RU2167280C2 - Method of developing nonuniform hydrocarbon pool - Google Patents
Method of developing nonuniform hydrocarbon pool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2167280C2 RU2167280C2 RU99116770/03A RU99116770A RU2167280C2 RU 2167280 C2 RU2167280 C2 RU 2167280C2 RU 99116770/03 A RU99116770/03 A RU 99116770/03A RU 99116770 A RU99116770 A RU 99116770A RU 2167280 C2 RU2167280 C2 RU 2167280C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- injection
- formation
- polymer
- oil
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к добыче углеводородов из неоднородных пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. The invention relates to the oil industry, and in particular to the production of hydrocarbons from heterogeneous formations at a late stage in the development of oil fields.
Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий закачку через нагнетательные скважины водных растворов, содержащих полиакриламид, бентонитовую глину и воду [А.С. N 1710708, МКИ 21 B 43/22, 1992 г.]. A known method of developing oil fields, including the injection through injection wells of aqueous solutions containing polyacrylamide, bentonite clay and water [A.S. N 1710708, MKI 21 B 43/22, 1992].
Недостатком данного способа является низкая эффективность при изоляции промытых зон в случае, если продуктивный пласт представлен высокопроницаемым трещинно-поровым коллектором, так как концентрация полиакриламида в растворе составляет 0,05-0,5%. Из практики известно, что применение растворов полиакриламида с концентрацией до 0,5% не приводит к кольматации поровых каналов высокопроницаемой среды. The disadvantage of this method is the low efficiency in the isolation of washed zones if the reservoir is represented by a highly permeable fracture-pore reservoir, since the concentration of polyacrylamide in the solution is 0.05-0.5%. From practice, it is known that the use of solutions of polyacrylamide with a concentration of up to 0.5% does not lead to the clogging of the pore channels of a highly permeable medium.
Также известен способ изоляции притока пластовых вод, который состоит в последовательной закачке отходов, содержащих сульфат натрия, и растворов хлорида кальция [Пат. N 2039208, МКИ E 21 B 33/138, 1995 г.]. Also known is a method of isolating the influx of formation water, which consists in sequentially injecting waste products containing sodium sulfate and calcium chloride solutions [US Pat. N 2039208, MKI E 21 B 33/138, 1995].
Недостатком данного способа является низкая эффективность в случае высокой проницаемости пласта, а также возможность размножения сульфатвосстанавливающих бактерий, так как сульфат кальция является питательной средой для них. The disadvantage of this method is the low efficiency in the case of high permeability of the formation, as well as the possibility of reproduction of sulfate-reducing bacteria, since calcium sulfate is a nutrient medium for them.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату решением является способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в последовательной закачке через нагнетательную скважину полимерного и водного раствора щелочи, водного раствора соли многовалентного металла Al2(SO4)3, а перед нагнетанием вытесняющего агента в пласт дополнительно закачивают водный раствор CaCl2 [Пат. N 2117143 МКИ E 21 B 43/22, 33/138, 1998 г.].The solution closest in technical essence and the achieved result is a method for developing an oil reservoir, which consists in sequentially injecting a polymer and an aqueous solution of alkali, an aqueous solution of a salt of multivalent metal Al 2 (SO 4 ) 3 through an injection well, and additionally injecting a displacing agent into the formation an aqueous solution of CaCl 2 [US Pat. N 2117143 MKI E 21 B 43/22, 33/138, 1998].
Недостатком данного способа является низкая эффективность вытеснения нефти по толщине и площади пласта вследствие его неселективности при разработке неоднородного пласта, из-за невозможности управлять процессом осадкообразования и свойствами получаемого в пласте закупоривающего материала в заданной области неоднородного пласта при существующих термобарических условиях, а также высокая коррозионная активность сульфата алюминия. The disadvantage of this method is the low efficiency of oil displacement by thickness and area of the reservoir due to its non-selectivity in the development of a heterogeneous formation, due to the inability to control the sedimentation process and the properties of the plugging material obtained in the formation in a given region of the heterogeneous formation under existing thermobaric conditions, as well as high corrosivity aluminum sulfate.
