-77, sulfuric acid - according to GOST 2184-77.
Цеолитсодержащая порода представляет собой осадочную породу, содержащую от 4 до 95% микропористых цеолитов, а также сопутствующие минералы, как полевой шпат, кварц, слюда, глина. Zeolite-bearing rock is a sedimentary rock containing from 4 to 95% microporous zeolites, as well as related minerals such as feldspar, quartz, mica, clay.
Цеолит представляет собой алюмосиликаты, главным образом Ca или Na (см. Временные методические рекомендации по проведению геологоразведочных работ и оценка качества цеолитсодержащих пород. Казань, ВНИИГЕОЛОГОНЕРУД, 1990). Zeolite is an aluminosilicate, mainly Ca or Na (see Temporary guidelines for exploration and evaluation of the quality of zeolite-containing rocks. Kazan, VNIIGEOLOGONUD, 1990).
Наличие в составе цеолитов ионов алюминия дает возможность использовать их в качестве гелеобразователей. Для выделения ионов алюминия из цеолитсодержащей породы ее предварительно обрабатывают слабыми растворами соляной или серной кислот. Происходит реакция с выделением в раствор солей AlCl3, Al2•(SO4)3. Далее после закачки реагентов в пласт при взаимодействии силиката натрия, имеющего щелочную реакцию, с солями алюминия происходит образование гелеобразной системы преимущественно в высокопроницаемой зоне пласта. Остатки цеолитсодержащей породы увеличивают вязкость гелеобразной системы и предохраняют ее от размыва при последующей фильтрации воды в пласте.The presence of aluminum ions in the zeolites makes it possible to use them as gelling agents. To separate aluminum ions from a zeolite-containing rock, it is pre-treated with weak solutions of hydrochloric or sulfuric acids. A reaction occurs with the release of salts of AlCl 3 , Al 2 • (SO 4 ) 3 into the solution. Then, after reagents are injected into the formation during the interaction of sodium silicate having an alkaline reaction with aluminum salts, a gel-like system is formed mainly in the highly permeable zone of the formation. Residues of zeolite-containing rocks increase the viscosity of the gel-like system and protect it from erosion during subsequent filtration of water in the formation.
Происходит изоляция высокопроницаемых зон пласта, что приводит к перераспределению фильтрационных потоков и вовлечению в разработку зон, ранее не охваченных воздействием. Isolation of highly permeable zones of the formation occurs, which leads to a redistribution of filtration flows and involvement in the development of zones not previously covered by the impact.
При закачке через добывающую скважину водного раствора силиката натрия и обработанной кислотой цеолитсодержащей породы происходит образование гелеобразной системы в промытых каналах пласта, что приводит к изоляции водопритока в скважине и снижению обводненности добываемой продукции. When an aqueous solution of sodium silicate and an acid-treated zeolite-containing rock is injected through a production well, a gel-like system is formed in the washed channels of the formation, which leads to isolation of water inflow in the well and a decrease in the water content of the produced products.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, который выражается в повышении эффективности способа разработки нефтяной залежи путем использования экологически безвредного для окружающей среды метода. A new set of claimed essential features allows to obtain a new technical result, which is expressed in increasing the efficiency of the method of developing an oil deposit by using an environmentally friendly method.
Анализ известных решений, отобранных в процессе поиска, показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего заявленной совокупностью признаков и наличием вышеуказанных свойств и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного объекта критериям "новизна" и "изобретательский уровень". An analysis of the known solutions selected in the search process showed that in science and technology there is no object that has the claimed combination of features and the presence of the above properties and advantages, which allows us to conclude that the claimed object meets the criteria of "novelty" and "inventive step".
Способ в промышленных условиях осуществляется следующим образом. В обводненный пласт через нагнетательную или добывающую скважины закачивают с помощью насосного агрегата водный раствор силиката натрия 5,0 - 15,0% концентрации и предварительно приготовленную суспензию цеолитсодержащей породы, обработанной кислотами. Для приготовления 5,0 - 10,0% суспензии цеолитсодержащую породу заливают раствором соляной кислоты или серной и оставляют на 4 - 10 часов для реагирования. Концентрацию кислот подбирают таким образом, чтобы она полностью прореагировала с породой и после прохождения реакции среда стала нейтральной. Пределы изменения концентрации кислоты от 0,5 до 2%. Соотношение между водным раствором силиката натрия и суспензией обработанной кислотами цеолитсодержащей породы, составляет 1:1, их рабочие концентрации зависят от удельной приемистости скважин и толщины пласта. Процесс гелеобразования происходит в поровом пространстве в течение 3 - 5 суток. The method in an industrial environment is as follows. An aqueous solution of sodium silicate of 5.0-15.0% concentration and a previously prepared suspension of zeolite-containing rock treated with acids are pumped into the flooded reservoir through injection or production wells using a pumping unit. To prepare a 5.0-10.0% suspension, the zeolite-containing rock is poured with a solution of hydrochloric acid or sulfuric and left for 4-10 hours to react. The concentration of acids is selected so that it completely reacts with the rock and after the reaction, the medium becomes neutral. The range of changes in acid concentration is from 0.5 to 2%. The ratio between an aqueous solution of sodium silicate and a suspension of acid-treated zeolite-containing rock is 1: 1, their working concentrations depend on the specific injectivity of the wells and the thickness of the formation. The gelation process occurs in the pore space within 3 to 5 days.
