RU2198287C2 - Method of oil production - Google Patents
Method of oil production Download PDFInfo
- Publication number
- RU2198287C2 RU2198287C2 RU2001108834A RU2001108834A RU2198287C2 RU 2198287 C2 RU2198287 C2 RU 2198287C2 RU 2001108834 A RU2001108834 A RU 2001108834A RU 2001108834 A RU2001108834 A RU 2001108834A RU 2198287 C2 RU2198287 C2 RU 2198287C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- formation
- injection well
- reagent
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение касается способов добычи нефти с поддержанием пластового давления заводнением, в которых с целью повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов применяют различные водоизолирующие и нефтеотмывающие составы. (Повышение эффективности работы водонагнетательных скважин. Обзорная информация. ВНИИОЭНГ, "Нефтепромысловое дело". - М., 1982, 22 (46), 34 с. ; Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. Справочник. - М., 1991, с. 42-72; Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской Федерации. "Нефтяное хозяйство", 10, 1993, с. 6-15). The invention relates to methods for oil production while maintaining reservoir pressure by water flooding, in which various water-insulating and oil-washing compositions are used to increase oil recovery of heterogeneous permeability formations. (Improving the efficiency of water injection wells. Overview. VNIIOENG, "Oilfield business." - M., 1982, 22 (46), 34 pp.; The use of chemicals to intensify oil production. Handbook. - M., 1991, p. 42-72; Modern methods of enhancing oil recovery and new technologies in the fields of the Russian Federation. "Oil industry", 10, 1993, p. 6-15).
Известен способ добычи нефти, при котором в нагнетательную скважину периодически закачивается водный раствор ПАВ, который в виде оторочки смещает отмываемую нефть в направлении к добывающей скважине (Авторское свидетельство 4230182, Е 21 В 43/22, 1980). Для улучшения нефтеотмывающей способности водного раствора ПАВ (сплошная фаза) в него для гидрофобизации водонасыщенных участков пласта добавляют несплошную углеводородную фазу, содержащую до 15 вес.% растворимых в нефти силиконовых соединений. There is a known method of oil production, in which an aqueous surfactant solution is periodically pumped into the injection well, which in the form of a rim shifts the washed oil in the direction of the producing well (Copyright certificate 4230182, E 21 B 43/22, 1980). To improve the oil washing ability of an aqueous surfactant solution (continuous phase), a non-continuous hydrocarbon phase containing up to 15 wt.% Oil-soluble silicone compounds is added to it to hydrophobize the water-saturated sections of the formation.
Недостатками данного способа является низкий охват пласта заводнением, т.к. основной объем маловязкого раствора ПАВ, закачиваемого в нагнетательные скважины по промытым интервалам продуктивного пласта, быстро достигает добывающих скважин и вместе с обводненной продукцией добывающих скважин извлекается на поверхность. The disadvantages of this method is the low coverage of the formation by water flooding, because the main volume of a low-viscosity surfactant solution injected into injection wells at the washed intervals of the reservoir quickly reaches production wells and, together with the flooded production of production wells, is extracted to the surface.
При этом доля нефти в извлекаемой продукции, добытая за счет доотмыва нефти из пласта с помощью ПАВ и силиконовых добавок, так мала, что делает данный способ добычи неэкономичным. At the same time, the share of oil in recoverable products produced by additional washing of oil from the reservoir using surfactants and silicone additives is so small that this method of production is uneconomical.
Известен способ добычи нефти (Патент RU 2087688 С1, кл. Е 21 В 43/22, 29.04.94) с применением состава, состоящего на 9,5% из органополисилоксана (в который входят полиметилсилоксан с вязкостью 350 мПа•с, смола, состоящая из Me3, SiO1/2, SiO4/2, альфа-омега-алкоксифункционального силиконового масла), на 7% из неионогенного ПАВ (НПАВ), на 0,5% из высокодисперсной кремневой кислоты и на 83% из воды. Данный состав, разбавленный водой до 2,5%, под торговым наименованием "Экстракт 700" производит немецкая фирма Ваккер-Хеми ГмбХ (Мюнхен). Для повышения нефтеотдачи пластов Экстракт 700 дополнительно разбавляется водой в соотношении 1:40 и закачивается в нагнетательную скважину в объеме порядка 100-150 м3.A known method of oil production (Patent RU 2087688 C1, class E 21 B 43/22, 04/29/94) using a composition consisting of 9.5% organopolysiloxane (which includes polymethylsiloxane with a viscosity of 350 MPa • s, resin, consisting from Me 3 , SiO 1/2 , SiO 4/2 , alpha-omega-alkoxy functional silicone oil), 7% from nonionic surfactants (nonionic surfactants), 0.5% from highly dispersed silicic acid and 83% from water. This composition, diluted with water up to 2.5%, under the trade name "Extract 700" is produced by the German company Wacker-Chemie GmbH (Munich). To increase oil recovery, the Extract 700 is additionally diluted with water in a ratio of 1:40 and pumped into an injection well in a volume of about 100-150 m 3 .
Недостатком данного способа является незначительное содержание (около 0,01%) в маловязком водоэмульсионном растворе гидрофобного, высокодисперсного золя кремневой кислоты, что не оказывает существенного влияния на выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин и, как следствие этого, на повышение коэффициента вытеснения нефти, несмотря на то что в закачиваемом водном растворе содержится значительное количество дорогостоящих органополисилоксановых добавок (0,25%) и НПАВ (0,18%). The disadvantage of this method is the low content (about 0.01%) in a low-viscosity aqueous emulsion solution of a hydrophobic, highly dispersed silicic acid sol, which does not significantly affect the alignment of the injectivity profile of injection wells and, as a consequence, the increase in oil displacement, despite that the injected aqueous solution contains a significant amount of expensive organopolysiloxane additives (0.25%) and nonionic surfactants (0.18%).