Известные способы разработки нефтяной залежи, основанные на закачке полимерных гелеобразующих составов в виде водных растворов, не позволяют: во-первых, использовать полимеры с концентрацией более 1%, так как из-за высокой вязкости их невозможно закачать в пласт; во-вторых, водные растворы полимеров в процессе приготовления подвержены деструкции (окислительной, биохимической, механической), в результате чего они теряют свои тампонирующие свойства; в-третьих, процесс приготовления растворов трудоемок и не всегда удается получить однородный раствор. А самое главное, закачка полимера в виде раствора нередко приводит к уменьшению абсолютной величины приемистости малопродуктивных интервалов, вследствие попадания в них раствора. А это отрицательно влияет на интенсивность отбора нефти из этих интервалов, то есть замедляются темпы отбора нефти и жидкости по участку. При этом снижается не только коэффициент охвата вытеснения по мощности пласта, но и снижается коэффициент нефтеизвлечения. Known methods for developing an oil deposit, based on the injection of polymer gelling compositions in the form of aqueous solutions, do not allow: first, to use polymers with a concentration of more than 1%, since due to their high viscosity it is impossible to pump them into the reservoir; secondly, aqueous polymer solutions in the process of preparation are subject to destruction (oxidative, biochemical, mechanical), as a result of which they lose their plugging properties; thirdly, the process of preparing solutions is laborious and it is not always possible to obtain a homogeneous solution. And most importantly, the injection of polymer in the form of a solution often leads to a decrease in the absolute magnitude of the injectivity of unproductive intervals, due to the ingress of a solution into them. And this negatively affects the intensity of oil withdrawal from these intervals, that is, the rate of oil and liquid withdrawal in the area slows down. At the same time, not only the displacement coverage coefficient by reservoir power is reduced, but also the oil recovery coefficient is reduced.
Целью изобретения является повышение эффективности способа разработки неоднородного нефтяного пласта путем увеличения охвата заводнением неоднородных по толщине и по площади интервалов пласта и как следствие увеличение нефтеотдачи пласта и ограничение отбора воды на участке нефтяной залежи. The aim of the invention is to increase the efficiency of the method of developing a heterogeneous oil reservoir by increasing the coverage by waterflooding of reservoir intervals that are heterogeneous in thickness and area, and as a result, an increase in oil recovery and limiting water withdrawal in the oil reservoir.
Поставленная цель достигается тем, что в способе, включающем закачку в закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли многовалентного металла, полимерного раствора с последующим нагнетанием вытесняющего агента, отличающийся тем, что раствор соли многовалентного металла закачивают одновременно с полимером, а перед или/и в момент, или/и после их закачки подают добавки, при этом пропорции, дисперсность и консистентность раствора соли, полимера и добавок определяют в зависимости от параметров пласта и свойств пластовых флюидов, а закачку производят в заданную область неоднородного пласта при оптимальных технологических параметрах, при этом регистрируют динамику изменения технологических параметров, определяют область проникновения закачиваемого раствора, а при достижении раствором заданной области неоднородного пласта закачивают раствор осадкообразующих компонентов при оптимальных технологических параметрах в зависимости от параметров пласта, свойств пластовых флюидов и закачанного раствора соли многовалентного металла с полимером и добавками, процесс продолжают или/и повторяют до обеспечения требуемой приемистости скважины по вытесняющему агенту или/и по воде, или/и по нефти, или/и по газу. This goal is achieved in that in a method comprising injecting into an injection through an injection well an aqueous solution of a multivalent metal salt, a polymer solution, followed by injection of a displacing agent, characterized in that the multivalent metal salt solution is injected simultaneously with the polymer, and before and / or additives are supplied at the moment, or / and after their injection, while the proportions, dispersion and consistency of the salt solution, polymer and additives are determined depending on the parameters of the formation and the properties of the formation fluids, and injection is carried out in a given region of a heterogeneous reservoir with optimal technological parameters, while the dynamics of changes in technological parameters are recorded, the penetration area of the injected solution is determined, and when the solution reaches a given region of a heterogeneous reservoir, a solution of sediment-forming components is pumped at optimal technological parameters depending on the parameters of the reservoir , properties of reservoir fluids and injected multivalent metal salt solution with polymer and additives E, the process is continued and / or repeated to provide the desired pick-up hole for displacing agent and / or water, and / or oil, and / or gas.
В качестве соли многовалентного металла используют галогениды или/и нитраты кальция и/или галогениды или/и нитраты бария. As the salt of the multivalent metal, halides and / or calcium nitrates and / or halides and / or barium nitrates are used.
