RU2191894C1

RU2191894C1 - Method of oil formation development control

Info

Publication number: RU2191894C1
Application number: RU2001119611A
Authority: RU
Inventors: М.М. Нигматуллин; С.В. Крупин; В.М. Самойлов; К.Ш. Шайдуллин; А.М. Шарафеев; И.Н. Файзуллин
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственный центр "Интехпромсервис"
Priority date: 2001-07-17
Filing date: 2001-07-17
Publication date: 2002-10-27

Abstract

FIELD: oil producing industry, particularly, methods of control of oil formation development by restriction of water inflow to producing wells and equalization of injectivity in injection wells. SUBSTANCE: method includes successively alternating injection into formation of water-soluble polymer, aqueous solution of alkali and aqueous solution of aluminum salt. Alkali is used in the form of aqueous solution of sodium silicate or alkaline sewer of caprolactam production of 8.0-15.0% concentration. Aluminum salt is used in the form of alumino-containing wastes of benzene alkylation with olefin of 5.0-25.0% concentration. Additionally injected is spacer fluid between injections of water-soluble polymer, aqueous solution of alkali and aqueous solution of aluminum salt. In the last cycle, injection of water-soluble polymer is conducted with introduction of chromium acetate into it. EFFECT: increased oil production due to treatment of high-permeability formation zones by reduction of their permeability. 2 cl, 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяных месторождений за счет ограничения водопритока к добывающим скважинам и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for regulating the development of oil fields by limiting water inflow to production wells and aligning the injectivity profile in injection wells.

Известен способ изоляции проницаемого пласта, сложенного терригенными породами путем последовательной закачки в пласт алюмохлорида - отхода производства алкилирования бензола пропиленом и жидкого стекла (см. Патент РФ 1804548, МКИ Е 21 В 33/13, 1993 г.). A known method of isolation of a permeable formation, composed of terrigenous rocks by sequential injection into the formation of aluminum chloride - waste production of alkylation of benzene with propylene and liquid glass (see RF Patent 1804548, MKI E 21 B 33/13, 1993).

Недостатком известного способа является низкая эффективность способа. The disadvantage of this method is the low efficiency of the method.

Известен способ добычи нефти путем последовательной закачки в пласт растворов полиакриламида и соли алюминия, а между ними закачки оторочки пресной воды (см. Патент РФ 2086757, МКИ Е 21 В 43/22, 1997 г.). A known method of oil production by sequential injection into the reservoir of solutions of polyacrylamide and aluminum salts, and between them injection of the rim of fresh water (see RF Patent 2086757, MKI E 21 V 43/22, 1997).

Недостатком известного способа является необходимость постоянного контроля за размерами оторочки пресной воды и за концентрацией полиакриламида в растворе. The disadvantage of this method is the need for constant monitoring of the size of the rim of fresh water and the concentration of polyacrylamide in solution.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки неоднородных нефтяных пластов, включающий последовательно чередующуюся закачку в пласт водных растворов полиакриламида, щелочи и солей алюминия (см. Патент РФ 2103491, МКИ Е 21 В 43/32, 1998 г.). The closest in technical essence and the achieved effect is a method of developing heterogeneous oil reservoirs, which includes sequentially alternating injection of aqueous solutions of polyacrylamide, alkali and aluminum salts into the reservoir (see RF Patent 2103491, MKI E 21 V 43/32, 1998).

Недостатком данного способа является низкая эффективность его применения для ограничения водопритока в добывающие скважины вследствие использования реагентов с низкой концентрацией и возможности размыва образуемой гелеобразной системы закачиваемой водой. The disadvantage of this method is the low efficiency of its application to limit water inflow into production wells due to the use of reagents with a low concentration and the possibility of erosion of the formed gel-like system by injected water.

