RU2210665C2 - Method of oil pool development - Google Patents
Method of oil pool development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2210665C2 RU2210665C2 RU2001115196/03A RU2001115196A RU2210665C2 RU 2210665 C2 RU2210665 C2 RU 2210665C2 RU 2001115196/03 A RU2001115196/03 A RU 2001115196/03A RU 2001115196 A RU2001115196 A RU 2001115196A RU 2210665 C2 RU2210665 C2 RU 2210665C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- sodium silicate
- formation
- mobility
- phosphogypsum
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей путем закачки физико-химических веществ. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing oil deposits by pumping physical and chemical substances.
Известен состав для изоляции водопритока добывающих скважин, содержащий силикат натрия (жидкое стекло) и соляную кислоту (Г.Н.Хангильдин. Химические компоненты скважин. Гостоптехиздат, М.Л. 1953, стр. 38-79). A known composition for isolating the water inflow of producing wells containing sodium silicate (water glass) and hydrochloric acid (G.N. Khangildin. Chemical components of the wells. Gostoptekhizdat, ML 1953, pp. 38-79).
Недостатком данного состава является его низкая технологичность применения, которая связана с трудностями приготовления состава с оптимальным временем гелеобразования, т.к. в процессе смешения компонентов состава, даже при незначительном отклонении соотношения компонентов или рН состава, происходит неожиданное изменение времени гелеобразования вплоть до мгновенного гелеобразования. The disadvantage of this composition is its low manufacturability, which is associated with difficulties in preparing the composition with the optimal gelation time, because in the process of mixing the components of the composition, even with a slight deviation of the ratio of the components or the pH of the composition, an unexpected change in the gelation time occurs, up to instant gelation.
Известен также способ вытеснения нефти из пласта путем закачки щелочной воды (водные растворы NaOH, силиката натрия и т.п.) (см. "Закачка щелочной воды, Minssieux L Intérêt de l'injection d'eau alcaline en recuperation assistee. "Rev. Inst. franc, petrole", 1978, 33, 1, 47-57).There is also known a method of displacing oil from the reservoir by injection of alkaline water (aqueous solutions of NaOH, sodium silicate, etc.) (see "Injection of alkaline water, Minssieux L Intérêt de l ' injection d ' eau alcaline en recuperation assistee." Rev. Inst. Franc, petrole ", 1978, 33, 1, 47-57).
Повышение нефтеотдачи указанными составами по сравнению с заводнением связью с проявлением 2-х механизмов: снижения межфазного натяжения между щелочными раствором и нефтью и увеличение смачиваемости породы водой. The increase in oil recovery by these compounds compared to water flooding due to the manifestation of 2 mechanisms: a decrease in interfacial tension between the alkaline solution and oil and an increase in the wettability of the rock with water.
К недостаткам данного способа относится его недостаточная эффективность вследствие того, что неподвижность вытесняющего и вытесняемого агентов не регулируется и, как правило, отличается между собой в несколько раз, что приводит к быстрому прорыву вытесняющего агента к добывающим скважинам, либо к снижению приемистости нагнетательных скважин. The disadvantages of this method include its lack of effectiveness due to the fact that the immobility of the displacing and displaced agents is not regulated and, as a rule, differs by several times, which leads to a quick breakthrough of the displacing agent to production wells, or to a decrease in the injectivity of injection wells.
Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водного раствора силиката натрия и в качестве структурообразующего реагента цеолитсодержащую породу, предварительно обработанную серной или соляной кислотами. (А. с. 2157451 МПК 7 Е 21 В 43/22). Closest to the proposed one is a method of developing an oil deposit, which involves injecting an aqueous solution of sodium silicate into the formation and, as a structure-forming reagent, a zeolite-containing rock pretreated with sulfuric or hydrochloric acids. (A. p. 2157451 IPC 7 E 21 B 43/22).