В качестве полимера используют полиакриламид или/и карбоксиметилцеллюлозу, или/и метилцеллюлозу. As the polymer, polyacrylamide and / or carboxymethyl cellulose and / or methyl cellulose are used.
В качестве добавок используют сшиватель или/и ПАВ-диспергатор, или/и бактерицид, или/и водопоглощающий агент, или/и наполнитель, или/и адсорбенты, и/или коллоидные растворы, и/или цемент, и/или водонефтяную эмульсию, или/и ингибитор коррозии, или/и водный раствор щелочи. As additives, a crosslinker or / and a surfactant dispersant, or / and a bactericide, or / and a water-absorbing agent, or / and a filler, and / or adsorbents, and / or colloidal solutions, and / or cement, and / or an oil-water emulsion, are used, and / or a corrosion inhibitor; and / or an aqueous solution of alkali.
В качестве сшивателя используют бихроматы калия или/и бихроматы натрия, или/и хромкалиевые квасцы, или/и алюмокалиевые квасцы. As a crosslinker, potassium dichromates or / and sodium dichromates, or / and potassium chromium alum, and / or potassium alum.
В качестве ПАВ-диспергатора используют полигликолиевые эфиры жирных спиртов или алкилфенолов. Polyglycolic esters of fatty alcohols or alkyl phenols are used as a surfactant dispersant.
В качестве бактерицида и ингибитора коррозии используют биоцид ХПБ-001. As a bactericide and a corrosion inhibitor, the CPB-001 biocide is used.
В качестве водопоглощающего агента используют раствор хлористого кальция или/и гликоли, или/и спирты, или/и ацетон. В качестве наполнителя используют бентонитовый глинопорошок или/и древесную муку. As a water-absorbing agent, a solution of calcium chloride or / and glycols, or / and alcohols, and / or acetone is used. Bentonite clay powder and / or wood flour are used as filler.
В качестве адсорбентов к стенкам поровых каналов породы используют нефти или/и вязкие нефти, или/и суспензии естественных смол, или/и асфальтенов, или/и парафинов, содержащихся в вязкой нефти или полученных искусственным образом, или/и смеси нефти с мазутом, или/и битумные растворы, или/и гидрофобно-эмульсионные растворы "вода-нефть". As adsorbents to the walls of the pore channels of the rock, oils and / or viscous oils, and / or suspensions of natural resins, and / or asphaltenes, and / or paraffins contained in viscous oil or obtained artificially, and / or a mixture of oil with fuel oil are used, and / or bituminous solutions, and / or hydrophobic-emulsion water-oil solutions.
В качестве коллоидных растворов используют соли, с течением времени превращающиеся в гели - жидкое стекло + соляная кислота или жидкое стекло + хлористый кальций. As colloidal solutions, salts are used that, over time, turn into gels - liquid glass + hydrochloric acid or liquid glass + calcium chloride.
В качестве цемента используют цемент на водной или/и на нефтяной основе, схватывающий и затвердевающий в результате гидратации. As cement, water-based and / or oil-based cement is used, which sets and hardens as a result of hydration.
Для изоляции вод заданную область неоднородного пласта определяют по геологической модели пласта или/и гидродинамической модели пласта, или/и предварительной закачкой радиоактивных веществ в растворах - цинк, цирконий, железо, или/и геофизическими исследованиями, или/и индикаторными методами, или/и методами гидропрослушивания скважин, или/и по корреляции технологических параметров нагнетательной скважины с технологическими параметрами взаимодействующих добывающих скважин. To isolate water, a given region of a heterogeneous formation is determined by the geological model of the formation and / or the hydrodynamic model of the formation, and / or preliminary injection of radioactive substances in solutions - zinc, zirconium, iron, and / or geophysical studies, and / or indicator methods, and / or methods of hydraulic listening of wells, and / or by correlation of the technological parameters of the injection well with the technological parameters of the interacting production wells.
В качестве вытесняющего агента используют пресную или/и подтоварную воду, или/и газ. As a displacing agent, fresh and / or commercial water or / and gas are used.
В качестве осадкообразующих компонентов используют водные растворы сульфатов или/и фосфатов, или/и карбонатов натрия и/или сульфатов или/и фосфатов, или/и карбонатов калия, и/или сульфатов или/и фосфатов, или/и карбонатов аммония, и/или гидрооксидов натрия или/и гидрооксидов калия, или/и гидрооксидов аммония, и/или сульфатный рассол. As precipitating components use aqueous solutions of sulfates and / or phosphates, and / or sodium carbonates and / or sulfates and / or phosphates, and / or potassium carbonates, and / or sulfates and / or phosphates, and / or ammonium carbonates, and / or sodium hydroxides and / or potassium hydroxides, and / or ammonium hydroxides, and / or sulfate brine.