Известен способ регулирования фронта заводнения неоднородного по проницаемости нефтяного пласта путем последовательной закачки в пласт глинистой суспензии с плотностью 1020-1080 кг/м3 и 1-3% водного раствора эфира целлюлозы (Патент SU 1758217 А1, кл. Е 21 В 43/22, 05.04.92). Недостаток способа - большая вероятность закупоривания нагнетательной скважины трудноудаляемыми, слипшимися глинополимерными отложениями.A known method of regulating the waterflooding front of a heterogeneous permeability of an oil reservoir by successively injecting a clay slurry with a density of 1020-1080 kg / m 3 and 1-3% aqueous solution of cellulose ether into the reservoir (Patent SU 1758217 A1, class E 21 B 43/22, 04/05/92). The disadvantage of this method is the high likelihood of clogging of the injection well with hard to remove, adhered clay-polymer deposits.
Кроме того, данные компоненты не обладают нефтевытесняющими свойствами, а образуемые ими изолирующие барьеры малопроницаемые как для воды, так и для нефти. In addition, these components do not have oil-displacing properties, and the insulating barriers they form are poorly permeable to both water and oil.
Известен состав для добычи нефти и способ его приготовления, включающий неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), тяжелую асфальтосмолистую нефть с содержанием асфальтенов 10% и более и регулятор, повышающий растворимость НПАВ и асфальтенов в нефтяной фазе (Патент RU 2125647 С1, кл. Е 21 В 43/22, 01.04.97). A known composition for oil production and a method for its preparation, including nonionic surfactant (nonionic surfactant), heavy asphalt resin oil with an asphaltene content of 10% or more, and a regulator that increases the solubility of nonionic surfactants and asphaltenes in the oil phase (Patent RU 2125647 C1, class E 21 B 43/22, 01/01/97).
Способность данного состава при добавлении в воду самопроизвольно образовывать стойкую микроэмульсию типа "нефть в воде" с регулируемой (путем варьирования концентрации состава в водной фазе) вязкостью и нефтеотмывающей способностью выгодно отличают его от известных методов добычи нефти с применением водных эмульсионно-дисперсных систем (ВЭДС). The ability of this composition when added to water to spontaneously form a stable oil-in-water microemulsion with an adjustable (by varying the concentration of the composition in the aqueous phase) viscosity and oil washing ability distinguishes it from the known methods of oil production using aqueous emulsion dispersion systems (FEA) .
Основным недостатком данного способа добычи нефти с применением ВЭДС является отсутствие в системе тонкодиспергированных частиц твердой фазы, способных вместе с гидрофобными коллоидно-дисперсными частицами асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти образовывать в высокопроницаемых участках пласта водоизолирующие барьеры. The main disadvantage of this method of oil production using FEA is the absence of finely dispersed particles of the solid phase in the system, which, together with hydrophobic colloid-dispersed particles of asphalt-resinous and paraffin oil components, form water-isolating barriers in highly permeable sections of the formation.
Известен способ разработки нефтяных месторождений методом заводнения, сущность которого заключается в том, что очистку призабойной зоны от асфальтосмолистых и парафиновых отложений (АСПО) и прочих кольматирующих пласт осадков осуществляют путем их диспергирования в среде активной жидкости, содержащей НПАВ и растворитель АСПО, под воздействием ультразвука до образования тонкодисперсной эмульсионно-суспензионной системы с последующей закачкой данной системы в пласт с целью создания в его высокопроницаемых участках гидрофобного водоизолирующего барьера (Патент RU 2136859 С1, кл. Е 21 В 43/16, 10.09.98). There is a method of developing oil fields by the method of water flooding, the essence of which is that the bottom-hole zone is cleaned of tar and paraffin sediments (paraffin deposits) and other sedimentating reservoir sediments by dispersing them in an active fluid containing nonionic surfactants and paraffin solvent, under the influence of ultrasound to the formation of a finely dispersed emulsion-suspension system with the subsequent injection of this system into the formation in order to create hydrophobic water in its highly permeable sections insulating barrier (Patent RU 2136859 C1, CL E 21 B 43/16, 09/10/98).
Недостатком данного способа является небольшой объем образующейся гидрофобной эмульсионно-суспензионной системы, что отражается на эффективности и продолжительности воздействия на неоднородный пласт данного способа разработки нефтяного месторождения. The disadvantage of this method is the small volume of the resulting hydrophobic emulsion-suspension system, which affects the efficiency and duration of exposure to a heterogeneous reservoir of this method of developing an oil field.
Известен способ подготовки пластовой воды для закачки в продуктивный пласт, отличающийся тем, что перед закачкой в нагнетательную скважину крупные частицы различных примесей, содержащиеся в пластовой воде, измельчают до величины, обеспечивающей их беспрепятственное прохождение по поровым каналам продуктивного пласта (Заявка на изобретение 97100255/03, кл. 6 Е 21 В 43/20, 06.01.97). A known method of preparing produced water for injection into the reservoir, characterized in that before injection into the injection well, large particles of various impurities contained in the produced water are crushed to a value ensuring their unhindered passage through the pore channels of the reservoir (Application for invention 97100255/03 Cl 6 E 21 B 43/20, 01/06/97).
