RU2186958C1 - Method of isolation of formation high-permeability intervals - Google Patents
Method of isolation of formation high-permeability intervals Download PDFInfo
- Publication number
- RU2186958C1 RU2186958C1 RU2001111398A RU2001111398A RU2186958C1 RU 2186958 C1 RU2186958 C1 RU 2186958C1 RU 2001111398 A RU2001111398 A RU 2001111398A RU 2001111398 A RU2001111398 A RU 2001111398A RU 2186958 C1 RU2186958 C1 RU 2186958C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- injection
- isolation
- aqueous solution
- injected
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции высокопроницаемых интервалов пласта в нагнетательных и добывающих скважинах. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for isolating highly permeable formation intervals in injection and production wells.
Известен способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта, включающий последовательную закачку разделенных буферной оторочкой пресной воды раствора силиката натрия и минерализованной воды, содержащей соли двухвалентных щелочно-земельных металлов (например, хлористого кальция) [1]. A known method of isolating highly permeable intervals of the formation, including the sequential injection of a solution of sodium silicate and mineralized water containing salts of divalent alkaline-earth metals (eg, calcium chloride) separated by a buffer rim of fresh water [1].
Недостатком известного способа является низкая продолжительность эффекта изоляции из-за невысоких тампонирующих свойств образующегося в пласте осадка. The disadvantage of this method is the low duration of the insulation effect due to the low plugging properties of the sediment formed in the formation.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта, включающий последовательную закачку в буферах пресной воды оторочек полимерсиликатного раствора соли поливалентного металла [2]. Closest to the invention in technical essence is a method of isolating highly permeable intervals of the formation, including the sequential injection in fresh water buffers of the rims of a polymersilicate solution of a salt of a polyvalent metal [2].
Недостатками известного технического решения являются относительно низкие прочностные характеристики тампонирующей массы и наличие синерезиса, т.е. объем образующегося осадка уменьшается во времени, что приводит к снижению длительности эффекта изоляции и прорыву воды к забоям добывающих скважин. The disadvantages of the known technical solutions are the relatively low strength characteristics of the plugging mass and the presence of syneresis, i.e. the volume of sludge formed decreases over time, which leads to a decrease in the duration of the insulation effect and a breakthrough of water to the faces of production wells.
В изобретении решается задача повышения эффективности изоляции высокопроницаемых интервалов пласта за счет повышения прочностных характеристик тампонирующей массы, снижения ее синерезиса во времени и увеличения длительности эффекта изоляции. The invention solves the problem of increasing the efficiency of isolation of highly permeable intervals of the reservoir by increasing the strength characteristics of the plugging mass, reducing its syneresis in time and increasing the duration of the insulation effect.
Задача решается тем, что в способе изоляции высокопроницаемых интервалов пласта, включающем последовательную закачку в буферах пресной воды оторочек полимерсиликатного раствора и водного раствора соли поливалентного металла, оторочку полимерсиликатного раствора закачивают в виде смеси 0,05-0,1%-го раствора камцела с 5-10%-ым раствором силиката натрия, взятых в соотношении 1: 1, а оторочку водного раствора соли поливалентного металла закачивают в виде водного раствора хлористого кальция плотностью 1,05-1,1 г/см3, при этом закачку оторочек растворов осуществляют в равных объемах, 5-200 м3 каждый, до снижения приемистости скважины не более чем на 50%, с дополнительной продавкой в объеме не ниже 40% от объема оторочки растворов.The problem is solved in that in the method for isolating highly permeable intervals of the formation, which includes sequential injection of polymeric silicate solution rims and an aqueous solution of a polyvalent metal salt in fresh water buffers, the polymer solution silicate rim is injected in the form of a mixture of a 0.05-0.1% stone solution with 5 -10% sodium silicate solution, taken in the ratio 1: 1, and the rim of the aqueous solution of polyvalent metal salts is pumped in the form of an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1.05-1.1 g / cm 3 , while the injection of the rims of the solution The ditch is carried out in equal volumes, 5-200 m 3 each, until the well injectivity is reduced by no more than 50%, with additional sales in the amount of not less than 40% of the volume of the rim of the solutions.
