RU2187628C1 - Method of development of water-encroached oil pool with nonuniform geological structure - Google Patents
Method of development of water-encroached oil pool with nonuniform geological structure Download PDFInfo
- Publication number
- RU2187628C1 RU2187628C1 RU2000131714/03A RU2000131714A RU2187628C1 RU 2187628 C1 RU2187628 C1 RU 2187628C1 RU 2000131714/03 A RU2000131714/03 A RU 2000131714/03A RU 2000131714 A RU2000131714 A RU 2000131714A RU 2187628 C1 RU2187628 C1 RU 2187628C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- alkali metal
- metal silicate
- oil
- aqueous solution
- 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 повышения нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающей скважины. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for increasing oil recovery and reducing water cut in a producing well.
Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи, суть которого заключается в циклической закачке водных растворов хлорида кальция и кальцинированной соды [1]. There is a method of developing a flooded oil reservoir, the essence of which is the cyclic injection of aqueous solutions of calcium chloride and soda ash [1].
Недостатком данного способа является его недостаточная эффективность, так как при взаимодействии закачиваемых растворов получается осадок в виде мелкодисперсной взвеси карбоната кальция, легко вымываемой из промытых и трещиноватых зон пласта, и эффект может быть получен при использовании высококонцентрированных растворов (19-21 мас.%). The disadvantage of this method is its lack of effectiveness, since the interaction of the injected solutions results in a precipitate in the form of a fine suspension of calcium carbonate, easily washed out of the washed and fractured zones of the formation, and the effect can be obtained using highly concentrated solutions (19-21 wt.%).
Наиболее близким решением, взятым за прототип, является способ разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, заключающийся в последовательной закачке в пласт водного раствора хлорида аммония и водного раствора силиката щелочных металлов [2]. The closest solution taken as a prototype is a method of developing an irrigated oil reservoir that is heterogeneous in geological structure, which consists in sequentially injecting an aqueous solution of ammonium chloride and an aqueous solution of alkali metal silicate into the formation [2].
Недостатком известного способа является низкая эффективность при изоляции неоднородных по проницаемости пластов, высокопроницаемых и трещиноватых зон пласта. The disadvantage of this method is the low efficiency in the isolation of heterogeneous permeability formations, highly permeable and fractured zones of the formation.
Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добываемой нефти за счет дополнительной изоляции неоднородных и высокопроницаемых пластов при одновременном сокращении расхода реагентов. The objective of the invention is to increase oil recovery and reduce water cut of produced oil due to the additional isolation of heterogeneous and highly permeable formations while reducing the consumption of reagents.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению, включающем закачку в пласт через нагнетательные скважины водного раствора силиката щелочного металла и добычу нефти через добывающие скважины, согласно изобретению дополнительно производят одновременную закачку в пласт водных растворов сульфата аммония и хлорида кальция, при взаимодействии которых в пласте образуются осадок сульфата кальция и в растворенном виде хлорид аммония, затем в пласт закачивают водный раствор силиката щелочного металла, образующий с хлоридом аммония объемный осадок окиси кремния. The problem is solved in that in a method for developing an irrigated oil reservoir that is heterogeneous in geological structure, including injecting an aqueous solution of alkali metal silicate through injection wells and producing oil through production wells, according to the invention, aqueous solutions of ammonium sulfate are additionally simultaneously injected into the formation and calcium chloride, during the interaction of which a precipitate of calcium sulfate and dissolved ammonium chloride are formed in the formation, then they are pumped into the formation in projectile loader alkali metal silicate solution, forming ammonium chloride voluminous precipitate silica.
С целью увеличения эффективности экрана, созданного для перераспределения пластовых флюидов, в пласт дополнительно закачивают гелеобразующий раствор на основе водных растворов силиката щелочного металла и сульфата аммония. In order to increase the efficiency of the screen created for the redistribution of formation fluids, a gel-forming solution based on aqueous solutions of alkali metal silicate and ammonium sulfate is additionally pumped into the formation.