Недостатком данного способа является его зависимость от многих факторов и, в первую очередь, от эффективности работы установки подготовки нефти (УПН). При нарушении технологического режима работы УПН, например, в результате изменения качества продукции нефтяных скважин, поступающей на подготовку, или температуры деэмульсации, или типа и расхода применяемого деэмульгатора, или времени отстаивания и т.д. ухудшается на УПН не только качество товарной нефти, но и в результате "сброса" из отстойных аппаратов неразрушенных промежуточных эмульсионных слоев, резко возрастает в отделяемой воде содержание хлопьевидных остатков стабилизирующих компонентов эмульсии типа "вода в нефти", таких как асфальтены, смолы, парафины, частицы золя сульфида железа, и прочих неорганических примесей. Наличие в воде этих хлопьевидных остатков является основной причиной снижения приемистости нагнетательных скважин, и без обработки специальным ПАВ и растворителем они не могут быть измельчены до нужных размеров. The disadvantage of this method is its dependence on many factors and, first of all, on the efficiency of the installation of oil treatment (UPN). In case of violation of the technological mode of operation of the oil treatment unit, for example, as a result of a change in the quality of oil well products coming into preparation, or the temperature of demulsification, or the type and flow rate of the used demulsifier, or settling time, etc. not only the quality of the marketable oil is deteriorating at the oil treatment facility, but also as a result of the “dumping” of undisturbed intermediate emulsion layers from the settling apparatus, the content of flocculent residues of stabilizing components of the water-in-oil emulsion, such as asphaltenes, resins, paraffins, sharply increases in the separated water particles of sol of iron sulfide, and other inorganic impurities. The presence of these flocculent residues in water is the main reason for the decrease in injectivity of injection wells, and without treatment with a special surfactant and solvent, they cannot be crushed to the desired size.
Наиболее близким к предлагаемому решению является способ разработки нефтяной залежи путем закачки через нагнетательные скважины оторочки водного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) и отбора пластовых флюидов через добывающие скважины, отличающийся тем, что перед закачкой оторочки водного раствора ПАВ, в качестве которого используют продукт совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола Аф9-12 с концентрацией 0,5-5,0 мас.%, в пласт дополнительно закачивают оторочку продукта совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола Аф 9-4 с концентрацией 0,5-5,0 мас.% в углеводородном растворе, причем закачку оторочек осуществляют за два цикла при соотношении объемов закачки в каждом цикле от 1: 1 до 1: 5 при общем расходе ПАВ 0,5-1,5% объемов пор пласта (Патент RU 2012787, Е 21 В 43/22, 15.05.1994). В данном способе повышение нефтеотдачи пласта достигается благодаря индивидуальным свойствам применяемых ПАВ, а именно растворимости углеводородного раствора Аф 9-4 (нефтенола Н) в нефти, а водного раствора Аф 9-12 (нефтенола В) в пластовой воде. При смешивании углеводородного и водного раствора указанных ПАВ в соотношении объемов от 1:1 до 1:5 образуются вязкие эмульсии, обладающие нефтевытесняющей способностью и создающие в проницаемых прослоях повышенное фильтрационное сопротивление. Closest to the proposed solution is a method of developing an oil deposit by injecting the fringes of an aqueous solution of a surface-active substance (SAS) through injection wells and selecting formation fluids through production wells, characterized in that prior to the injection of the rims of an aqueous solution of a surfactant, which use the joint product for processing acid tars and oxyethylated alkyl phenol Af9-12 with a concentration of 0.5-5.0 wt.%, the rim of the product of joint processing of acid tars and oxyethylated alkyl phenol Af 9-4 with a concentration of 0.5-5.0 wt.% in a hydrocarbon solution, and the rims are injected in two cycles with a ratio of injection volumes in each cycle from 1: 1 to 1: 5 at a total flow Surfactant 0.5-1.5% of the pore volume of the reservoir (Patent RU 2012787, E 21 B 43/22, 05/15/1994). In this method, enhanced oil recovery is achieved due to the individual properties of the surfactants used, namely, the solubility of the hydrocarbon solution Af 9-4 (neftenol N) in oil, and the aqueous solution Af 9-12 (neftenol B) in produced water. When a hydrocarbon and an aqueous solution of these surfactants are mixed in a volume ratio of 1: 1 to 1: 5, viscous emulsions are formed with oil-displacing ability and creating increased filtration resistance in permeable interlayers.
Недостаток способа - высокий расход предлагаемых ПАВ, что делает экономически нецелесообразным использование большеобъемных закачек их углеводородных и водных растворов. Кроме того, при циклической закачке в неоднородном по проницаемости и нефтенасыщенности пласте сложно достичь смешивания углеводородных и водных растворов ПАВ в заданных объемных соотношениях, т.к. маловязкий углеводородный раствор ПАВ будет лучше фильтроваться в нефтенасыщенные интервалы пласта, т.к. образуемая им при контакте с пластовой водой эмульсия прямого типа (типа "масло в воде") будет препятствовать фильтрации углеводородного раствора ПАВ в водонасышенные интервалы пласта и, наоборот, водный раствор ПАВ при циклической закачке будет преимущественно фильтроваться в водонасыщенные интервалы пласта, где его концентрация будет резко снижаться в результате разбавления пластовой водой и адсорбции на твердой пористой поверхности пласта, т.е. будет использован не эффективно. The disadvantage of this method is the high consumption of the proposed surfactants, which makes it economically inexpedient to use large volumes of their hydrocarbon and aqueous solutions. In addition, during cyclic injection in a formation with a heterogeneous permeability and oil saturation, it is difficult to achieve mixing of hydrocarbon and aqueous surfactant solutions in predetermined volume ratios, since low viscosity hydrocarbon surfactant solution will be better filtered in oil-saturated intervals of the reservoir, because the emulsion of direct type (oil-in-water type) formed upon contact with the formation water will prevent the filtration of the hydrocarbon surfactant solution into the water-saturated intervals of the formation and, conversely, the aqueous surfactant solution during cyclic injection will mainly be filtered into the water-saturated intervals of the formation, where its concentration will be sharply decrease as a result of dilution with formation water and adsorption on the solid porous surface of the formation, i.e. will not be used effectively.