Существенными признаками изобретения являются:
- закачка оторочки полимерсиликатного раствора;
- закачка оторочки водного раствора соли поливалентного металла;
- последовательная закачка в буферах пресной воды оторочек вышеописанных растворов;
- закачка оторочки полимер-силикатного раствора в виде смеси 0,05-0,1%-го раствора камцела с 5-10%-ым раствором силиката натрия, взятых в соотношении 1:1;
- закачка оторочки водного раствора соли поливалентного металла в виде водного раствора хлористого кальция плотностью 1,05-1,1 г/см3;
- закачка оторочек растворов осуществляется в равных объемах, 5-200 м3 каждый, до снижения приемистости скважины не более чем на 50%;
- закачка оторочек растворов с дополнительной продавкой в объеме не ниже 40% от объема оторочки раствора.The essential features of the invention are:
- injection rims of polymer silicate solution;
- injection rims of an aqueous solution of a salt of a polyvalent metal;
- sequential injection in fresh water buffers of the rims of the above solutions;
- injection of the edges of the polymer-silicate solution in the form of a mixture of a 0.05-0.1% solution of camphor with a 5-10% solution of sodium silicate, taken in a ratio of 1: 1;
- injection rims of an aqueous solution of a salt of a polyvalent metal in the form of an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1.05-1.1 g / cm 3 ;
- the injection of the rims of the solutions is carried out in equal volumes, 5-200 m 3 each, to reduce the injectivity of the well by no more than 50%;
- injection of rims of solutions with additional sales in the amount of not less than 40% of the volume of the rims of the solution.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-8 являются существенными отличительными признаками изобретения. Signs 1-3 are common with the prototype, signs 4-8 are the salient features of the invention.
Последовательную закачку оторочек камцелсиликатной смеси и водного раствора хлористого кальция осуществляют чередующимися порциями с целью увеличения количества зон смешения и соответственно объема тампонирующей массы, образующейся в результате взаимодействия камцелсиликатной смеси и водного раствора хлористого кальция. The sequential injection of the rims of the camcelsilicate mixture and the aqueous solution of calcium chloride is carried out in alternating portions in order to increase the number of mixing zones and, accordingly, the volume of the plugging mass resulting from the interaction of the camcelsilicate mixture and the aqueous solution of calcium chloride.
Объемы оторочек реагентов в буферах пресной воды, а также суммарный объем закачиваемых растворов подбираются, исходя из конкретной геологической характеристики скважины, текущего состояния разработки участка залежи и требуемого радиуса обработки. The volumes of the edges of the reagents in fresh water buffers, as well as the total volume of injected solutions are selected based on the specific geological characteristics of the well, the current state of development of the reservoir area and the required treatment radius.
При разработке нефтяных залежей с неоднородными коллекторами путем заводнения происходит преждевременный прорыв закачиваемой воды по высокопроницаемым интервалам в нефтедобывающие скважины. Это приводит к снижению эффективности вытеснения нефти водой и к снижению нефтеотдачи пласта. Для борьбы с прорывом воды по высокопроницаемым интервалам пласта проводят работы по изоляции этих интервалов в нагнетательных и добывающих скважинах. Однако эффект от проведения работ непродолжителен, что приводит к прорыву воды к забоям добывающих скважин и снижению текущей нефтеотдачи пласта. When developing oil deposits with heterogeneous reservoirs by flooding, premature breakthrough of injected water occurs at highly permeable intervals in oil producing wells. This leads to a decrease in the efficiency of oil displacement by water and to a decrease in oil recovery. To combat water breakthrough at high permeability intervals of the reservoir, work is carried out to isolate these intervals in injection and production wells. However, the effect of the work is short, which leads to a breakthrough of water to the bottom of production wells and a decrease in the current oil recovery.