Недостатком этого способа разработки является то, что он направлен только на увеличение коэффициента охвата пласта воздействием, в то время как водный раствор силиката натрия обладает и относительно высокими нефтевытесняющими свойствами. Кроме того, недостатком этого способа является также низкий охват гидрофильных обводненных коллекторов нефтяного пласта изолирующим действием, что связано с блокированием частицами цеолитсодержащей породы обводненных коллекторов лишь вблизи устья скважины и обусловлено неустойчивостью суспензии цеолитсодержащей породы, которая быстро осаждается, блокируя коллекторы нефтяного пласта. Вследствие этого ухудшается профиль приемистости нагнетательных скважин. Существенный недостаток этого способа - необходимость применения предварительной кислотной обработки цеолитсодержащей породы, которая требует дополнительных затрат, в том числе времени и реагентов. Способ не обеспечивает достаточной надежности изоляции обводненных пластов, а необходимость дополнительных затрат делает его дорогим. Кроме того, необходимость предварительной кислотной обработки и суспензирования цеолитсодержащей породы делает способ нетехнологичным. The disadvantage of this development method is that it is aimed only at increasing the coefficient of coverage of the formation by exposure, while an aqueous solution of sodium silicate has relatively high oil-displacing properties. In addition, the disadvantage of this method is also the low coverage of hydrophilic flooded reservoirs of the oil reservoir with an insulating effect, which is associated with the blocking by particles of the zeolite-containing rock of the flooded reservoirs only near the wellhead and is caused by the instability of the suspension of the zeolite-containing rock, which rapidly precipitates, blocking the reservoirs of the reservoir. As a result, the injectivity profile of injection wells is deteriorating. A significant disadvantage of this method is the need for preliminary acid treatment of the zeolite-containing rock, which requires additional costs, including time and reagents. The method does not provide sufficient reliability of isolation of waterlogged formations, and the need for additional costs makes it expensive. In addition, the need for preliminary acid treatment and suspension of zeolite-containing rocks makes the method non-technological.
Целью изобретения является повышение эффективности разработки нефтяной залежи за счет увеличения коэффициента вытеснения нефти из пласта, охвата процессом воздействия и изоляции водопритока к добывающим скважинам. The aim of the invention is to increase the efficiency of the development of oil deposits by increasing the coefficient of oil displacement from the reservoir, the process of exposure and isolation of water inflow to production wells.
Поставленная цель достигается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку в пласт водного раствора силиката натрия, вязкость раствора силиката натрия подбирают таким образом, чтобы подвижность вытесняющего и вытесняемого агентов в начальный период воздействия была равна между собой, затем последовательно снижают концентрацию силиката натрия до нуля и проводят закачку водной суспензии фосфогипса - отходов производства фосфорной кислоты концентрацией 0,1-10%. This goal is achieved by the fact that in the method of developing an oil deposit, which includes injecting an aqueous solution of sodium silicate into the formation, the viscosity of the sodium silicate solution is selected so that the mobility of the displacing and displaced agents in the initial period of exposure is equal to each other, then the concentration of sodium silicate is successively reduced to zero and carry out the injection of an aqueous suspension of phosphogypsum - waste production of phosphoric acid with a concentration of 0.1-10%.
Сущность предлагаемого изобретения заключается в следующем. The essence of the invention is as follows.
Процесс вытеснения нефти из пласта характеризуется относительной приемистостью пласта γ, выраженной отношением темпа закачки к перепаду забойных давлений в нагнетательной и эксплуатационной скважинах во времени (см. Гвоздев Б. П. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1988, с. 45-47). The process of oil displacement from the reservoir is characterized by the relative injectivity of the reservoir γ, expressed by the ratio of the injection rate to the differential pressure in the injection and production wells over time (see Gvozdev BP, Operation of gas and gas condensate fields. M .: Nedra, 1988, p. 45 -47).