Цель предлагаемого способа добычи нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов - повышение охвата пласта заводнением с получением высокого коэффициента вытеснения нефти путем закачек в продуктивный пласт через нагнетательную скважину неионогенного поверхностно-активного вещества, самопроизвольно образующего при дозировании в воду эмульсионно-суспензионную систему (ВЭСС). The purpose of the proposed method for oil production from reservoirs of heterogeneous permeability is to increase the coverage of the formation by water flooding to obtain a high oil displacement rate by injecting a nonionic surfactant into the reservoir through an injection well, which spontaneously forms an emulsion-suspension system (VESS) when dosed into water.
Поставленная цель достигается тем, что в пласт закачивают состав-реагент для добычи нефти РДН-0, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество, обладающее деэмульгирующим действием в отношении эмульсий типа "вода в нефти" и дополнительно ароматический углеводородный растворитель при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Ароматический углеводородный растворитель - 50 - 75
Неионогенное поверхностно-активное вещество - 25 - 50
Для приготовления реагента РДН-0 в качестве ароматического растворителя, хорошо растворяющего асфальтосмолистые и парафиновые компоненты нефти (АСПК) и неиногенные поверхностно-активные вещества (НПАВ), используют термогазойль (ТУ 38.1011-254-89) плотностью 1000-1020 кг/м3 или антраценовую фракцию (ГОСТ 11126-88) плотностью 1100-1120 кг/м3, а в качестве НПАВ, обладающего деэмульгирующим действием в отношении эмульсий типа "вода в нефти", используют продукты оксиэтилирования алкилфенолов, жирных кислот, жирных спиртов и др. Указанные НПАВ способны растворяться как в нефти, так и в воде, и, наряду с демульгирующим действием в отношении эмульсий типа "вода в нефти", обладают высокими нефтеотмывающими свойствами и пептизирующей способностью в водной фазе по отношению к осадкообразующим агломератам состоящих из твердых частиц и асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти.This goal is achieved by the fact that a reagent composition for the extraction of oil RDN-0 containing a nonionic surfactant having a demulsifying effect in relation to water-in-oil emulsions and an additional aromatic hydrocarbon solvent in the following ratio of components, wt. %:
Aromatic hydrocarbon solvent - 50 - 75
Nonionic Surfactant - 25 - 50
For the preparation of the RDN-0 reagent, a thermogasoil (TU 38.1011-254-89) with a density of 1000-1020 kg / m 3 or is used as an aromatic solvent that well dissolves the asphalt-resinous and paraffin oil components (ASPA) and non-inogenic surface-active substances (NPAS) anthracene fraction (GOST 11126-88) with a density of 1100-1120 kg / m 3 , and the products of hydroxyethylation of alkyl phenols, fatty acids, fatty alcohols, etc. are indicated as nonionic surfactants with a demulsifying effect on water-in-oil emulsions. able to dissolve Both in oil and in water, and, along with a demulsifying effect with respect to water-in-oil emulsions, they have high oil washing properties and peptizing ability in the aqueous phase with respect to sediment-forming agglomerates consisting of solid particles and asphalt-resinous and paraffin components oil.
Новым в заявляемом способе добычи нефти является то, что закачку реагента РДН-0 в пласт осуществляют периодически в призабойную зону нагнетательной скважины и/или постоянно дозируют в водовод, по которому в нагнетаемую скважину закачивают нефтепромысловую сточную воду с установки подготовки нефти, при этом в пресной или минерализованной воде образуется самопроизвольно ВЭСС из асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и хлопьевидных агломератов твердой фазы и асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти. New in the claimed method of oil production is that the injection of the RDN-0 reagent into the formation is carried out periodically into the bottom-hole zone of the injection well and / or is constantly dosed into the conduit through which oilfield wastewater is pumped into the injection well from the oil treatment unit, while in fresh or mineralized water is formed spontaneously VESS from asphalt-resin-paraffin deposits (paraffin deposits) and flocculent agglomerates of solid phase and asphalt-resinous and paraffin oil components.
Процесс самопроизвольного образования ВЭСС в призабойной зоне нагнетательной скважины происходит в результате набухания, пептизации и растворения отложений АСПО под влиянием РДН-0. Этот процесс растянут во времени, носит диффузионный характер и может продолжаться до тех пор, пока в призабойной зоне скважины накопленные отложения АСПО из мазеобразного состояния не перейдут в нагнетаемую в пласт воду в виде тонкодисперсной эмульсионно-суспензионной системы, хорошо фильтруемой в водонасыщенные высокопроницаемые интервалы пласта. The process of spontaneous formation of VESS in the near-well zone of the injection well occurs as a result of swelling, peptization and dissolution of sediment deposits under the influence of RDN-0. This process is extended in time, diffusion in nature, and can continue until the accumulated sediment deposits from the oily state in the near-well zone of the well pass into the water injected into the formation in the form of a finely dispersed emulsion-suspension system that is well filtered into water-saturated, highly permeable intervals of the formation.