Из промысловой практики известно, что при снижении в процессе обработки приемистости нагнетательной скважины более чем на 50% происходит заметное снижение темпов отбора жидкости из окружающих добывающих скважин. В связи с этим возможны случаи, когда потери в добыче нефти из-за снижения отбора жидкости не компенсируется дополнительной нефтью, полученной в результате снижения обводненности по объекту, т.е. увеличение коэффициента нефтеотдачи сопровождается снижением текущей добычи нефти. Вследствие этого, в процессе обработки не следует снижать приемистость скважины более чем на 50%. Из промысловой практики также известно, что при обработке добывающей скважины, после закачки водоизолирующего материала в пласт, необходимо провести его продавку. Объем продавки должен быть не меньше, чем 40% от объема закачанной композиции, т.к. в добывающей скважине возможно попадание изолирующего материала в низкопроницаемые нефтенасыщенные интервалы и требуется восстановить гидродинамическую связь с пластом, а в нагнетательной скважине продавка изолирующего материала вглубь пласта способствует увеличению его охвата по площади. It is known from field practice that when the injection well injectivity is reduced by more than 50% during processing, there is a noticeable decrease in the rate of fluid withdrawal from the surrounding producing wells. In this regard, there may be cases when the loss in oil production due to a decrease in liquid withdrawal is not compensated by additional oil obtained as a result of a decrease in water cut at the facility, i.e. an increase in oil recovery is accompanied by a decrease in current oil production. As a result of this, the injection rate of the well should not be reduced by more than 50% during processing. It is also known from field practice that when processing a producing well, after pumping a water-insulating material into the formation, it is necessary to sell it. The sales volume should be no less than 40% of the volume of the downloaded composition, because in the producing well, insulating material may fall into low-permeable oil-saturated intervals and it is necessary to restore the hydrodynamic connection with the formation, and in the injection well, pushing the insulating material deeper into the formation increases its coverage over the area.
Камцел - водорастворимый полимер, выпускается отечественной промышленностью в соответствии с ТУ 2231-001-35193780-96. Kametsel is a water-soluble polymer, produced by the domestic industry in accordance with TU 2231-001-35193780-96.
Для получения сравнительных данных по известному и новому техническим решениям был проведен комплекс лабораторных исследований. To obtain comparative data on known and new technical solutions, a complex of laboratory studies was carried out.
В первой серии опытов изучалось взаимодействие систем силикат натрия+камцел и силикат натрия+полиакриламид с раствором хлористого кальция. Эксперименты проводились по следующей программе: сначала готовились смеси силиката натрия с камцелом в соотношении 1:1 (в качестве прототипа готовилась смесь силиката натрия с полиакриламидом в том же соотношении), затем в мерный цилиндр помещались приготовленные смеси и раствор хлористого кальция также в соотношении 1:1. В процессе опыта определялись объем осадка и статическое напряжение сдвига, характеризующие тампонирующие свойства системы. Замеры проводились через сутки после смешения (после синерезиса системы). Результаты опытов представлены в табл. 1. In the first series of experiments, the interaction of the sodium silicate + camcel and sodium silicate + polyacrylamide systems with a solution of calcium chloride was studied. The experiments were carried out according to the following program: first, mixtures of sodium silicate with camels were prepared in a ratio of 1: 1 (as a prototype a mixture of sodium silicate with polyacrylamide was prepared in the same ratio), then the prepared mixtures were placed in a measuring cylinder and a solution of calcium chloride also in a ratio of 1: 1. During the experiment, the sediment volume and the static shear stress were determined, which characterize the plugging properties of the system. The measurements were carried out one day after mixing (after the syneresis of the system). The results of the experiments are presented in table. 1.
Как видно из табл. 1, осадки, образующиеся при взаимодействии системы силикат натрия+камцел с раствором хлористого кальция, обладают при прочих равных условиях более высокими прочностными свойствами, чем осадки, образующиеся при взаимодействии силикатполиакриламидных смесей с раствором хлористого кальция. Прочность и объем осадка уменьшаются с уменьшением концентрации в композиции силиката натрия и камцела, а также плотности раствора хлористого кальция. Снижение концентрации реагентов в композиции ниже заявленных приводит к ухудшению свойств тампонирующего осадка, а увеличение - не вызывает существенное улучшение характеристик осадка. As can be seen from the table. 1, precipitates formed during the interaction of the sodium silicate + camcel system with a solution of calcium chloride, ceteris paribus, have higher strength properties than precipitates formed during the interaction of silicate polyacrylamide mixtures with a solution of calcium chloride. The strength and volume of the precipitate decrease with decreasing concentration in the composition of sodium silicate and stone, as well as the density of the solution of calcium chloride. A decrease in the concentration of reagents in the composition below the stated leads to a deterioration in the properties of the plugging precipitate, and an increase does not cause a significant improvement in the characteristics of the precipitate.