- На чертеже представлена зависимость относительной приемистости пласта от относительного продвижения фронта вытеснения (X/L) при относительных подвижностях М. Кривая 1 характеризует процесс, когда подвижность вытесняющего флюида меньше подвижности вытесняемого, что характерно при заводнении. Кривая 3 характеризует процесс месторождения для случая, когда подвижность вытесняющего флюида выше подвижности вытесняемого флюида (нефти). Кривая 2 характеризует процесс, когда подвижности вытесняющего и вытесняемого флюидов равны. Как видно из чертежа, при заводнении, когда подвижность вытесняющего флюида выше подвижности нефти, относительная приемистость пласта увеличивается, что ведет к вынужденному увеличению объемов закачки воды для поддержания пластового давления и, как правило, повышению обводненности продукции. На основании промысловых данных нами была проанализирована связь между изменением относительной приемистости пласта и изменением обводненности добываемой нефти. Для анализа выбран участок Советского месторождения, сравнительно длительное время находящийся в эксплуатации (нагнетательная скважина 663н, эксплуатационные 679, 622, 393). В результате исследований установлено, что относительная приемистость пласта для участка при разработке заводнением со временем увеличивается, что согласуется с приведенными ранее теоретическими положениями, а обводненность добываемой продукции участка увеличивается пропорционально росту относительной приемистости пласта. - The drawing shows the dependence of the relative injectivity of the formation on the relative advance of the displacement front (X / L) at the relative mobilities of
В случае, когда подвижность вытесняющего агента ниже подвижности вытесняемого происходит рост фильтрационного сопротивления пласта, что ведет к уменьшению приемистости нагнетательных скважин и снижению темпов разработки месторождений. Сопоставляя данные можно отметить, что улучшение показателей разработки можно было бы достигнуть, применяя в качестве вытесняющего флюида вещество, подвижность которого приближалось бы к подвижности нефти. Оптимальный вариант разработки - когда подвижности вытесняемого и вытесняющего флюидов равны между собой. In the case when the mobility of the displacing agent is lower than the mobility of the displaced, the filtration resistance of the formation increases, which leads to a decrease in the injectivity of injection wells and a decrease in the rate of field development. Comparing the data, it can be noted that improvement in development indicators could be achieved by using a substance as the displacing fluid, the mobility of which would approach the mobility of the oil. The best development option is when the mobilities of the displaced and displacing fluids are equal.
В предлагаемом способе в начальный период проведения работ закачивают раствор силиката натрия с подвижностью, равной подвижности вытесняемой нефти, с последовательным снижением концентрации силиката натрия в закачиваемом водном растворе до нуля. Таким образом достигаются оптимальные условия для вытеснения нефти из пласта, а водный раствор силиката натрия с различной концентрацией и подвижностью занимает коллектора с различным фильтрационным сопротивлением: раствор силиката натрия с подвижностью, равной подвижности нефти - освободившиеся после вытеснения нефти коллектора с высоким фильтрационным сопротивлением, раствор с меньшей концентрацией силиката натрия - водонасыщенные коллектора пласта с низким фильтрационным сопротивлением. In the proposed method, in the initial period of work, a sodium silicate solution is pumped with a mobility equal to the mobility of the displaced oil, with a sequential decrease in the concentration of sodium silicate in the injected aqueous solution to zero. Thus, optimal conditions are achieved for oil displacement from the reservoir, and an aqueous solution of sodium silicate with different concentration and mobility occupies a reservoir with different filtration resistance: a sodium silicate solution with mobility equal to the mobility of the oil — a reservoir with high filtration resistance released after oil displacement, a solution with lower concentration of sodium silicate - water-saturated reservoir reservoir with low filtration resistance.
При закачке такого состава в добывающие скважины высоковязкий раствор силиката натрия будет преимущественно занимать высокопроницаемые обводненные коллектора, а раствор с меньшей вязкостью и, соответственно, с большей подвижностью, - преимущественно низкопроницаемые обводненные коллектора. When such a composition is pumped into production wells, a highly viscous sodium silicate solution will predominantly occupy highly permeable flooded reservoirs, and a solution with a lower viscosity and, accordingly, greater mobility will mainly occupy low permeable flooded reservoirs.
Ha втором этапе проведения работ согласно предложенному способу проводят закачку фосфогипса - отходов производства фосфорной кислоты. In the second stage of the work according to the proposed method, phosphogypsum, a waste product of phosphoric acid, is injected.