Полимер и сшиватель подают в раствор соли многовалентного металла в соотношении 2-40:1. The polymer and the crosslinker are fed into a solution of a multivalent metal salt in a ratio of 2-40: 1.
Взаимодействующие скважины выявляют по корреляции технологических параметров: для нагнетательной скважины - давление и/или расход, и/или физико- химические свойства вытесняющего агента, для добывающих скважин - дебит или/и пластовое давление в зоне отбора, или/и забойное давление, или/и динамический уровень, и/или буферное давление, и/или межтрубное давление, или/и обводненность добываемой продукции, и/или физико-химические свойства добываемой продукции. Interacting wells are identified by correlation of technological parameters: for the injection well - pressure and / or flow rate, and / or physicochemical properties of the displacing agent, for producing wells - flow rate and / or reservoir pressure in the production zone, or / and bottomhole pressure, or / and dynamic level, and / or buffer pressure, and / or annular pressure, and / or water cut of the produced product, and / or physicochemical properties of the produced product.
Оптимальные технологические параметры нагнетательной скважины устанавливают и изменяют в зависимости от технологических параметров взаимодействующих с ней добывающих скважин - забойное давление в нагнетательной скважине должно быть больше забойного давления в добывающих скважинах не менее чем на 30%. The optimal technological parameters of the injection well are set and changed depending on the technological parameters of the producing wells interacting with it - the bottomhole pressure in the injection well must be at least 30% more than the bottomhole pressure in the producing wells.
Непосредственно до и/или в момент закачки раствора соли многовалентного металла во взаимодействующих добывающих скважинах максимально снижают забойное давление. Immediately prior to and / or at the time of injection of the multivalent metal salt solution in the interacting production wells, the bottomhole pressure is minimized.
После закачки водного раствора соли с полимером и сшивателя создают пульсации давления в нагнетательной и/или взаимодействующих добывающих скважинах. After injection of an aqueous solution of a salt with a polymer and a crosslinker, pressure pulsations are created in the injection and / or interacting production wells.
При закачке водного раствора соли в нагнетательные скважины, в высоко обводненные взаимодействующие с нагнетательной скважиной добывающие скважины ведут закачку гидрофобизирующего раствора. When an aqueous solution of salt is injected into injection wells, into highly flooded production wells interacting with the injection well, hydrophobizing solution is injected.
При или/и после закачки раствора в пласт на него воздействуют акустическими и/или электромагнитными, и/или вибросейсмическим колебаниями. When and / or after injection of the solution into the formation, it is affected by acoustic and / or electromagnetic and / or vibroseismic vibrations.
Рассол сульфатный, согласно ТУ 113-04-69-180-89, содержит сульфат натрия до 75г/л, хлористый натрий более 250 г/л, pH раствора 7,5-9. Sulfate brine, according to TU 113-04-69-180-89, contains sodium sulfate up to 75g / l, sodium chloride more than 250 g / l, the pH of the solution is 7.5-9.
Биоцид ХПБ-001 предназначен для борьбы с аэробными или сульфатредуцирующими бактериями, вызывающими биокоррозию нефтепромыслового оборудования. Основные физические свойства:
Удельный вес - 0,8-0,85 г/см3;
Температура застывания не выше - минус 30oC;
Вязкость при температуре 20oC не более - 50 мм2/с.The KhPB-001 biocide is designed to combat aerobic or sulfate-reducing bacteria that cause bio-corrosion of oilfield equipment. The main physical properties:
The specific gravity is 0.8-0.85 g / cm 3 ;
The pour point is not higher - minus 30 o C;
Viscosity at a temperature of 20 o C no more than 50 mm 2 / s.
Изобретение реализуется следующим образом. The invention is implemented as follows.