Сущность изобретения заключается в том, что раствор сульфата аммония и раствор хлорида кальция закачивают в скважину одновременно. В процессе закачки растворы перемешиваются и реагируют между собой, образуя сульфат кальция и хлорид аммония. Сульфат кальция, выпадающий в осадок в виде мелкой дисперсии, прокачивается дальше в пласт и перекрывает часть объема поровых каналов. Остальная часть порового канала заполнена раствором хлорида аммония, находящимся в пласте в растворенном виде, который можно использовать для получения осадка окиси кремния при последующей закачке водного раствора силиката щелочного металла, например силиката натрия. При этом создается изолирующий экран, предотвращающий вымывание мелкодисперсного осадка сернокислого кальция (гипса), что позволяет более полно закрыть трещины и проницаемые зоны и увеличить фильтрационное сопротивление. The essence of the invention lies in the fact that a solution of ammonium sulfate and a solution of calcium chloride are pumped into the well at the same time. In the process of injection, the solutions are mixed and react with each other, forming calcium sulfate and ammonium chloride. Calcium sulfate, precipitated in the form of a fine dispersion, is pumped further into the reservoir and blocks part of the volume of the pore channels. The rest of the pore channel is filled with a solution of ammonium chloride, which is in the reservoir in a dissolved form, which can be used to obtain a precipitate of silicon oxide during the subsequent injection of an aqueous solution of alkali metal silicate, for example sodium silicate. This creates an insulating screen that prevents the leaching of finely dispersed precipitate of calcium sulfate (gypsum), which allows you to more fully close cracks and permeable zones and increase filtration resistance.
Химические процессы получения осадков в две стадии представлены ниже. The chemical processes for producing precipitation in two stages are presented below.
1. Стадия получения осадка в виде гипса
2. Получение осадка окиси кремния
Для изоляции наиболее проницаемых зон и зон поглощения предусмотрена закачка гелеобразующего раствора на основе силиката щелочного металла и сульфата аммония, при этом их водные растворы имеют следующие концентрации:
3-20% Na2SiO3, 0,5-2,5% (NH4)2SO4. Схематично реакцию получения геля можно представить следующим образом:
nNa2SiO3+m(NH4)2SO4+H2O-->-[SiO2]n-+NH4OH+NaOH+Na2SO4.1. The stage of obtaining the precipitate in the form of gypsum
2. Obtaining a precipitate of silicon oxide
To isolate the most permeable zones and absorption zones, an injection of a gelling solution based on alkali metal silicate and ammonium sulfate is provided, while their aqueous solutions have the following concentrations:
3-20% Na 2 SiO 3 , 0.5-2.5% (NH 4 ) 2 SO 4 . Schematically, the gel production reaction can be represented as follows:
nNa 2 SiO 3 + m (NH 4 ) 2 SO 4 + H 2 O -> - [SiO 2 ] n - + NH 4 OH + NaOH + Na 2 SO 4 .
Гелеобразующий раствор имеет низкую вязкость (5-10 мПа•с), легко прокачивается в пласт. В пласте при повышенной температуре происходит образование сшитого вязкоупругого геля, который включает в свой объем и закрепляет ранее полученные осадки. В результате получается экран, надежно изолирующий промытые зоны и перетоки. The gelling solution has a low viscosity (5-10 MPa • s), is easily pumped into the reservoir. In the formation at an elevated temperature, a cross-linked viscoelastic gel is formed, which includes in its volume and fixes the previously obtained sediments. The result is a screen that reliably isolates the washed zones and flows.
Как видно из уравнений реакции, после взаимодействия реагентов в пласте остается флюид, имеющий сильнощелочную среду, так как он содержит гидроокись аммония NH4OH и гидроокись натрия NaOH. Далее при закачке вытесняющего агента происходит процесс, аналогичный щелочному заводнению. Щелочной раствор улучшает смачиваемость нефтенасыщенных пропластков, способствует отмыванию нефти и, в конечном итоге, увеличению нефтеотдачи пластов.As can be seen from the reaction equations, after the interaction of the reagents, the fluid remains in the formation with a highly alkaline medium, since it contains ammonium hydroxide NH 4 OH and sodium hydroxide NaOH. Further, during the injection of the displacing agent, a process similar to alkaline water flooding occurs. An alkaline solution improves the wettability of oil-saturated interlayers, promotes the washing of oil and, ultimately, an increase in oil recovery.