При постоянном дозировании реагента РДН-0 в водовод с нефтепромысловой сточной водой, наряду с процессом быстрого перехода в объеме водной фазы крупных, хлопьевидных агломератов твердой фазы и асфальтосмолистых и парафиновых компонентов в тонкодисперсное состояние, происходит процесс постепенной пептизации, диспергирования и перехода в объем водной фазы отложений АСПО с внутренней стенки водовода, т.е. под действием дозируемого в водовод реагента РДН-0 в объеме водной фазы также образуется тонкодисперсная ВЭСС. With constant dosing of the RDN-0 reagent into the water conduit with oilfield wastewater, along with the process of rapid transition in the volume of the aqueous phase of large, flocculent agglomerates of the solid phase and the asphalt-resinous and paraffin components to the finely dispersed state, a process of gradual peptization, dispersion and transition into the volume of the aqueous phase occurs sediment deposits from the inner wall of the conduit, i.e. Under the action of the RDN-0 reagent dosed into the water conduit, a finely dispersed VESS is also formed in the volume of the aqueous phase.
Суммарный расход реагента РДН-0, необходимый для реализации предлагаемого способа добычи нефти, определяют следующим образом. The total consumption of RDN-0 reagent, necessary for the implementation of the proposed method for oil production, is determined as follows.
Количество реагента РДН-0, необходимое для периодической закачки в призабойную зону нагнетательной скважины (Q1, м3), рассчитывают исходя из геометрических размеров призабойной зоны скважины и мощности продуктивной толщи пласта, которую планируют обработать (очистить) от отложений АСПО реагентом РДН-0. При этом по характеру изменения (повышения) во времени приемистости нагнетательной скважины судят о целесообразности повторной закачки реагента РДН-0 в призабойную зону скважины.The amount of RDN-0 reagent required for periodic injection into the bottom-hole zone of the injection well (Q 1 , m 3 ) is calculated based on the geometric dimensions of the bottom-hole zone of the well and the thickness of the productive stratum of the formation, which it is planned to process (clean) from sedimentation deposits with RDN-0 reagent . Moreover, by the nature of the change (increase) in time of the injectivity of the injection well, the expediency of re-injecting the RDN-0 reagent into the bottomhole zone of the well is judged.
Количество реагента РДН-0 (Q2, кг/сут), которое необходимо постоянно дозировать в водовод, по которому в скважину нагнетается нефтепромысловая сточная вода, зависит как от объема воды, перекачиваемой по данному водоводу в нагнетательную скважину (Qв, м3/сут), так и ее качества, характеризуемого количеством взвешенных агломератов-частиц КВЧ (q, мг/л или г/м3), рассчитывают по формуле
Q2 = k•(Qв•q)•1000, кг/сут, (1)
где k - коэффициент, учитывающий различия в составе и свойствах КВЧ (размерах агломератов, скорости их пептизации (или растворения) под воздействием дозируемого реагента РДН-0 и т.п.)? может иметь значения в пределах от 1 до 10.The amount of RDN-0 reagent (Q 2 , kg / day), which must be continuously metered into the water conduit through which oilfield wastewater is injected into the well, depends on the volume of water pumped through the water conduit to the injection well (Q in , m 3 / days), and its quality, characterized by the number of suspended agglomerates-particles of EHF (q, mg / l or g / m 3 ), is calculated by the formula
Q 2 = k • (Q in • q) • 1000, kg / day, (1)
where k is a coefficient that takes into account differences in the composition and properties of EHF (sizes of agglomerates, the rate of their peptization (or dissolution) under the influence of the dosed RDN-0 reagent, etc.)? may range from 1 to 10.
Достижение положительного эффекта повышения коэффициента вытеснения нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов с применением предлагаемого способа и его принципиальное отличие от способа прототипа состоит в том, что реагент РДН-0 при его введении в воду (независимо от ее минерализации) вначале образует в ней микроэмульсию типа "масло в воде", где дисперсной фазой является концентрированный (25-50%) раствор НПАВ в ароматическом углеводородном растворителе, которая в дальнейшем, при контакте с взвешенными в воде или осевшими на твердой поверхности отложениями АСПО, способствует их набуханию, пептизации и растворению, т.е. способствует их переводу из хлопьевидного или пастообразного состояния в ВЭСС, которая хорошо фильтруется в высокопроницаемые, водонасыщенные интервалы пласта. При этом за счет преимущественной адсорбции и адгезии из данной системы на породе пласта гидрофобных, коллоидно-дисперсных частиц асфальтосмолистых и порфириновых компонентов нефти и закрепления в высокопроницаемых участках пласта гидрофобизированных частиц твердой фазы происходит замедление скорости фильтрации по ним водной фазы, что способствует выравниванию профиля приемистости нагнетаемых скважин и, соответственно, увеличению охвата продуктивного пласта заводнением. Снижение же адсорбционного связывания молекул НПАВ на гидрофобизированной частицами АСПК породе пласта способствует более длительному сохранению высокой концентрации НПАВ в ВЭСС, т.е. способствует их проникновению на большее расстояние от забоя скважины в нефтенасыщенные участки пласта, чем это имеет место при известных способах добычи нефти с применением водных или мицеллярных растворов ПАВ, и обеспечивает достижение предлагаемым способом более высокого коэффициента вытеснения нефти, что находит отражение в повышении дебита и снижении обводненности добываемой продукции нефтяных скважин. Achieving a positive effect of increasing the coefficient of oil displacement from reservoirs heterogeneous in permeability using the proposed method and its fundamental difference from the prototype method is that when it is introduced into water (regardless of its salinity), the RDN-0 reagent forms in it a microemulsion of the type " oil in water ", where the dispersed phase is a concentrated (25-50%) solution of nonionic surfactants in an aromatic hydrocarbon solvent, which subsequently comes into contact with suspended in water or settled on solid th surface deposits of paraffin and promote their swelling and peptization dissolution, i.e. facilitates their transfer from flocculent or pasty state to VESC, which is well filtered into highly permeable, water-saturated intervals of the reservoir. In this case, due to the predominant adsorption and adhesion from this system to the formation rock of hydrophobic, colloidal dispersed particles of asphalt-resinous and porphyrin oil components and fixing in the highly permeable sections of the formation of hydrophobized particles of the solid phase, the filtration rate of the aqueous phase is slowed down, which helps to equalize the injectivity profile of the injected wells and, accordingly, increase the coverage of the reservoir by water flooding. A decrease in the adsorption binding of nonionic surfactant molecules on the formation rock hydrophobized by ASPA particles contributes to a longer preservation of a high concentration of nonionic surfactants in the VESS, i.e. facilitates their penetration at a greater distance from the bottom of the well into oil-saturated sections of the formation than is the case with known methods of oil production using aqueous or micellar surfactant solutions, and ensures that the proposed method achieves a higher oil displacement coefficient, which is reflected in an increase in production and decrease water cut of extracted oil well products.