Задачей изобретения является увеличение добычи нефти за счет повышения эффективности обработки высокопроницаемых зон пласта путем снижения их проницаемости закачкой через добывающие и нагнетательные скважины реагентов, способных образовывать прочную гелеобразную систему непосредственно в пластовых условиях с высокими структурно-механическими характеристиками. The objective of the invention is to increase oil production by increasing the efficiency of processing highly permeable zones of the reservoir by reducing their permeability by injection of reagents capable of forming a strong gel-like system directly in the reservoir conditions with high structural and mechanical characteristics by injection through production and injection wells.

Поставленная задача решается описываемым способом регулирования разработки нефтяного пласта путем последовательно чередующейся закачки в пласт водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия, в качестве щелочи используют водный раствор силиката натрия иди щелочной сток производства капролактама 8,0 - 15,0%-ной концентрации, а в качестве соли алюминия - алюмосодержащийся отход производства алкилирования бензола олефинами 5,0 - 25,0%-ной концентрации, причем дополнительно проводят закачку буферной жидкости между закачками водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия. В последнем цикле закачку водорастворимого полимера осуществляют введением в него ацетата хрома. The problem is solved by the described method for regulating the development of an oil reservoir by sequentially alternating injecting a water-soluble polymer, an aqueous alkali solution and an aqueous solution of aluminum salt into the reservoir, using an aqueous solution of sodium silicate or alkaline runoff of caprolactam production of 8.0-15.0% concentration, and as an aluminum salt, an aluminum-containing waste from the production of benzene alkylation with olefins of 5.0 - 25.0% concentration, and an additional buffer fluid is injected and between injections of a water-soluble polymer, an aqueous alkali solution and an aqueous solution of an aluminum salt. In the last cycle, the injection of a water-soluble polymer is carried out by introducing chromium acetate into it.

Для решения поставленной задачи в качестве водорастворимого полимера могут использовать, например, полиакриламид (ПАА), или карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), или оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ), или гидроксиметилцеллюлозу (ГЭЦ). To solve this problem, for example, polyacrylamide (PAA), or carboxymethyl cellulose (CMC), or hydroxyethyl cellulose (OEC), or hydroxymethyl cellulose (HEC) can be used as a water-soluble polymer.

В качестве щелочного агента используют силикат щелочного металла - низкомодульное жидкое стекло с силикатным модулем от 2,6 до 3 с массовой долей двуокиси кремния 24,1-35,0% по ГОСТ 13078-81 или щелочной сток производства капролактама по ТУ 113-03-488-84. As the alkaline agent, alkali metal silicate is used - low-modulus liquid glass with a silicate module of 2.6 to 3 with a mass fraction of silicon dioxide of 24.1-35.0% according to GOST 13078-81 or an alkaline stock of caprolactam production according to TU 113-03- 488-84.

Алюмосодержащий отход производства алкилирования бензола олефинами берут по ТУ 38.302163-89. The aluminum-containing waste from the production of benzene alkylation with olefins is taken according to TU 38.302163-89.

Ацетат хрома используют с концентрацией 0,005 - 0,04%. Chromium acetate is used with a concentration of 0.005-0.04%.

Для эффективного регулирования разработки нефтяного пласта через нагнетательные или добывающие скважины вначале закачивают раствор - водорастворимый полимер, который, набухая и частично растворяясь в воде, образует гель. Последующая адсорбция полимера на поверхности поровых каналов создает фактор остаточного сопротивления для воды в наиболее проницаемых зонах пласта. To effectively control the development of an oil reservoir, a solution is first injected through injection or production wells — a water-soluble polymer, which, when swollen and partially dissolved in water, forms a gel. Subsequent adsorption of the polymer on the surface of the pore channels creates a residual resistance factor for water in the most permeable zones of the formation.