Фосфогипс представляет собой сложную смесь кристаллогидратов и аквокомпонентов кальция, состоящую, в основном из сульфата кальция и воды, содержащую, кроме того, соединения фтора, алюмосиликаты, фосфаты, фосфорную кислоту, полиакриламид и примеси других веществ. В отличие от исходного минерального сырья - апатитового концентрата и большинства других химических составов и веществ содержащие кальций в фосфогипсе соединения находятся в высокоактивной форме. Они легко выступают в реакции ионного обмена и структурирования с силикатом натрия с образованием кремнекальцевых гелей, точнее гелей поликремневых кислот, модифицированных солями кальция, которые обладают высокими структурно-механическими и изолирующими свойствами. Реакция гелеобразования протекает по схеме (см. в конце описания). Phosphogypsum is a complex mixture of crystalline hydrates and calcium aquocomponents, consisting mainly of calcium sulfate and water, containing, in addition, fluorine compounds, aluminosilicates, phosphates, phosphoric acid, polyacrylamide and other impurities. Unlike the initial mineral raw materials - apatite concentrate and most other chemical compositions and substances, the compounds containing calcium in phosphogypsum are in a highly active form. They easily act in the reactions of ion exchange and structuring with sodium silicate with the formation of silica gels, more precisely polysilicic acid gels modified with calcium salts, which have high structural-mechanical and insulating properties. The gelation reaction proceeds according to the scheme (see the end of the description).
Как видно из схемы реакции, силикат натрия в водном растворе подвергается гидролизу, приводящему к сильной щелочности раствора и образованию кислого ортосиликата натрия (реакция 1), который, реагируя с содержащим кальций соединением, дает кислый ортосиликат кальция (реакция 2). Последний, отщепляя воду, со временем переходит в высокомолекулярную форму и в конце концов образует практически нерастворимый студень сетчатой пространственной структуры (реакция 3), который может удерживать до 300 и более молекул воды в пересчете на молекулу кремневой кислоты. Сущность процесса гелеобразования заключается в конденсации молекул производных кремневой кислоты в более сложные с выделением воды. Процесс образования кремнекальциевых гелей может быть и несколько иным. Связано это с тем, что силикаты щелочных и, в частности, силикат натрия в водном растворе подвергается далеко идущему гидролизу, который приводит к сильной щелочности растворов
NaSiO4+2Н2О←→Na2H2SiO4+2NaOH
Na2H2SiO4←→Na2SiO3+Н2O
2Na2SiO3+H2O←→Na2Si2O3+2NaOH
2Na2SiO5+H2O←→Na2Si4O9+2NaOH
Силикат натрия переходит при этом в высокомолекулярные формы, которые, как и кислот ортосиликат натрия, реагирует с соединениями кальция, содержащимися в фосфогипсе, неизбежно приводя к синтезу кремнекальциевых гелей со структурой аналогичной вышеописанной и с высокими водоизолирующими свойствами.As can be seen from the reaction scheme, sodium silicate in an aqueous solution undergoes hydrolysis, leading to a strong alkalinity of the solution and the formation of sodium acid orthosilicate (reaction 1), which, when reacted with a calcium-containing compound, gives acid calcium orthosilicate (reaction 2). The latter, splitting off water, eventually passes into a high molecular weight form and ultimately forms a practically insoluble gelatin of a spatial spatial structure (reaction 3), which can hold up to 300 or more water molecules in terms of silicic acid molecule. The essence of the gelation process is the condensation of molecules of silicic acid derivatives into more complex ones with the release of water. The process of formation of silicon-calcium gels may be somewhat different. This is due to the fact that alkali silicates and, in particular, sodium silicate in an aqueous solution undergo far-reaching hydrolysis, which leads to strong alkalinity of solutions
NaSiO 4 + 2Н 2 О ← → Na 2 H 2 SiO 4 + 2NaOH
Na 2 H 2 SiO 4 ← → Na 2 SiO 3 + H 2 O
2Na 2 SiO 3 + H 2 O ← → Na 2 Si 2 O 3 + 2NaOH
2Na 2 SiO 5 + H 2 O ← → Na 2 Si 4 O 9 + 2NaOH
In this case, sodium silicate passes into high molecular forms, which, like sodium orthosilicate acids, react with calcium compounds contained in phosphogypsum, inevitably leading to the synthesis of silicon-calcium gels with a structure similar to that described above and with high water-insulating properties.
Способ в промышленных условиях осуществляют следующим образом. Предварительно определяют подвижность вытесняемой нефти и на основе лабораторных экспериметов подбирают концентрацию водного раствора силиката натрия с такой же подвижностью. The method in an industrial environment is as follows. The mobility of the displaced oil is preliminarily determined and, based on laboratory experiments, the concentration of an aqueous solution of sodium silicate with the same mobility is selected.