В пласт через нагнетательную скважину закачивают водопоглащающий агент для устранения преждевременного растворения и набухания полимера, затем закачивают концентрированный раствор соли многовалентного металла, содержащий в диспергированном виде полимер и сшиватель, диспергатор, бактерицид. В концентрированном растворе галогенида или нитрата кальция, и/или галогенида или нитрата бария полимер и сшиватель не растворяются, и смесь в присутствии диспергатора представляет собой устойчивый дисперсный раствор твердых частиц полимера и сшивателя в жидком растворе соли. Тампонирующие свойства закачиваемого раствора регулируют изменением пропорции, дисперсности и консистентности добавок в зависимости от параметров пласта и свойств пластовых флюидов. Закачку раствора осуществляют в заданную область неоднородного пласта. A water absorbing agent is pumped into the formation through the injection well to eliminate premature dissolution and swelling of the polymer, then a concentrated solution of a multivalent metal salt is pumped, containing in a dispersed form a polymer and a crosslinker, dispersant, bactericide. In a concentrated solution of calcium halide or halide and / or barium halide or nitrate, the polymer and crosslinker are not dissolved, and the mixture in the presence of a dispersant is a stable dispersed solution of solid particles of the polymer and crosslinker in a salt solution. The plugging properties of the injected solution are controlled by changing the proportion, dispersion and consistency of additives depending on the parameters of the formation and the properties of the formation fluids. The injection of the solution is carried out in a predetermined region of the heterogeneous formation.
В неоднородном пласте закачиваемый дисперсный раствор полимера проникает и заполняет трещины, существующие в высокопроницаемых интервалах пласта в прискважинной зоне нагнетательных скважин путем адсорбции полимера на поверхности породы. При разбавлении солевого раствора слабоминерализованной пластовой водой, а также его замещения закачиваемой водой, происходит постепенное растворение полимера и сшивателя, в результате чего происходит "сшивка" раствора полимера катионами Cr6+ или Cr3+ или Al3+ в пластовых условиях с образованием высокопрочного резиноподобного структурированного геля.In an inhomogeneous formation, the injected dispersed polymer solution penetrates and fills the cracks existing in the highly permeable intervals of the formation in the near-well zone of injection wells by adsorption of the polymer on the rock surface. When the saline solution is diluted with weakly mineralized formation water, as well as it is replaced by injected water, the polymer and the crosslinker gradually dissolve, resulting in a “crosslinking” of the polymer solution with Cr 6+ or Cr 3+ or Al 3+ cations under formation conditions with the formation of a high-strength rubber-like structured gel.
Кроме того, полимер при разбавлении водой претерпевает эффект полиэлектролитного набухания и сорбции полимера в пористой среде. Эффект полиэлектролитного набухания заключается в резком увеличении вязкости полимерного раствора при контакте с водой, а процесс сорбции связан с адсорбцией полимера на поверхности поровых каналов и уменьшении их эффективного радиуса, а также с механической кольматацией пор полимерными ассоциатами, которые образуются в водных растворах при концентрации полимера более 0,5%, при этом размеры образующихся ассоциатов составляют более 1 - 3 мкм, что соизмеримо с размерами поровых каналов. Фактор остаточного сопротивления для воды при использовании полимера с концентрацией более 0,5% возрастает в десятки раз. In addition, when diluted with water, the polymer undergoes the effect of polyelectrolyte swelling and sorption of the polymer in a porous medium. The effect of polyelectrolyte swelling consists in a sharp increase in the viscosity of the polymer solution upon contact with water, and the sorption process is associated with the adsorption of the polymer on the surface of the pore channels and a decrease in their effective radius, as well as with the mechanical colmatation of the pores with polymer associates that form in aqueous solutions at a polymer concentration of more 0.5%, while the dimensions of the formed associates are more than 1-3 microns, which is comparable with the size of the pore channels. The residual resistance factor for water when using a polymer with a concentration of more than 0.5% increases tenfold.
Закачиваемый раствор соли многовалентного металла выполняет функцию носителя полимера и сшивателя, является одновременно осадкообразующим компонентом, который до начала гелеобразования полимера фильтруется в поровые каналы как высоко-, так и низкопроницаемых сред. The injected solution of a multivalent metal salt serves as a polymer carrier and a crosslinker, is simultaneously a precipitating component, which is filtered into the pore channels of both high- and low-permeability media prior to gelation of the polymer.
Далее закачивается водный раствор:
сульфатов или фосфатов, или карбонатов щелочных металлов, или сульфатов, или фосфатов, или карбонатов аммония.Next, an aqueous solution is pumped:
sulfates or phosphates, or alkali metal carbonates, or sulfates, or phosphates, or ammonium carbonates.