Во второй серии опытов оценивалось повышение эффективности изоляции высокопроницаемых интервалов пласта по предлагаемому способу в сравнении с прототипом. Опыты проводились на физической модели пласта длиной 60 см и диаметром 3 см. Моделью пористой среды служил кварцевый песок фракции 0,1 мм. Предварительно модель пласта под вакуумом насыщалась пресной водой и определялась ее проницаемость. В первом опыте данной серии в модель пласта последовательно закачали 25 см3 смеси, содержащей 12,5 см3 0,1%-го раствора камцела и 12,5 см3 10%-го раствора силиката натрия, 5 см3 пресной воды и 25 см3 раствора хлористого кальция плотностью 1,1 г/см3, а затем перешли на закачку пресной воды. Во втором опыте в модель пласта последовательно закачали 25 см3 полимерсиликатной смеси (12,5 см3 0,1%-го раствора ПАА и 12,5 см3 10%-го раствора силиката натрия), 5 см3 пресной воды и 25 см3 раствора хлористого кальция плотностью 1,1 г/см3, а затем перешли на нагнетание пресной воды. В процессе опытов следили за динамикой проницаемости модели пласта. Результаты опытов представлены в табл. 2.In the second series of experiments, an increase in the efficiency of isolation of highly permeable intervals of the formation by the proposed method in comparison with the prototype was evaluated. The experiments were carried out on a physical model of the formation with a length of 60 cm and a diameter of 3 cm. The model of the porous medium was quartz sand with a fraction of 0.1 mm. Previously, the reservoir model under vacuum was saturated with fresh water and its permeability was determined. In the first experiment of this series, 25 cm 3 of a mixture containing 12.5 cm 3 of a 0.1% solution of stone and 12.5
Как видно из табл. 2, предлагаемый способ позволяет повысить эффективность изоляции высокопроницаемых интервалов пласта по сравнению с прототипом. As can be seen from the table. 2, the proposed method improves the insulation efficiency of highly permeable intervals of the reservoir in comparison with the prototype.
Примеры конкретного выполнения. Examples of specific performance.
Пример 1. Путем заводнения разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: эффективная толщина пласта - 10 м, пористость - 0,18, абсолютная проницаемость - 0,80 мкм, температура пласта - 78oС, отношение проницаемостей высокопроницаемого и низкопроницаемого интервалов равно 2,5. По высокопроницаемому интервалу произошел прорыв закачиваемой воды в добывающую скважину, обводненность продукции достигла 95%.Example 1. By flooding, an oil reservoir is developed with the following characteristics: effective formation thickness - 10 m, porosity - 0.18, absolute permeability - 0.80 μm, reservoir temperature - 78 o C, the ratio of permeability of high permeability and low permeability intervals is 2.5 . In a highly permeable interval, the injected water broke through into the production well, the water cut of the product reached 95%.
В нагнетательную скважину закачивают 400 м3 камцелсиликатной смеси (200 м3 0,1%-го раствора камцела и 200 м3 10%-го раствора силиката натрия) и 400 м3 раствора хлористого кальция плотностью 1,05 г/см3. Закачку ведут чередующимися оторочками по 80 м3 каждая через буферы пресной воды по 10 м3. Всего осуществляют 5 циклов закачки. Объем продавки составляет 35 м3.400 m 3 of a camcelsilicate mixture (200 m 3 of a 0.1% solution of stone and 200
Пример 2. Разрабатывают нефтяную залежь, как в примере 1. Обводненность продукции достигла 90%. Example 2. Develop an oil reservoir, as in example 1. The water content of the product reached 90%.
В добывающую скважину закачивают 40 м3 камцелсиликатной смеси (20 м3 0,05%-го раствора камцела и 20 м3 5%-го раствора силиката натрия) и 40 м3 раствора хлористого кальция плотностью 1,1 г/см3. Закачку ведут чередующимися оторочками по 10 м3 каждая через буферы пресной воды по 1 м3. Всего осуществляют 4 цикла закачки. Объем продавки составляет 20 м3.40 m 3 of the camcelsilicate mixture (20 m 3 of a 0.05% solution of stone and 20
Пример 3. Разрабатывают нефтяную залежь, как в примере 1. Обводненность продукции достигла 98%. Example 3. Develop an oil reservoir, as in example 1. Water cut production reached 98%.