Для определения в лабораторных условиях количества осадка, полученного при взаимодействии сульфата аммония, хлорида кальция и силиката щелочного металла, были проведены следующие исследования. Готовили растворы с различной концентрацией вышеуказанных веществ. Чтобы исключить влияние седиментационного фактора при различной плотности дисперсионной среды, растворы центрифугировали в градуированных пробирках, затем определяли объем образовавшегося осадка и рН фильтрата. Фильтраты отбирали для исследования их отмывающей способности. Отмывающую способность определяли тоже методом центрифугирования. Брали по 5 г нефтенасыщенного керна в градуированные центрифужные пробирки, заливали фильтратами и помещали в центрифугу. Определение проводилось по стандартной методике. To determine in laboratory conditions the amount of precipitate obtained by the interaction of ammonium sulfate, calcium chloride and alkali metal silicate, the following studies were carried out. Solutions with various concentrations of the above substances were prepared. To exclude the influence of the sedimentation factor at different densities of the dispersion medium, the solutions were centrifuged in graduated tubes, then the volume of the precipitate formed and the pH of the filtrate were determined. The filtrates were selected to study their laundering ability. The washing ability was also determined by centrifugation. 5 g of oil-saturated core were taken into graduated centrifuge tubes, poured with filtrates and placed in a centrifuge. The determination was carried out according to standard methods.
Результаты лабораторных исследований для осуществления предлагаемого способа представлены в таблице, из которой видно, что последовательность получения осадка и его количество обеспечат более эффективную изоляцию высокопроницаемых зон по сравнению с прототипом. The results of laboratory studies for the implementation of the proposed method are presented in the table, which shows that the sequence of sediment and its amount will provide more efficient isolation of highly permeable zones compared to the prototype.
Из таблицы видно, что отмыв нефти фильтратом по предлагаемому способу выше, чем по прототипу. The table shows that the washing of oil by filtrate by the proposed method is higher than by the prototype.
Гелеобразующий раствор на основе силиката щелочного металла и сульфата аммония для упрочнения изолирующего экрана имеет следующие технологические параметры: время гелеобразования при температуре 20oС 5-72 час, при температуре 70oС 0,5-10 час, вязкость рабочего раствора 5-12 мПа•с, прочность на СНС 450-850 Па, термостабильность > 10 мес.The gel-forming solution based on alkali metal silicate and ammonium sulfate for hardening the insulating screen has the following technological parameters: gelation time at a temperature of 20 o C 5-72 hours, at a temperature of 70 o C 0.5-10 hours, the viscosity of the working solution 5-12 MPa • s, strength on SNA 450-850 Pa, thermal stability> 10 months.
Технология закачки осадкообразующих составов: раствор сульфата аммония и раствор хлорида кальция одновременно, через гидроактиватор закачивают в скважину, далее в пласт закачивают раствор силиката натрия. The technology for the injection of sediment-forming compounds: a solution of ammonium sulfate and a solution of calcium chloride at the same time, is pumped into the well through a hydroactivator, then a solution of sodium silicate is pumped into the formation.
Оптимальный расчет закачки указанных растворов определяется по общепринятым методикам, учитывающим физико-химические и геологические особенности пласта, и может составлять от нескольких десятков до нескольких сот кубометров. The optimal calculation of the injection of these solutions is determined by generally accepted methods, taking into account the physicochemical and geological features of the formation, and can range from several tens to several hundred cubic meters.
Растворы могут быть закачены в один или несколько циклов, каждый из которых включает закачку всех трех растворов и, при необходимости, закрепляющую оторочку гелеобразующего раствора. Solutions can be injected in one or several cycles, each of which includes the injection of all three solutions and, if necessary, fixing the rim of the gelling solution.