Указанный раствор при контакте с раствором многовалентного металла реагирует в пласте с образованием нерастворимых в воде осадков, а именно:
сульфатов кальция или сульфатов бария при закачке сульфатов щелочных металлов или сульфатов аммония;
фосфатов кальция или фосфатов бария при закачке фосфатов щелочных металлов или фосфатов аммония;
карбонатов кальция или карбонатов бария - карбонатов щелочных металлов или аммония.The specified solution in contact with a solution of a multivalent metal reacts in the formation with the formation of water-insoluble sediments, namely:
calcium sulfates or barium sulfates during the injection of alkali metal sulfates or ammonium sulfates;
calcium phosphates or barium phosphates during the injection of alkali metal phosphates or ammonium phosphates;
calcium carbonates or barium carbonates - alkali metal or ammonium carbonates.
Образующиеся осадки являются кристаллическими веществами. Образование кристаллических осадков в отличие от аморфных - гидроокись кальция - связано со временем роста кристаллов, поэтому осадок выпадает на некотором удалении от зоны смешения, то есть от ствола скважины. Precipitates formed are crystalline substances. The formation of crystalline precipitates, in contrast to amorphous precipitates - calcium hydroxide - is associated with the growth time of the crystals, therefore, the precipitate falls at a certain distance from the mixing zone, that is, from the wellbore.
Это приводит не только к блокированию порового пространства промытых интервалов пласта в призабойной зоне скважины, но и также к торможению скоростей фильтрации воды в этих интервалах на возможно большем удалении от нагнетательной скважины, то есть устраняется неоднородность пласта не только по толщине, но и по площади на заранее заданном расстоянии. Эффективность смешения компонентов в пласте повышается при создании пульсации давления в нагнетательной и/или взаимодействующих добывающих скважинах методом мгновенной депрессии на пласт. This leads not only to blocking the pore space of the washed intervals of the formation in the bottomhole zone of the well, but also to inhibition of the water filtration rates in these intervals as far as possible from the injection well, that is, the heterogeneity of the formation is eliminated not only in thickness but also in area on predetermined distance. The efficiency of mixing the components in the formation is increased by creating pressure pulsations in the injection and / or interacting production wells by the method of instant depression on the formation.
Таким образом, в результате закачек дисперсного раствора полимера и добавок в растворе соли многовалентного металла и раствора сульфатов или фосфатов, или карбонатов щелочных металлов или аммония будет образовываться осадок в заданной области неоднородного пласта, состоящий из сшитого полимера и нерастворимых в воде сульфатов или фосфатов, или карбонатов кальция или бария, обладающий высокими тампонирующими свойствами. Thus, as a result of injections of a dispersed polymer solution and additives in a multivalent metal salt solution and a solution of sulfates or phosphates, or alkali metal or ammonium carbonates, a precipitate will form in a given region of the heterogeneous formation, consisting of a crosslinked polymer and water-insoluble sulfates or phosphates, or calcium or barium carbonates with high plugging properties.
В качестве вытесняющего агента используют воду. As a displacing agent, water is used.
Предлагаемый способ исключает использование коррозионно-активных компонентов, более того для борьбы с аэробными и сульфатредуцирующими бактериями, вызывающими биокоррозию нефтепромыслового оборудования, предусматривает использование бактерицида. The proposed method eliminates the use of corrosive components, moreover, to combat aerobic and sulfate-reducing bacteria that cause biocorrosion of oilfield equipment, involves the use of a bactericide.
Для оценки тампонирующих свойств осадкообразующей полимерной композиции и последующего вытеснения нефти по предлагаемому способу были проведены в лабораторных условиях исследования на естественных кернах пласта по известным методикам. Результаты исследований приведены в таблице 1. To assess the plugging properties of the sediment-forming polymer composition and the subsequent displacement of oil by the proposed method, laboratory tests were conducted on natural core cores by known methods. The research results are shown in table 1.
Как видно из таблицы 1, в предлагаемом способе после обработки кернов их проницаемость по воде практически исключается. As can be seen from table 1, in the proposed method, after processing the cores, their water permeability is practically eliminated.
При реализации способа на месторождении закачку ведут в одну или несколько нагнетательных скважин. When implementing the method at the field, injection is carried out into one or more injection wells.
Для осуществления технологии используют стандартное оборудование. To implement the technology using standard equipment.