Далее закачивают водный раствор щелочного агента, при взаимодействии которого с водорастворимым полимером происходит сшивка по амидным группам. После закачки соли алюминия происходит дальнейшая сшивка полимера трехвалентным катионом алюминия (Аl³+) и образование гидроокиси алюминия, и в результате в пласте образуется изолирующая система. Для предотвращения вымывания образующейся изолирующей системы в высокопроницаемых зонах пласта в последнем цикле закачку раствора водорастворимого полимера производят с введением в него ацетата хрома. Рабочие концентрации реагентов определяют в зависимости от удельной приемистости скважин и толщины пласта. Варьируя концентрациями закачиваемых реагентов, можно регулировать время образования изолирующей системы и получить изолирующую систему в высокопроницаемой зоне пласта с различными вязкостными свойствами. Такая последовательность закачки реагентов позволяет более эффективно выравнивать проницаемости пласта вблизи прискважинной зоны или в объеме пласта. При закачке реагентов через нагнетательные скважины увеличивается охват пласта воздействием за счет перекрытия водопроницаемых зон и вовлечения в разработку нефтесодержащих зон, а при закачке реагентов через добывающие скважины образовавшаяся в пласте изолирующая система сдерживает прорыв закачиваемой воды к забою скважин через высокопроницаемые зоны, что приводит к увеличению охвата воздействием и уменьшению обводненности добываемой продукции.Next, an aqueous solution of an alkaline agent is pumped, in the interaction of which with a water-soluble polymer crosslinking occurs on amide groups. After injection of the aluminum salt occurs further crosslinking polymer trivalent aluminum cation (Al + ³⁾ and the formation of aluminum hydroxide, and the result is a sealing system in the formation. To prevent leaching of the resulting insulating system in highly permeable zones of the formation in the last cycle, a solution of a water-soluble polymer is injected with the introduction of chromium acetate. The working concentration of the reagents is determined depending on the specific injectivity of the wells and the thickness of the reservoir. By varying the concentrations of injected reagents, it is possible to control the formation time of the insulating system and to obtain an insulating system in the highly permeable zone of the formation with various viscous properties. This sequence of injection of reagents allows you to more effectively align the permeability of the formation near the borehole zone or in the volume of the reservoir. When reagents are injected through injection wells, the formation coverage increases due to the overlap of water-permeable zones and involvement of oil-containing zones in the development, and when reagents are injected through production wells, an insulating system formed in the formation inhibits the breakdown of injected water to the bottom of the wells through highly permeable zones, which leads to an increase in coverage the impact and reduction of water cut of extracted products.

Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с отличительными признаками в заявляемом изобретении, то есть о соответствии заявляемого решения критерию "изобретательский уровень". Analysis of the known similar solutions allows us to conclude that they lack features similar to the distinctive features in the claimed invention, that is, on the compliance of the proposed solutions with the criterion of "inventive step".

Способ осуществляется следующим образом. The method is as follows.

Производят подготовку наземного оборудования и скважины, которая включает в себя проведение комплекса геофизических и промысловых исследований. В соответствующих емкостях готовят растворы закачиваемых реагентов или закачку реагента приводят одновременно с закачкой воды в объемах, необходимых для получения нужной концентрации реагента непосредственно в пласте. Вначале в пласт закачивают 0,01-0,5%-ный водный раствор полимера, затем водный раствор щелочного агента 8,0-15,0% концентрации, а затем водный раствор соли алюминия 5,0-25,0%-ной концентрации. Так проводят 2-5 циклов закачки реагентов в указанной последовательности с проталкиванием раствора каждого реагента буферной жидкостью - пресной водой. Для предотвращения размыва образующейся изолирующейся системы в последнем цикле закачку раствора полимера осуществляют с введением в него ацетата хрома. Далее оставляют скважину для реагирования в течение 1 суток и возобновляют существующую систему разработки нефтяного пласта. Ground-based equipment and wells are being prepared, which includes a set of geophysical and field studies. In appropriate containers, solutions of injected reagents are prepared or injection of the reagent is carried out simultaneously with the injection of water in the volumes necessary to obtain the desired concentration of reagent directly in the reservoir. First, a 0.01-0.5% aqueous polymer solution is pumped into the formation, then an aqueous solution of an alkaline agent of 8.0-15.0% concentration, and then an aqueous solution of an aluminum salt of 5.0-25.0% concentration . So spend 2-5 cycles of injection of reagents in the indicated sequence with pushing the solution of each reagent with a buffer liquid - fresh water. To prevent erosion of the resulting insulating system in the last cycle, the polymer solution is injected with the introduction of chromium acetate. Next, leave the well for response for 1 day and resume the existing oil reservoir development system.