С помощью насосного агрегата закачивают раствор силиката натрия, причем концентрацию силиката натрия последовательно доводят до нуля. Далее закачивают водную суспензию фосфогипса. Количественное соотношение между водным раствором силиката натрия и суспензией фосфогипса составляет 1:1-1:10, рабочая концентрация суспензии зависит от удельной приемистости скважин и толщины пласта. Процесс гелеобразования происходит в поровом пространстве в течение 1-3 суток. Общее количество закаченных реагентов зависит от геолого-физических условий пласта и составляет 0,05-0,3 объема пор. Проводят 1-3 цикла обработки. Using a pumping unit, a sodium silicate solution is pumped, and the concentration of sodium silicate is subsequently brought to zero. Next, an aqueous suspension of phosphogypsum is pumped. The quantitative ratio between the aqueous solution of sodium silicate and the suspension of phosphogypsum is 1: 1-1: 10, the working concentration of the suspension depends on the specific injectivity of the wells and the thickness of the formation. The gelation process occurs in the pore space within 1-3 days. The total number of injected reagents depends on the geological and physical conditions of the formation and is 0.05-0.3 pore volume. Spend 1-3 processing cycles.
Вначале раствор силиката натрия служит в качестве эффективной нефтевытесняющей жидкости. Он позволяет повысить коэффициент вытеснения нефти на 5-14% (Кубагушев Н. Г. , Мухтаров Я.Г., и др. "Нефтепромысловое дело", М., 1981, 5, 15-16. ISSN 0470-6234 СССР, рус.). После закачки фосфогипса в пласте происходит взаимодействие силиката натрия с соединениями, находящимися в фосфогипсе с образованием в обводненных нефтяных коллекторах кремнекальциевых гелей с высокими изолирующими и структурно-механическими свойствами. Благодаря этому блокируются промытые коллекторы. Затем производится закачка воды. Вода будет обходить промытые, заблокированные коллекторы, вытесняя нефть из оставшихся нефтенасыщенных коллекторов. Посредством такой обработки нефтяного пласта достигается последовательное вытеснение нефти как, и увеличение как коэффициента вытеснения, так и охвата пласта воздействием. Initially, sodium silicate solution serves as an effective oil-displacing fluid. It allows you to increase the coefficient of oil displacement by 5-14% (Kubagushev N.G., Mukhtarov Ya.G., etc. "Oilfield business", Moscow, 1981, 5, 15-16. ISSN 0470-6234 USSR, Russian .). After phosphogypsum is injected into the formation, sodium silicate reacts with compounds located in phosphogypsum to form silicon-calcium gels with high insulating and structural-mechanical properties in flooded oil reservoirs. Due to this, washed collectors are blocked. Then the water is pumped. Water will bypass washed, blocked reservoirs, displacing oil from the remaining oil-saturated reservoirs. Through such treatment of the oil reservoir, consistent oil displacement is achieved both, and an increase in both the displacement coefficient and the reservoir exposure.
Предлагаемый способ был испытан в лабораторных условиях. Испытания заявляемого и известного способов проводили на насыпных линейных моделях, т.е. моделях, в которые набивали пористый материал - кварцевый песок. В зависимости от величины зерен создавали нужную проницаемость модели пласта. Песок набивали в модель, контролируя пористость и проницаемость модели пласта. The proposed method was tested in laboratory conditions. Tests of the claimed and known methods were carried out on bulk linear models, i.e. models in which the porous material was filled - quartz sand. Depending on the size of the grains, the desired permeability of the reservoir model was created. Sand was poured into the model, controlling the porosity and permeability of the reservoir model.
Характеристики модели пласта
- общая длина, см - 100
- диаметр, см - 9,3
- проницаемость, мкм2 - 0,73-2,3
Характеристика используемой нефти
- плотность, кг/м3 - 700
- вязкость, мПа•с - 3,9
Коэффициент вытеснения нефти определяли по формуле:
где К1 - коэффициент вытеснения нефти;
АНВ - объем вытесненной нефти, см3;
АНС - объем нефти, первоначально содержащейся в модели, см3.Reservoir model characteristics
- total length, cm - 100
- diameter, cm - 9.3
- permeability, μm 2 - 0.73-2.3
Characteristics of the used oil
- density, kg / m 3 - 700
- viscosity, MPa • s - 3.9
The oil displacement coefficient was determined by the formula:
where K 1 - oil displacement coefficient;
And HB - the volume of displaced oil, cm 3 ;
And NS is the volume of oil originally contained in the model, cm 3 .