В скважину закачивают 0,5-1,0 м3 раствора хлористого кальция (d = 1,18 г/м3), затем через эжекторную систему закачивают дисперсный раствор 20 м3 хлористого кальция (d = 1,18 г/см3), содержащего 100-400 кг полиакриламида, 10-50 кг бихромата калия, 10 кг неонола АФ9-12, 6 кг биоцида, затем - буфер из технической воды (V = 10-15 м3), далее закачивают раствор сульфата натрия с концентрацией 13% в объеме 40 м3. Затем нагнетают вытесняющий агент, в качестве которого используют воду.0.5-1.0 m 3 calcium chloride solution (d = 1.18 g / m 3 ) is pumped into the well, then a dispersed solution of 20 m 3 calcium chloride (d = 1.18 g / cm 3 ) is pumped through the ejector system containing 100-400 kg of polyacrylamide, 10-50 kg of potassium dichromate, 10 kg of neonol AF 9-12 , 6 kg of biocide, then a buffer from industrial water (V = 10-15 m 3 ), then sodium sulfate solution with a concentration of 13% in a volume of 40 m 3 . Then a displacing agent is injected, which is used as water.
При необходимости в зависимости от приемистости скважины процесс повторяется 2-4 раза. Каждый последующий цикл аналогичен первому циклу. В случае достижения снижения приемистости скважины на 30-40% от первоначального значения закачка прекращается. If necessary, depending on the injectivity of the well, the process is repeated 2-4 times. Each subsequent cycle is similar to the first cycle. If the well injectivity is reduced by 30-40% of the initial value, the injection stops.
Из промысловой практики проведения работ по регулированию профиля приемистости нагнетательных скважин тампонирующими материалами установлено, что снижение приемистости скважин более чем на 1/3 приводит к снижению темпов отбора жидкости из взаимодействующих добывающих скважин. Это приводит к тому, что потери в добыче нефти из-за снижения отборов жидкости не компенсируются дополнительной нефтью, полученной в результате ограничения отбора воды на участке, после проведения аналогичных работ увеличение коэффициента нефтеотдачи пласта сопровождается снижением объема добываемой нефти. From the field practice of adjusting the injectivity profile of injection wells with plugging materials, it has been established that a decrease in injectivity of wells by more than 1/3 leads to a decrease in the rate of fluid withdrawal from interacting production wells. This leads to the fact that losses in oil production due to a decrease in liquid withdrawals are not compensated by additional oil obtained as a result of limiting water withdrawal at the site, after similar work, an increase in the oil recovery coefficient is accompanied by a decrease in the volume of oil produced.
По предлагаемому способу с целью увеличения нефтеотдачи пластов и ограничения отбора воды были проведены закачки на Самотлорском месторождении на 15 нагнетательных скважинах (преимущественно в пласт AB4-5). В качестве примера в таблицах 2, 3 представлены результаты испытаний технологии по предлагаемому способу (в таблице 2 - по нагнетательным скважинам, в таблице 3 - по взаимодействующим с ними добывающим скважинам).According to the proposed method, with the aim of increasing oil recovery and limiting water withdrawal, injection was carried out at the Samotlor field at 15 injection wells (mainly into the AB 4-5 formation). As an example, tables 2, 3 show the results of testing the technology of the proposed method (table 2 for injection wells, table 3 for producing wells interacting with them).
Как видно из таблицы 2, в результате закачек осадкообразующий полимерной композиции (ОПК) приемистость нагнетательных скважин снизилась на 37-44%. As can be seen from table 2, as a result of injections, the sediment-forming polymer composition (OPK) injectivity of injection wells decreased by 37-44%.
Как видно из таблицы 3, через 2 месяца после закачки ОПК накопленная добыча нефти за месяц по группе взаимодействующих скважин увеличилась более чем на 200 т, а обводненность по двум скважинам уменьшилась на 7-9%. As can be seen from table 3, 2 months after the injection of the oil production complex, the cumulative oil production per month for the group of interacting wells increased by more than 200 tons, and the water cut for two wells decreased by 7-9%.
Предлагаемый способ позволяет повысить нефтеотдачу неоднородного пласта на поздней стадии разработки и ограничить отбор воды на участке нефтяной залежи путем увеличения охвата заводнением неоднородных интервалов пласта по толщине и по площади. The proposed method allows to increase oil recovery of a heterogeneous formation at a late stage of development and to limit water withdrawal in the oil reservoir by increasing the coverage by waterflooding of heterogeneous intervals of the formation in thickness and area.