Технология закачки гелеобразующего раствора: рабочие растворы силиката натрия и сульфата аммония закачиваются двумя параллельными потоками через штатный тройник или гидроактиватор и выдерживаются в пласте для гелеобразования. Gelling solution injection technology: working solutions of sodium silicate and ammonium sulfate are pumped in two parallel streams through a standard tee or hydraulic activator and kept in the formation for gelation.
Заявляемый способ обеспечивает надежную изоляцию пластов, имеющих неоднородный коллектор, промытые зоны с высокой проницаемостью и трещиноватостью. Способ может быть реализован в широком интервале температур от 20 до 100oС.The inventive method provides reliable isolation of formations having a heterogeneous reservoir, washed zones with high permeability and fracture. The method can be implemented in a wide temperature range from 20 to 100 o C.
Источники информации
1. РФ Патент 2039224, МПК Е 21 В 43/22, 33/138, 1995 г.Sources of information
1. RF Patent 2039224, IPC E 21 B 43/22, 33/138, 1995.
2. РФ Патент 2096602, МПК Е 21 В 43/22, 1997 г. - ПРОТОТИП. 2. RF Patent 2096602, IPC E 21 B 43/22, 1997 - PROTOTYPE.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000131714/03A RU2187628C1 (en) | 2000-12-18 | 2000-12-18 | Method of development of water-encroached oil pool with nonuniform geological structure |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000131714/03A RU2187628C1 (en) | 2000-12-18 | 2000-12-18 | Method of development of water-encroached oil pool with nonuniform geological structure |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2187628C1 true RU2187628C1 (en) | 2002-08-20 |
Family
ID=20243569
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000131714/03A RU2187628C1 (en) | 2000-12-18 | 2000-12-18 | Method of development of water-encroached oil pool with nonuniform geological structure |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2187628C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2569941C2 (en) * | 2013-07-26 | 2015-12-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Bottom water isolation method |
RU2619575C1 (en) * | 2016-04-29 | 2017-05-16 | Закрытое акционерное общество "Технология 99" | Method for development of water-flooded oil reservoir with unhomogeneous geologic structure |
RU2703598C1 (en) * | 2018-10-09 | 2019-10-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Gel-forming composition for isolation of water influx into well (versions) |
-
2000
- 2000-12-18 RU RU2000131714/03A patent/RU2187628C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2569941C2 (en) * | 2013-07-26 | 2015-12-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Bottom water isolation method |
RU2619575C1 (en) * | 2016-04-29 | 2017-05-16 | Закрытое акционерное общество "Технология 99" | Method for development of water-flooded oil reservoir with unhomogeneous geologic structure |
RU2703598C1 (en) * | 2018-10-09 | 2019-10-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Gel-forming composition for isolation of water influx into well (versions) |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2187628C1 (en) | Method of development of water-encroached oil pool with nonuniform geological structure | |
RU2347897C1 (en) | Method of controlling profile log of injection well and restricting water influx in production well | |
RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
RU2146002C1 (en) | Method adjusting front of flooding of oil pools | |
RU2280757C1 (en) | Formation water isolation method | |
RU2160832C1 (en) | Method of restriction of water influx to well | |
RU2168618C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
RU2116433C1 (en) | Viscous-resilient compound for completion and overhaul of wells | |
RU2209302C2 (en) | Method of development of oil deposit at late stage | |
RU2453691C2 (en) | Formation permeability control method | |
RU2168009C1 (en) | Method of equalization of injection well injectivity profile | |
RU2093673C1 (en) | Method of equalizing injectivity profile | |
RU2148160C1 (en) | Method of formation permeability control | |
RU2114991C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
RU2236559C1 (en) | Method for selective treatment of bed | |
RU2262584C2 (en) | Formation permeability control method | |
RU2105878C1 (en) | Compound for limiting inflow of brine water | |
RU2164589C1 (en) | Process preventing escape of sand and reduction of water inflow in production oil wells | |
RU2080450C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
RU2156859C2 (en) | Well completion method | |
RU2103491C1 (en) | Method for development of nonuniform oil beds | |
RU2383725C1 (en) | Method of development of oil deposit |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20050610 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20171219 |