Данное изобретение иллюстрируется примерами конкретного выполнения, которые проводят в лабораторных условиях. Об эффективности заявляемого изобретения судят по структурно-механическим характеристикам образуемой в пласте гелеобразной системы и по коэффициенту изоляции. The invention is illustrated by examples of specific performance, which is carried out in laboratory conditions. The effectiveness of the claimed invention is judged by the structural and mechanical characteristics of the gel-like system formed in the formation and by the insulation coefficient.

Для определения количества осадка в мерные колбы в различных объемных соотношениях добавляют реагенты, что моделирует процесс их смешения в пласте. Осадок выдерживают до прекращения изменения объема. Процесс образования осадка в основном завершается через 2 суток при комнатной температуре. Образовавшийся осадок переносят на фильтр, высушивают и взвешивают. Измеряют количество образовавшегося осадка. Данные приведены в таблице. Полученные данные подтверждают, что при смешении используемых реагентов происходит образование осадка, что указывает на способность предлагаемого изобретения эффективно воздействовать на нефтяной пласт. Количество осадка увеличивается по мере роста концентрации закачиваемых реагентов. To determine the amount of sediment, reagents are added to volumetric flasks in various volume ratios, which simulates the process of their mixing in the reservoir. The precipitate is maintained until the volume change ceases. The process of sedimentation mainly ends in 2 days at room temperature. The precipitate formed is transferred to a filter, dried and weighed. The amount of precipitate formed is measured. The data are given in the table. The data obtained confirm that when the reagents used are mixed, a precipitate forms, which indicates the ability of the invention to effectively affect the oil reservoir. The amount of sediment increases as the concentration of injected reagents increases.

Структурную вязкость определяют на вискозиметре и рассчитывают по формуле M=KxPxt, где М - эффективная вязкость, Па•с; К - постоянная вискозиметра; t - время погружения шарика, с; Р - приложенная нагрузка, г/см².The structural viscosity is determined on a viscometer and calculated by the formula M = KxPxt, where M is the effective viscosity, Pa • s; K is the constant of the viscometer; t is the ball immersion time, s; P is the applied load, g / cm ² .

Для определения коэффициента изоляции используют насыпные линейные насыпные модели нефтяного пласта, имитирующие элемент однородной пористой среды нефтяного пласта. Длина модели 50 см, диаметр 3 см, в качестве пористой среды берут промытый и молотый кварцевый песок. Для насыщения пористой среды и в качестве агента для доотмыва остаточной нефти используют воду, которую готовят путем разбавления пластовой воды до плотности 1,09 г/см³. Исследования проводят в режиме стабилизированного постоянного давления. Вначале пористую среду насыщают закачиваемой водой в количестве 5-6 п.о. до стабилизации скорости фильтрации жидкости. Определяют начальную проницаемость модели (К_н). Затем последовательно закачивают используемые реагенты общим объемом 20% от объема пор с закачкой буферной оторочки - пресной воды между закачками реагентов в количестве 6% от объема пор. Для реагирования выдерживают модели до 48 часов.To determine the insulation coefficient, bulk linear bulk models of the oil reservoir are used that simulate an element of a homogeneous porous medium of the oil reservoir. The length of the model is 50 cm, diameter is 3 cm; washed and ground quartz sand is taken as a porous medium. To saturate the porous medium and as an agent for the washing off of residual oil, water is used, which is prepared by diluting the produced water to a density of 1.09 g / cm ³ . Studies are carried out in a mode of stabilized constant pressure. Initially, the porous medium is saturated with injected water in an amount of 5-6 bp. until stabilization of the fluid filtration rate. The initial permeability of the model (K _n ) is determined. Then, the reagents used are subsequently pumped with a total volume of 20% of the pore volume with the injection of the buffer rim - fresh water between the reagent injections in the amount of 6% of the pore volume. For response, the models withstand up to 48 hours.