Claims (22)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99116770/03A RU2167280C2 (en) | 1999-08-06 | 1999-08-06 | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99116770/03A RU2167280C2 (en) | 1999-08-06 | 1999-08-06 | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2167280C2 true RU2167280C2 (en) | 2001-05-20 |
Family
ID=20223350
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99116770/03A RU2167280C2 (en) | 1999-08-06 | 1999-08-06 | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2167280C2 (en) |
Cited By (7)
| 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 |
| RU2467156C2 (en) * | 2010-10-29 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Method of bottom-hole region lining |
| RU2494228C1 (en) * | 2012-03-11 | 2013-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Preparation method of composition for isolation of lost-circulation zones in well |
| RU2535538C1 (en) * | 2013-07-19 | 2014-12-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Acid treatment of carbonate seam |
| RU2542000C1 (en) * | 2013-11-27 | 2015-02-20 | Сергей Семенович Демичев | Procedure for increase of producing ability of wells (versions) |
| RU2721917C1 (en) * | 2019-08-07 | 2020-05-25 | Александр Яковлевич Соркин | Method for selective isolation of high-permeability intervals of a formation |
| RU2789897C1 (en) * | 2022-09-13 | 2023-02-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing a heterogeneous oil reservoir |
-
1999
- 1999-08-06 RU RU99116770/03A patent/RU2167280C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2467156C2 (en) * | 2010-10-29 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Method of bottom-hole region lining |
| RU2454448C1 (en) * | 2010-11-10 | 2012-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Самараойл" | Reagent for treating oil reservoir and method of using said reagent |
| RU2494228C1 (en) * | 2012-03-11 | 2013-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Preparation method of composition for isolation of lost-circulation zones in well |
| RU2535538C1 (en) * | 2013-07-19 | 2014-12-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Acid treatment of carbonate seam |
| RU2542000C1 (en) * | 2013-11-27 | 2015-02-20 | Сергей Семенович Демичев | Procedure for increase of producing ability of wells (versions) |
| RU2721917C1 (en) * | 2019-08-07 | 2020-05-25 | Александр Яковлевич Соркин | Method for selective isolation of high-permeability intervals of a formation |
| RU2793709C1 (en) * | 2022-02-21 | 2023-04-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Сервисная компания Нефтеотдача" | Method for increasing oil recovery of formations |
| RU2789897C1 (en) * | 2022-09-13 | 2023-02-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing a heterogeneous oil reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2014249329B2 (en) | Methods of designing a drilling fluid having suspendable loss circulation material | |
| US3747681A (en) | Hydraulic fracturing process using polyethylene oxide based fracturing fluid | |
| EP2398866B1 (en) | Defluidizing lost circulation pills | |
| EP2528985B1 (en) | Nanofibrillar cellulose for oilfield applications | |
| CN1064729A (en) | Increase the method that liquid hydrocarbon reclaims | |
| RU2285785C1 (en) | Injectivity profile control method for injection well and water influx restriction method for producing well | |
| EP1980604A1 (en) | Plugging of high permeability regions of subterranean formations | |
| US20140076570A1 (en) | Methods of Treating Long-Interval and High-Contrast Permeability Subterranean Formations with Diverting Fluids | |
| US20200002603A1 (en) | Acid diversion in naturally fractured formations | |
| US7032669B2 (en) | Compositions and methods for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids | |
| RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
| US10479930B2 (en) | Organic acid fracturing fluid composition | |
| RU2279540C1 (en) | Method for non-uniform oil pool development control | |
| US11384281B2 (en) | Methods for preparing invert emulsions using dibasic ester solvents | |
| RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
| RU2322582C2 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
| RU2302519C2 (en) | Method for watered non-uniform oil reservoir permeability treatment | |
| RU2134342C1 (en) | Method of additionally displacing residual oil | |
| CA1106162A (en) | Process for reducing water influx into gas or oil producing wells | |
| RU2361898C1 (en) | Composition for regulating permeability of water flushed intervals of oil reservoir | |
| RU2202689C2 (en) | Way to insulate water in creviced formations | |
| RU2058479C1 (en) | Gel-forming composition to increase production of crude oil from inhomogeneous strata | |
| RU2217575C2 (en) | Way to seal off flooded sections of formation | |
| RU2168005C2 (en) | Method of control of nonuniform oil pool development | |
| RU2117144C1 (en) | Method for recovery of residual oil |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040807 |