В рассматриваемом примере представлены данные, подтверждающие эффективность применения предлагаемого способа. In this example, data is presented that confirm the effectiveness of the proposed method.
Предлагаемый способ добычи нефти апробирован на одном из нефтяных месторождений ОАО "Татнефть", добывающих нефть из пашийского горизонта методом заводнения продуктивных пластов. The proposed method of oil production was tested at one of the oil fields of OAO TATNEFT, which extract oil from the Pashian horizon by the method of flooding productive formations.
Для реализации способа был выбран участок, состоящий из одной нагнетательной скважины (в центре) и пяти добывающих скважин, находящихся под ее воздействием и расположенных на расстоянии порядка 150-200 м от данной нагнетательной скважины. To implement the method, a site was selected consisting of one injection well (in the center) and five production wells under its influence and located at a distance of about 150-200 m from this injection well.
В нагнетательную скважину по водоводу системы ППД закачивается нефтепромысловая сточная вода, поступающая с очистных сооружений установки комплексной подготовки нефти (УКПН) с средневзвешенным содержанием КВЧ в пределах 100 мг/л. При срыве технологического режима работы УКПН содержание КВЧ в воде, закачиваемой в скважину, достигает 1% и более, что способствует образованию отложений АСПК и ТВ как на внутренних стенках водовода, так и в призабойной зоне нагнетательной скважины, что резко снижает приемистость нагнетательной скважины при одновременном повышении давления нагнетания. Oilfield wastewater is pumped into the injection well through the water conduit of the PPD system, coming from the treatment facilities of the integrated oil treatment unit (UKPN) with a weighted average content of EHF within 100 mg / l. In case of failure of the technological operation mode of UKPN, the EHF content in the water injected into the well reaches 1% or more, which contributes to the formation of deposits of ASPA and TV both on the inner walls of the water conduit and in the bottomhole zone of the injection well, which sharply reduces the injectivity of the injection well while increasing discharge pressure.
Приемистость нагнетательной скважины в момент апробирования предлагаемого способа добычи нефти при давлении нагнетания 60 атм колебалась в пределах 250-300 м3/сут.The injectivity of the injection well at the time of testing the proposed method for oil production at an injection pressure of 60 atm ranged from 250-300 m 3 / day.
Мощность продуктивного пласта нагнетания воды в данной скважине составляла 3 м, объем призабойной зоны (включая зумф), обеспечивающий перекрытие продуктивного пласта, составлял 1,56 м3.The capacity of the productive formation of water injection in this well was 3 m, the volume of the bottom-hole zone (including sump), providing overlapping of the productive formation, was 1.56 m 3 .
Точка дозирования реагента РДН-0 в подводящий к нагнетательной скважине водовод системы ППД располагалась от скважины на расстоянии около 500 м. The dispensing point of the RDN-0 reagent into the water conduit of the RPM system leading to the injection well was located at a distance of about 500 m from the well.
Для однократной (разовой) обработки призабойной зоны нагнетательной скважины в скважину через затрубное пространство закачали 1600 л (кг) или 8 (200 л) бочек реагента РДН-0. For a single (one-time) treatment of the bottom-hole zone of the injection well, 1,600 l (kg) or 8 (200 l) barrels of RDN-0 reagent were pumped into the well through the annulus.
Одновременно с этим в подводящий водовод системы ППД непрерывно в течение 4 суток дозировали реагент РДН-0, расход которого, рассчитанный по формуле (1), при коэффициенте k = 10 и КВЧ = 100 г/м3, равнялся
Q2 = 10•(300 м3/сут • 100 г/м3) = 300 кг/сут (12,5 кг/ч).At the same time, the RDN-0 reagent was dosed continuously for 4 days into the inlet conduit of the PPD system, the flow rate of which, calculated according to formula (1), with the coefficient k = 10 and EHF = 100 g / m 3 , was
Q 2 = 10 • (300 m 3 / day • 100 g / m 3 ) = 300 kg / day (12.5 kg / h).