Определили проницаемость модели по воде и по воздуху, насыщали ее дистиллированной водой, а затем нефтью. We determined the permeability of the model in water and in air, saturated it with distilled water, and then with oil.
Все использованные в опытах реагенты соответствовали госстандартам. (Силикат натрия - жидкое стекло выпускает по ГОСТ 13078, ОФПК по ТУ РБ 00203714-04-94). Цеолитсодержащую породу в способе-прототипе готовили по методике, приведенной в описании изобретений способа-прототипа. All reagents used in the experiments corresponded to state standards. (Sodium silicate - water glass produces according to GOST 13078, OFPK according to TU RB 00203714-04-94). Zeolite-containing rock in the prototype method was prepared according to the methodology described in the description of the inventions of the prototype method.
Вначале определяли эффективность вытеснения нефти раствором силиката натрия такой же подвижности, что и вытесняемая нефть. Результаты опытов приведены в табл.1. Initially, the efficiency of oil displacement with a sodium silicate solution of the same mobility as the displaced oil was determined. The results of the experiments are given in table 1.
Как видно из результатов опытов, величина коэффициента вытеснения нефти достигает максимального значения при таком режиме вытеснения, когда вязкость водного раствора силиката натрия подбирают таким образом, чтобы подвижность раствора силиката натрия была равна подвижности нефти. При этом коэффициент вытеснения превышает другие режимы вытеснения на 3,7-8,5%, а вытеснение чистой водой на 15,8%. As can be seen from the results of the experiments, the oil displacement coefficient reaches its maximum value under such a displacement mode, when the viscosity of the aqueous sodium silicate solution is chosen so that the mobility of the sodium silicate solution is equal to the mobility of the oil. Moreover, the displacement coefficient exceeds other displacement modes by 3.7-8.5%, and the displacement by clean water by 15.8%.
Были проведены также эксперименты по определению концентрации фосфогипса в изолирующем составе. Для этого в модель предварительно закачивали раствор силиката натрия с концентрацией 4%, а затем закачивали суспензию фосфогипса и определили давление прорыва после 24 часов выдержки. Результаты в табл.2. Experiments were also conducted to determine the concentration of phosphogypsum in the insulating composition. For this, a sodium silicate solution with a concentration of 4% was pre-pumped into the model, and then a suspension of phosphogypsum was pumped and the breakthrough pressure was determined after 24 hours exposure. The results in table 2.
При проведении исследования изолирующего состава, принятого за прототип, суспензию цеолитсодержащей породы предварительно обрабатывают 2,0% соляной кислотой. When conducting studies of the insulating composition adopted for the prototype, a suspension of zeolite-containing rock is pre-treated with 2.0% hydrochloric acid.
Таким образом, установлено, что оптимальное количество фосфогипса в изолирующем составе равно 0,1-10,0%, т.к. при меньшей концентрации давление прорыва уменьшается, а при большей не повышается. Thus, it was found that the optimal amount of phosphogypsum in the insulating composition is 0.1-10.0%, because at a lower concentration, the breakthrough pressure decreases, while at a higher concentration it does not increase.
Таким образом, в совокупности признаков формулы изобретения достигается 2 существенных следствия: на первом этапе закачка силиката натрия с подвижностью, равной подвижности нефти, позволяет добиться оптимальных условий для вытеснения нефти из пласта, а на втором - за счет того, что в коллектора с различным фильтрационным сопротивлением закачивается раствор силиката натрия с различной вязкостью и, соответственно, подвижностью, который заполняет как высокопроницаемые, так и низкопроницаемые коллектора, после взаимодействия силиката натрия с фосфогипсом происходит более полная блокировка промытых водой коллекторов, что увеличивает охват пласта воздействием. Thus, in the aggregate of the features of the claims, 2 significant consequences are achieved: at the first stage, the injection of sodium silicate with a mobility equal to the mobility of the oil allows optimal conditions for the displacement of oil from the reservoir, and at the second - due to the fact that in the reservoir with different filtration a solution of sodium silicate with different viscosity and, accordingly, mobility, which fills both high-permeability and low-permeability collectors, is pumped with resistance after the interaction of sodium silicate tions with phosphogypsum is more complete blocking washed with water reservoir, which increases the sweep action.