Осуществляют доотмыв прокачкой 6-8 п.о. закачиваемой воды до стабилизации скорости фильтрации жидкости. Определяют конечную проницаемость (К_к). Коэффициент изоляции подсчитывают по формуле

.Carry out additional washing by pumping 6-8 bp injected water to stabilize the rate of fluid filtration. Determine the final permeability (K _to ). The insulation coefficient is calculated by the formula

.

Для определения давления прорыва воды воду закачивают через выход модели, моделирую при этом направление движения жидкости "пласт-скважина". Результаты исследований приведены в таблице. To determine the breakthrough pressure of water, water is pumped through the outlet of the model, while simulating the direction of fluid movement "reservoir-well". The research results are shown in the table.

Пример 1 (по предлагаемому способу). В модель пласта последовательно закачивают 0,01%-ный раствор полиакриламида, 8,0%-ный раствор силиката натрия с силикатным модулем 4, затем 5%-ный раствор алюмохлорида с проталкиванием каждого раствора реагента пресной водой. Так проводят 2 цикла закачки реагентов. После смешения потоков в пористой среде модель пласта выдерживают в течение 48 часов и определяют проницаемость модели после образования изолирующей системы. Example 1 (by the proposed method). A 0.01% solution of polyacrylamide, an 8.0% solution of sodium silicate with silicate module 4 are sequentially injected into the reservoir model, then a 5% solution of aluminum chloride with pushing each solution of the reagent with fresh water. So spend 2 cycles of injection of reagents. After mixing the flows in a porous medium, the formation model is held for 48 hours and the permeability of the model after the formation of an insulating system is determined.

Пример 2. Проводят аналогично примеру 1, но закачку реагентов осуществляют в 3 цикла и в последнем цикле закачку водного раствора полиакриламида осуществляют с введением в него ацетата хрома 0,04%-ной концентрации. Example 2. Carried out analogously to example 1, but the injection of reagents is carried out in 3 cycles and in the last cycle the injection of an aqueous solution of polyacrylamide is carried out with the introduction of chromium acetate 0.04% concentration.

Примеры 3-6 проводят аналогично примеру 1, используя предлагаемые реагенты в различных вариантах. Examples 3-6 are carried out analogously to example 1, using the proposed reagents in various ways.

Пример 7 (прототип). В модель пласта последовательно закачивают водный раствор полиакриламида 0,25%-ной концентрации, затем 2,0%-ный водный раствор силиката натрия и 1,0%-ный раствор алюмохлорида. Закачку реагентов проводят в 2 цикла. Example 7 (prototype). An aqueous solution of a 0.25% concentration polyacrylamide is subsequently pumped into the reservoir model, followed by a 2.0% aqueous solution of sodium silicate and a 1.0% solution of aluminum chloride. Reagents are injected in 2 cycles.

Как видно из данных таблицы, предлагаемый способ позволяет повысить нефтеотдачу неоднородного по геологическому строению пласта на поздней стадии разработки за счет выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и за счет ограничения водопритока к добывающим скважинам. As can be seen from the table, the proposed method allows to increase oil recovery heterogeneous in geological structure of the formation at a late stage of development due to the alignment of the injectivity profile of injection wells and due to the limitation of water inflow to production wells.

Claims

1. A method of regulating the development of an oil reservoir, including sequentially alternating injection into the reservoir of a water-soluble polymer, an aqueous alkali solution and an aqueous solution of aluminum salt, characterized in that an aqueous solution of sodium silicate or an alkaline stock of caprolactam production 8.0-15.0 is used as alkali % concentration, and as an aluminum salt, an aluminum-containing waste from the production of benzene alkylation with an olefin of 5.0-25.0% concentration, and an additional buffer fluid is injected between orastvorimogo polymer, an aqueous alkali solution and an aqueous aluminum salt solution.

2. The method according to claim 1, characterized in that in the last cycle, the injection of a water-soluble polymer is carried out with the introduction of chromium acetate.