Таким образом, за все время апробирования предлагаемого способа добычи нефти в обрабатываемую нагнетательную скважину закачали 1200 м3 ВЭСС, самопроизвольно образующейся в водоводе, при постоянной дозировке в течение 4 суток реагента РДН-0 в количестве 12,5 кг/ч (или в пределах 1,0 мас.% в расчете на концентрацию РДН-0 в одной фазе), что почти в 5 раз меньше, чем это используется для приготовления аналогичного объема ВЭСС из известного состава, взятого в качестве прототипа.Thus, during the entire testing of the proposed method for oil production, 1,200 m 3 of VESS, spontaneously formed in the water conduit, were pumped into the treated injection well at a constant dosage of 12.5 kg / h (or within 1 , 0 wt.% Based on the concentration of RDN-0 in one phase), which is almost 5 times less than that used to prepare a similar volume of VESS from a known composition taken as a prototype.
В обобщенном виде результаты наблюдения за работой нагнетательной скважины и характером изменения дебита и обводненности продукции добывающих скважин, реагирующих на данную нагнетательную скважину, приведены в таблице. In a generalized form, the results of monitoring the operation of the injection well and the nature of the change in the production rate and water cut of production wells that respond to this injection well are shown in the table.
Как следует из приведенных данных, предлагаемый способ добычи нефти с применением большеобъемной закачки ВЭСС, самопроизвольно образующейся в воде при однократной закачке в нагнетательную скважину определенного (1600 л) количества РДН-0 и последующем непрерывном дозировании данного реагента в количестве 12,5 кг/ч в течение 4 суток в водовод системы поддержания пластового давления, позволил заметно (на 5-10%) снизить содержание воды (табл.1, п. 4) по всем 5 добывающим скважинам, реагирующим на данную нагнетательную скважину. При этом, несмотря на определенные колебания во времени (вначале рост, а затем некоторое снижение) дебита добывающих скважин по жидкости (табл. 1, п.3), дебит по нефти (табл.1, п.5) по всем добывающим скважинам в течение первого месяца после закачки ВЭСС сразу увеличился почти в 1,5-2 раза и даже после 6 мес дебит по нефти у реагирующих скважин превышал первоначальные значения в 1,1-1,7 раза. Дополнительная добыча нефти (табл.1, п. 6), полученная за счет реализации предлагаемого способа только по 5 реагирующим скважинам за 6 мес составила величину порядка 1300 м3, при этом было затрачено 2800 л реагента РДН-0, т.е. в среднем на 1 м3 реагента РДН-0 дополнительная добыча нефти составляет величину порядка 460 м3.As follows from the above data, the proposed method of oil production using a large-volume injection of VESS, spontaneously generated in water during a single injection into a injection well of a certain (1,600 l) amount of RDN-0 and subsequent continuous dosing of this reagent in an amount of 12.5 kg / h in during 4 days into the conduit of the reservoir pressure maintenance system, it was possible to significantly (by 5-10%) reduce the water content (Table 1, p. 4) for all 5 production wells that respond to this injection well. At the same time, despite certain fluctuations in time (initially growth, and then some decrease) in the production rate of producing wells by liquid (Table 1, item 3), the oil rate (table 1, item 5) for all production wells in during the first month after injection, VESS immediately increased almost 1.5-2 times and even after 6 months the oil production rate at the reacting wells exceeded the initial values 1.1-1.7 times. Additional oil production (table 1, p. 6), obtained due to the implementation of the proposed method for only 5 reactive wells for 6 months, amounted to about 1300 m 3 , while 2800 l of RDN-0 reagent was expended, i.e. on average per 1 m 3 of RDN-0 reagent, additional oil production amounts to about 460 m 3 .
Таким образом, использование в предлагаемом способе добычи нефти состава (реагента РДН-0), содержащего в заданном соотношении ароматический углеводородный растворитель и неионогенный ПАВ, обладающий деэмульгирующим действием в отношении эмульсий типа "вода в масле", позволяет на практике достаточно просто осуществлять большеобъемные (не менее 1000 м3) закачки водной эмульсионно-суспензионной системы (ВЭСС) в нагнетательную скважину, что способствует не только выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины, но и за счет нефтеотмывающих, гидрофобизирующих и водоизолирующих свойств ВЭСС снижается обводненность продукции добывающих скважин и повышается коэффициент вытеснения нефти из пласта.Thus, the use in the proposed method of oil production of a composition (RDN-0 reagent) containing a predetermined ratio of an aromatic hydrocarbon solvent and a nonionic surfactant having a demulsifying effect in relation to water-in-oil emulsions makes it possible in practice to carry out large-volume (not less than 1000 m 3) pumping an aqueous emulsion-suspension system (VESS) in the injection well, which contributes not only to equalize the injection well injectivity profile, but also due to petro tmyvayuschih, hydrophobizing properties and water shutoff VESS reduced water cut production wells and oil displacement efficiency increases from the formation.
Кроме того, следует отметить, что с применением предлагаемого способа добычи нефти отпадает необходимость в частых остановках нагнетательных скважин для обработки (очистки) призабойной зоны нагнетательных скважин с целью повышения их приемистости от асфальтосмолистых и парафиновых и прочих отложений, что не только снижает затраты на добычу нефти, но и существенно улучшает экологическую обстановку в районе нефтедобычи. In addition, it should be noted that with the use of the proposed method of oil production, there is no need for frequent shutdowns of injection wells for processing (cleaning) the bottom-hole zone of injection wells in order to increase their injectivity from asphalt-resinous and paraffin and other deposits, which not only reduces the cost of oil production , but also significantly improves the environmental situation in the oil production area.
Из анализа патентной и научно-технической литературы указанная совокупность признаков не обнаружена, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого способа добычи нефти критериям "существенные отличия" и "научная новизна". From the analysis of patent and scientific and technical literature, the specified set of features was not found, which allows us to conclude that the proposed method of oil production meets the criteria of "significant differences" and "scientific novelty."