Закачку проводят и в нагнетательную, и в добывающую скважину одновременно. При этом в нагнетательную скважину закачивают 400 м3 камцелсиликатной смеси (200 м3 0,05%-го раствора камцела и 200 м3 5%-го раствора силиката натрия) и 400 м3 раствора хлористого кальция плотностью 1,05 г/см3. Закачку ведут чередующимися оторочками по 80 м3 каждая через буферы пресной воды по 10 м3. Всего осуществляют 5 циклов закачки. Объем продавки составляет 40 м3. В добывающую скважину закачивают 60 м3 камцелсиликатной смеси (30 м3 0,1%-го раствора камцела и 30 м3 10%-го раствора силиката натрия) и 60 м3 раствора хлористого кальция плотностью 1,1 г/см3. Закачку ведут чередующимися оторочками по 12 м3 каждая через буферы пресной воды по 1,5 м3. Всего осуществляют 5 циклов закачки. Объем продавки составляет 25 м3.The injection is carried out both in the injection and in the producing well at the same time. At the same time, 400 m 3 of the camcelsilicate mixture (200 m 3 of a 0.05% solution of stone and 200
Применение предлагаемого способа изоляции высокопроницаемых интервалов пласта позволяет повысить эффективность изоляции за счет увеличения прочностных свойств тампонирующего осадка и длительности эффекта и, как следствие, увеличить коэффициент нефтеотдачи нефтяной залежи. The application of the proposed method for the isolation of highly permeable intervals of the reservoir improves the efficiency of isolation by increasing the strength properties of the plugging deposit and the duration of the effect and, as a result, increase the oil recovery coefficient of the oil reservoir.
Источники информации
1. Патент США 3658131, МКИ Е 21 В 33/138, Е 21 В 43/32, 1970.Sources of information
1. US patent 3658131, MKI E 21 In 33/138, E 21 In 43/32, 1970.
2. Патент ВНР 186866, МКИ Е 21 В 43/12, 1982 (прототип). 2. Patent VNR 186866, MKI E 21 43/12, 1982 (prototype).
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001111398A RU2186958C1 (en) | 2001-04-27 | 2001-04-27 | Method of isolation of formation high-permeability intervals |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001111398A RU2186958C1 (en) | 2001-04-27 | 2001-04-27 | Method of isolation of formation high-permeability intervals |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2186958C1 true RU2186958C1 (en) | 2002-08-10 |
Family
ID=20248979
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2001111398A RU2186958C1 (en) | 2001-04-27 | 2001-04-27 | Method of isolation of formation high-permeability intervals |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2186958C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2542000C1 (en) * | 2013-11-27 | 2015-02-20 | Сергей Семенович Демичев | Procedure for increase of producing ability of wells (versions) |
RU2704166C1 (en) * | 2018-10-09 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil formation development method |
-
2001
- 2001-04-27 RU RU2001111398A patent/RU2186958C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2542000C1 (en) * | 2013-11-27 | 2015-02-20 | Сергей Семенович Демичев | Procedure for increase of producing ability of wells (versions) |
RU2704166C1 (en) * | 2018-10-09 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil formation development method |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
RU2464415C2 (en) | Method of flooding oil bed | |
US2807324A (en) | Method of increasing oil recovery | |
RU2186958C1 (en) | Method of isolation of formation high-permeability intervals | |
RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
RU2213215C1 (en) | Method of development of nonuniform permeable formations | |
RU2168617C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
RU2109132C1 (en) | Method for increasing oil recovery from beds | |
RU2138629C1 (en) | Oil production method | |
RU2266398C2 (en) | Reservoir oil recovery enhancement method | |
RU2072422C1 (en) | Oil stratum watering method | |
RU2167282C1 (en) | Method of isolation of water-encroached oil reservoirs | |
RU2101486C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
RU2166622C1 (en) | Method of oil recovery increase from formation | |
RU2217575C2 (en) | Way to seal off flooded sections of formation | |
RU2224101C2 (en) | Water surrounded petroleum collectors isolation method | |
RU2114991C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
RU2162142C2 (en) | Method of developing oil formations nonuniform in permeability | |
RU2187629C1 (en) | Method of shut-off of formation water inflow to wells | |
RU2143552C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole formation zone of injection wells | |
RU2184218C1 (en) | Process of action on field with inhomogeneous collectors | |
RU2078917C1 (en) | Method of development of nonuniform formations with cyclic waterflooding | |
RU2204704C1 (en) | Method of oil deposit development | |
RU2060374C1 (en) | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090428 |