Закачку водного раствора силиката натрия и обработанной кислотами суспензии цеолитсодержащей породы проводят одновременно или циклически чередующимися оторочками. Общее количество закаченных реагентов составляет 0,15 - 0,3 ПО. Объемы оторочек реагентов вычисляют путем деления общего объема на число циклов. Проводят 1 - 2 цикла обработки. An aqueous solution of sodium silicate and an acid-treated suspension of zeolite-containing rock are injected simultaneously or cyclically alternating rims. The total number of injected reagents is 0.15 - 0.3 PO. Reagent rim volumes are calculated by dividing the total volume by the number of cycles. Spend 1 - 2 treatment cycles.
Подбор концентрации и объемов закачиваемых реагентов позволяет использовать их как для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, так и для изоляции водопритока в добывающих скважинах. The selection of the concentration and volume of injected reagents allows using them both for leveling the injectivity profile of injection wells, and for isolating water inflow in production wells.
Оценку эффективности заявляемого способа и способа-прототипа проводят в лабораторных условиях по коэффициенту прироста нефтеотдачи и изменению проницаемости после обработки реагентами. Evaluation of the effectiveness of the proposed method and the prototype method is carried out in laboratory conditions by the coefficient of oil recovery growth and change in permeability after processing with reagents.
Исследования проводят на модели пласта, состоящей из двух стеклянных трубок с общим входом. Кварцевый песок, которым набивают модель, подбирают так, чтобы смоделировать пласты с большей неоднородностью по проницаемости. Затем модель насыщают слабоминерализованной водой и определяют проницаемость по воде. После этого модель насыщают нефтью. Определяют коэффициент нефтеотдачи при вытеснении нефти водой. Вытеснение нефти из пласта проводят практически до полной обводненности продукции из высокопроницаемого пропластка модели. Research is carried out on a reservoir model consisting of two glass tubes with a common entrance. The quartz sand with which the model is filled is selected so as to simulate formations with greater heterogeneity in permeability. Then the model is saturated with low-mineralized water and water permeability is determined. After that, the model is saturated with oil. Determine the coefficient of oil recovery during the displacement of oil by water. Oil displacement from the reservoir is carried out almost to the complete water cut of the product from the highly permeable interlayer of the model.
Пример 1 (заявляемый способ)
В модель пласта одновременно закачивают 5,0% водный раствор силиката натрия и 5,0% суспензию цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной 1,0% соляной кислотой, в количестве 0,3 V пор. Проводят выдержку в течение 3 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи составляет 20,0% (см. табл. пример 1).Example 1 (the inventive method)
At the same time, a 5.0% aqueous solution of sodium silicate and a 5.0% suspension of zeolite-containing rock pretreated with 1.0% hydrochloric acid in an amount of 0.3 V pores are simultaneously injected into the reservoir model. Excerpt for 3 days. The oil recovery growth rate is 20.0% (see table. Example 1).
Пример 2. Example 2
В модель пласта последовательно закачивают 15,0% водный раствор силиката натрия в количестве 0,075 V пор и 10,0% суспензию цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной 2,0% соляной кислотой, в количестве 0,15 V пор, обработку проводят в 2 цикла. Проводят выдержку в течение 5 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи составляет 25,8% (см. табл. пример 2). A 15.0% aqueous solution of sodium silicate in an amount of 0.075 V pores and a 10.0% suspension of zeolite-containing rock pre-treated with 2.0% hydrochloric acid in an amount of 0.15 V pores are sequentially pumped into the reservoir model, the treatment is carried out in 2 cycles. Hold for 5 days. The oil recovery growth rate is 25.8% (see table. Example 2).
Пример 3. Example 3
В модель пласта одновременно закачивают 8,0% водный раствор силиката натрия и 5,0% суспензию цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной 0,5% серной кислотой в количестве 0,3 V пор. Проводят выдержку в течение 5 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи составляет 20,9% (см. табл. пример 3). An 8.0% aqueous solution of sodium silicate and a 5.0% suspension of zeolite-containing rock pretreated with 0.5% sulfuric acid in an amount of 0.3 V pores are simultaneously pumped into the reservoir model. Hold for 5 days. The oil recovery growth rate is 20.9% (see table. Example 3).
Пример 4. Example 4
В модель пласта последовательно закачивают 5,0% водный раствор силиката натрия в количестве 0,15 V пор и 5,0% суспензию цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной 1,0% серной кислотой, в количестве 0,15 V пор. Обработку проводят в 2 цикла. Проводят выдержку в течение 3 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи составляет 24,5% (см. табл. 1, пример 4). A 5.0% aqueous solution of sodium silicate in an amount of 0.15 V pores and a 5.0% suspension of zeolite-containing rock pre-treated with 1.0% sulfuric acid in an amount of 0.15 V pores are sequentially pumped into the reservoir model. Processing is carried out in 2 cycles. Excerpt for 3 days. The oil recovery growth rate is 24.5% (see table. 1, example 4).