Таким образом, способ разработки нефтяной залежи за счет применения новых технических решений способствует повышению конечного коэффициента нефтеотдачи, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию "изобретательский уровень". Thus, the method of developing an oil deposit through the use of new technical solutions helps to increase the final oil recovery coefficient, which allows us to conclude that the proposed solution meets the criterion of "inventive step".
По имеющимся у авторов сведениям совокупность существенных признаков, характеризующих сущность заявляемого изобретения, не известна на уровне науки и техники, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критерию "новизна". According to the information available to the authors, the set of essential features characterizing the essence of the claimed invention is not known at the level of science and technology, which allows us to conclude that the invention meets the criterion of "novelty."
Совокупность существенных признаков, характеризующих сущность изобретения может быть многократно использована в промышленности с получением технического результата, заключающегося в повышении эффективности разработки нефтяной залежи за счет создания в коллекторах оптимального для данного конкретного пласта режима вытеснения и увеличения коэффициента охвата при последующем воздействии на коллектора, и обусловливающего достижение поставленной цели, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критерию "промышленная применимость". The set of essential features characterizing the essence of the invention can be repeatedly used in industry to obtain a technical result consisting in increasing the efficiency of developing an oil deposit by creating in the reservoirs an optimal displacement regime for a given formation and increasing the coverage coefficient with subsequent impact on the reservoir, and determining the achievement of the goal that allows us to conclude that the invention meets the criterion of "industrial pr applicability ".
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001115196/03A RU2210665C2 (en) | 2001-06-04 | 2001-06-04 | Method of oil pool development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001115196/03A RU2210665C2 (en) | 2001-06-04 | 2001-06-04 | Method of oil pool development |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001115196A RU2001115196A (en) | 2003-06-10 |
| RU2210665C2 true RU2210665C2 (en) | 2003-08-20 |
Family
ID=29245529
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001115196/03A RU2210665C2 (en) | 2001-06-04 | 2001-06-04 | Method of oil pool development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2210665C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2588502C1 (en) * | 2015-03-25 | 2016-06-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method of increasing oil recovery of hydrophilic formations |
-
2001
- 2001-06-04 RU RU2001115196/03A patent/RU2210665C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2588502C1 (en) * | 2015-03-25 | 2016-06-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method of increasing oil recovery of hydrophilic formations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2631526C (en) | Wellbore sealant compositions containing cationic latexes and methods of using them | |
| CA2963910C (en) | Cationic multiple quaternary ammonium-based surfactants for enhancing production in subterranean formations | |
| EP2190942A1 (en) | Methods of using colloidal silica based gels | |
| CA1275356C (en) | Method of reducing permeability in subterranean formation by use ofalkali metal silicate foam | |
| RU2210665C2 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| Campbell | A comparison of sodium orthosilicate and sodium hydroxide for alkaline waterflooding | |
| RU2280757C1 (en) | Formation water isolation method | |
| RU2475622C1 (en) | Lining method of bottom-hole zone of productive formation of gas wells | |
| RU2271444C1 (en) | Method for water-permeable reservoir isolation | |
| RU2224101C2 (en) | Water surrounded petroleum collectors isolation method | |
| RU2160832C1 (en) | Method of restriction of water influx to well | |
| RU2307146C2 (en) | Compound for isolation of watered oil collectors | |
| RU2168618C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
| RU2064571C1 (en) | Gel-forming compound for shutoff of water inflow and increase of oil recovery | |
| RU2154159C1 (en) | Method of oil deposit development (versions) | |
| RU2157451C2 (en) | Method of working of oil deposit | |
| RU2242606C1 (en) | Composition for repair and water-shutoff operations in oil and gas wells | |
| RU2614997C1 (en) | Method of water inflow limitation in fractured carbone reservoirs | |
| RU2304706C2 (en) | Method of controlling development of nonuniform oil formation | |
| RU2138629C1 (en) | Oil production method | |
| RU2187628C1 (en) | Method of development of water-encroached oil pool with nonuniform geological structure | |
| RU2377389C1 (en) | Viscoelastic composition for insulating flow of stratal water into wells (versions) | |
| RU2508446C1 (en) | Method of development of heterogeneous-layer oil deposits |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040605 |