Claims (3)
Ароматический углеводородный растворитель - 50-75
Неионогенное поверхностно-активное вещество - 25-50
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве ароматического растворителя используют термогазойль плотностью 1000-1020 кг/м3 или антраценовую фракцию с плотностью 1100-1120 кг/м3, а в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества применяют продукты оксиэтилирования алкилфенолов, или жирных кислот, или жирных спиртов.1. A method of oil production from reservoirs heterogeneous in permeability with maintaining reservoir pressure by water flooding, comprising injecting into the formation through an injection well a composition comprising a nonionic surfactant that spontaneously forms an emulsion-suspension system when dosed into water, characterized in that it is injected into the formation RDN-0 oil reagent composition containing a nonionic surfactant having a demulsifying effect on water-in-oil emulsions ", and additionally an aromatic hydrocarbon solvent in the following ratio of components, wt.%:
Aromatic hydrocarbon solvent - 50-75
Nonionic Surfactant - 25-50
2. The method according to claim 1, characterized in that thermogas oil with a density of 1000-1020 kg / m 3 or an anthracene fraction with a density of 1100-1120 kg / m 3 is used as an aromatic solvent, and hydroxyethylation products are used as a nonionic surfactant alkyl phenols, or fatty acids, or fatty alcohols.
Q2=k•(Qв•q)•1000, кг/сут,
где k - коэффициент, учитывающий различия в составе и свойствах агломератов и асфальтосмолопарафиновых отложений, значение которого может колебаться от 1 до 10;
Qв - приемистость нагнетательной скважины в период обработки, м3/сут.;
q - качество нефтепромысловой сточной воды закачиваемой в нагнетательную скважину, характеризуемое количеством взвешенных агломератов-частиц твердых примесей и асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти, мг/л.4. The method according to any one of claims 1 to 3, characterized in that for the periodic injection, the required amount of RDN-0 reagent is determined based on the geometric dimensions of the bottom-hole zone of the injection well and the thickness of the treated formation, and the amount of reagent (Q 2. Kg / day) for continuous dosing of oilfield wastewater pumped into an injection well into a water conduit is calculated by the formula
Q 2 = k • (Q in • q) • 1000, kg / day,
where k is a coefficient taking into account differences in the composition and properties of agglomerates and asphalt-resin-paraffin deposits, the value of which can vary from 1 to 10;
Q in - the injectivity of the injection well during the treatment period, m 3 / day .;
q is the quality of oilfield wastewater pumped into the injection well, characterized by the amount of suspended agglomerates-particles of solid impurities and asphalt-resinous and paraffin oil components, mg / l.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001108834A RU2198287C2 (en) | 2001-04-02 | 2001-04-02 | Method of oil production |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001108834A RU2198287C2 (en) | 2001-04-02 | 2001-04-02 | Method of oil production |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2198287C2 true RU2198287C2 (en) | 2003-02-10 |
Family
ID=20247933
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001108834A RU2198287C2 (en) | 2001-04-02 | 2001-04-02 | Method of oil production |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2198287C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101949282A (en) * | 2010-07-22 | 2011-01-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | Oil displacing method for residual oil/asphalt emulsion |
| RU2730705C1 (en) * | 2020-02-10 | 2020-08-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones |
-
2001
- 2001-04-02 RU RU2001108834A patent/RU2198287C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101949282A (en) * | 2010-07-22 | 2011-01-19 | 中国石油天然气股份有限公司 | Oil displacing method for residual oil/asphalt emulsion |
| CN101949282B (en) * | 2010-07-22 | 2012-12-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | Oil displacing method for residual oil/asphalt emulsion |
| RU2730705C1 (en) * | 2020-02-10 | 2020-08-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6110885A (en) | Acidic surfactant composition and method for cleaning wellbore and flowline surfaces using the surfactant composition | |
| EP2627728B1 (en) | Water injection systems and methods | |
| CN110945208B (en) | Method for improving oil recovery rate of stratum | |
| US2779418A (en) | Method of increasing production from wells | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| Islam | Role of asphaltenes on oil recovery and mathematical modeling of asphaltene properties | |
| AlSofi et al. | Assessment of enhanced-oil-recovery-chemicals production and its potential effect on upstream facilities | |
| CN110168012B (en) | Multiphase polymer suspensions and their use | |
| RU2198287C2 (en) | Method of oil production | |
| US8657019B2 (en) | Hydrocarbon recovery enhancement methods using low salinity carbonated brines and treatment fluids | |
| RU2004116889A (en) | METHOD FOR TREATING A BOREHOLE BOTTOM ZONE | |
| RU2136859C1 (en) | Method of development of oil fields | |
| RU2480503C1 (en) | Composition for water-isolation works in gas wells | |
| RU2394980C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2754171C1 (en) | Method for limiting water inflow in production well | |
| RU2168617C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2120030C1 (en) | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool | |
| Kovaleva et al. | Reasons for formation of stable intermediate layer water-in-oil emulsions in tanks | |
| RU2461702C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit (versions) | |
| RU2117144C1 (en) | Method for recovery of residual oil | |
| RU2696686C2 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of wells in order to intensify oil and gas production | |
| Aleksandrov et al. | Selecting a Technology to Increase well Capacity and Enhance Oil Recovery of the YUS11 Formation of the Fainsk Oil Field | |
| RU2188312C2 (en) | Composition for regulation of oil field development | |
| RU2266398C2 (en) | Reservoir oil recovery enhancement method | |
| CA2286245A1 (en) | Method of oilfield development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100403 |