Пример 5. Example 5
В модель пласта последовательно закачивают 15,0% водный раствор силиката натрия, затем раствор хлорида алюминия в объемном соотношении 3:1 соответственно. Коэффициент прироста нефтеотдачи составляет 16,0% (см. табл. 1 пример 5). A 15.0% aqueous solution of sodium silicate is subsequently pumped into the reservoir model, then a solution of aluminum chloride in a volume ratio of 3: 1, respectively. The oil recovery growth rate is 16.0% (see table 1, example 5).
Эффективность ограничения водопритока при использовании заявляемого способа и способа-прототипа проводят на линейных моделях, представляющих собой стеклянные трубки длиной 1 м и диаметром 20 мм, заполненные молотым песком. Ввод реагентов проводят в направлении, противоположном фильтрации воды. После ввода испытываемых реагентов и проведения технологической выдержки в течение 3 - 5 суток проводят фильтрацию воды, затем замеряют скорость фильтрации жидкости при постоянном давлении. Результаты исследований приведены в таблице 2. The effectiveness of the limitation of water inflow when using the proposed method and the prototype method is carried out on linear models, which are glass tubes 1 m long and 20 mm in diameter, filled with ground sand. Reagents are introduced in the opposite direction to water filtration. After entering the tested reagents and carrying out technological exposure for 3 to 5 days, water is filtered, then the rate of liquid filtration is measured at constant pressure. The research results are shown in table 2.
Как видно из данных таблицы 2, при использовании заявляемого способа проницаемость модели уменьшается от 88,9% до полного отсутствия фильтрации через модель. As can be seen from the data of table 2, when using the proposed method, the permeability of the model decreases from 88.9% to the complete absence of filtration through the model.
Применение предлагаемого способа разработки нефтяной залежи позволяет увеличить коэффициент прироста нефтеотдачи в среднем на 4,0 - 9,8%, уменьшить водоприток к добывающим скважинам, улучшить экологическую обстановку в нефтедобывающем районе. The application of the proposed method for the development of an oil deposit allows increasing the oil recovery growth rate by an average of 4.0 - 9.8%, decreasing the water inflow to producing wells, and improving the environmental situation in the oil producing region.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98115476A RU2157451C2 (en) | 1998-08-12 | 1998-08-12 | Method of working of oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98115476A RU2157451C2 (en) | 1998-08-12 | 1998-08-12 | Method of working of oil deposit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU98115476A RU98115476A (en) | 2000-05-10 |
| RU2157451C2 true RU2157451C2 (en) | 2000-10-10 |
Family
ID=20209568
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98115476A RU2157451C2 (en) | 1998-08-12 | 1998-08-12 | Method of working of oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2157451C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2560047C1 (en) * | 2014-07-09 | 2015-08-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Composition for aligning profile log of water injection well |
| EA034719B1 (en) * | 2018-03-07 | 2020-03-12 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Method of developing a watered formation |
-
1998
- 1998-08-12 RU RU98115476A patent/RU2157451C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| РАХМАНКУЛОВ Д.П. и др. Справочник. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти. - М.: Химия, 1987, с.99, 107. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| RU2560047C1 (en) * | 2014-07-09 | 2015-08-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Composition for aligning profile log of water injection well |
| EA034719B1 (en) * | 2018-03-07 | 2020-03-12 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Method of developing a watered formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2157451C2 (en) | Method of working of oil deposit | |
| RU2338768C1 (en) | Reagent for isolating stratal water inflow | |
| RU2138629C1 (en) | Oil production method | |
| RU2383725C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| RU2224101C2 (en) | Water surrounded petroleum collectors isolation method | |
| RU2215133C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
| RU2064571C1 (en) | Gel-forming compound for shutoff of water inflow and increase of oil recovery | |
| RU2475622C1 (en) | Lining method of bottom-hole zone of productive formation of gas wells | |
| RU2307146C2 (en) | Compound for isolation of watered oil collectors | |
| RU2280757C1 (en) | Formation water isolation method | |
| RU2117143C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2210665C2 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2108455C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2148160C1 (en) | Method of formation permeability control | |
| RU2127802C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2187628C1 (en) | Method of development of water-encroached oil pool with nonuniform geological structure | |
| RU2304706C2 (en) | Method of controlling development of nonuniform oil formation | |
| RU2176309C2 (en) | Method of blocking high permeability formations | |
| RU2114991C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU1347543C (en) | Method for development of oil field | |
| RU2074307C1 (en) | Method for exploitation of heterogeneous oil seam | |
| RU2182654C1 (en) | Process of control over penetrability of inhomogeneous pool | |
| RU2108454C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow to well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090813 |