RU2231633C1

RU2231633C1 - Method of development of an oil deposit

Info

Publication number: RU2231633C1
Application number: RU2002126979/03A
Authority: RU
Inventors: А.А. Рамазанова (RU); А.А. Рамазанова; Д.А. Хисаева (RU); Д.А. Хисаева; Ф.Д. Шайдуллин (RU); Ф.Д. Шайдуллин; И.М. Назмиев (RU); И.М. Назмиев; И.И. Абызбаев (RU); И.И. Абызбаев; О.Г. Гафуров (RU); О.Г. Гафуров; мов И.М. Галл (RU); И.М. Галлямов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть"
Priority date: 2002-10-09
Filing date: 2002-10-09
Publication date: 2004-06-27

Abstract

FIELD: petroleum industry.

SUBSTANCE: the invention is pertinent to oil-extracting industry, in particular to methods of development of oil deposits for increase of petroeffect of the seams, which are on the average or late development stage. Technical result of the invention is an increase of petroeffect of seams at the expense of magnification of scope of a seam effect, by improving rheological features. The method of an oil deposit development provides for injection in a seam between separating fringes made out of liquid hydrocarbon of the composition system intercalating an oil-soluble surface-active agent Neftenol and liquid hydrocarbon, distinguished by the fact, that in the capacity of Neftenol in the composition system is entered Neftenol - NZb. Then after the second separating fringe formed out of liquid hydrocarbon they in succession inject a fringe formed out of an aqueous solution of alumino-chloride and a fringe formed out of waste water in volume from 10 up to 100 % in respect to the bulk volume of Neftenol - NZb and liquid hydrocarbon, and volume ratio of Neftenol - NZb to liquid hydrocarbon makes from 1 : 3 up to 1:15.

EFFECT: the method allows to an increase the petroeffect of seams.

4 ex, 3 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений для повышения нефтеотдачи пластов, находящихся на средней или поздней стадии разработки.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing oil fields to increase oil recovery at middle or late stages of development.

Известен способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт через нагнетательную скважину между оторочками из воды вытесняющего агента - композиции, содержащей маслорастворимое поверхностно-активное вещество, жидкий углеводород, ГКЖ и воду (патент РФ №2065033, Е 21 В 43/22, 10.08.1996).There is a method of developing an oil field by injection into the reservoir through an injection well between the rims of the water displacing agent - a composition containing an oil-soluble surfactant, liquid hydrocarbon, GKZH and water (RF patent No. 2065033, E 21 V 43/22, 08/10/1996 )

Недостатком данного способа является недостаточно высокая стабильность мицелярного раствора, что ограничивает площадь охвата пласта воздействием.The disadvantage of this method is the insufficiently high stability of the micellar solution, which limits the coverage area of the formation by exposure.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт через скважину между разделяющими оторочками нефти вытесняющего агента - композиционной системы, включающей маслорастворимое поверхностно-активное вещество - Нефтенол - НЗ, нефть и воду (патент РФ №2168617, Е 21 В 43/22, 2001 г).The closest in technical essence is a method of developing an oil field by injection into the formation through a well between a separating rim of oil displacing agent - a composite system including oil-soluble surfactant - Neftenol - NC, oil and water (RF patent No. 2168617, E 21 V 43 / 22, 2001).

Недостатком известного способа является недостаточная стабильность композиционной системы, низкая вязкость и невысокое предельное напряжение сдвига эмульсии, образующейся естественным путем при нагнетании композиции в промытые зоны пласта, что способствует недостаточному охвату пласта воздействием.The disadvantage of this method is the lack of stability of the composition system, low viscosity and low ultimate shear stress of the emulsion, which is formed naturally when the composition is injected into the washed zones of the formation, which contributes to insufficient coverage of the formation by exposure.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет увеличения охвата пласта воздействием путем улучшения реологических свойств закачиваемой композиционной системы.The objective of the invention is to increase oil recovery by increasing the coverage of the reservoir by improving the rheological properties of the injected composite system.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения путем закачки в пласт между разделяющими оторочками из жидкого углеводорода композиционной системы, включающей маслорастворимое поверхностно-активное вещество Нефтенол и жидкий углеводород, отличающийся тем, что в качестве Нефтенола в композиционную систему вводят Нефтенол - НЗб, затем после второй разделяющей оторочки из жидкого углеводорода последовательно закачивают оторочку водного раствора алюмохлорида и оторочку сточной воды в объеме от 10 до 100% от суммарного объема Нефтенола - НЗб и жидкого углеводорода, причем объемное соотношение Нефтенола - НЗб к жидкому углеводороду составляет от 1:3 до 1:15.The problem is solved in that in the method of developing an oil field by injecting into the formation between a separating rim of a liquid hydrocarbon a composite system comprising an oil-soluble surfactant Neftenol and a liquid hydrocarbon, characterized in that Neftenol - NZb is introduced into the composition system as Neftenol then, after the second separating rim of the liquid hydrocarbon, the rim of the aqueous solution of aluminum chloride and the rim of the waste water are sequentially pumped in a volume of 10 to 100 % of the total volume of Neftenol - NZb and liquid hydrocarbon, and the volume ratio of Neftenol - NZb to liquid hydrocarbon is from 1: 3 to 1:15.

В качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества используют эмульгатор Нефтенол - НЗб, который представляет собой углеводородную суспензию сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, а также смоляных кислот и коллоидной дисперсной фазы. Эмульгатор Нефтенол - НЗб выпускается по ТУ 2458-057-17197708-01.As an oil-soluble surfactant, the emulsifier Neftenol - NZb is used, which is a hydrocarbon suspension of esters of oleic, linoleic, linolenic, as well as resin acids and a colloidal dispersed phase. Emulsifier Neftenol - NZB is produced according to TU 2458-057-17197708-01.

Физико-химические свойства Нефтенола - НЗб приведены в таблице 1. Нефтенол - НЗб выпускается марки А (зимний вариант) и марки Б (летний вариант).Physico-chemical properties of Neftenol - NZb are given in table 1. Neftenol - NZb is available in grade A (winter version) and grade B (summer version).

В качестве водного раствора алюмохлорида используют растворы отработанного хлористого алюминия по ТУ 38.102163-84 или гидроксохлористого алюминия по ТУ 38.302163-94, или алюмооксихлорид - отход производства изопропилбензола в соответствии с ТУ 38-102612-88, физико-химические свойства приведены в таблице 2.As an aqueous solution of aluminum chloride, solutions of spent aluminum chloride according to TU 38.102163-84 or aluminum hydroxyl chloride according to TU 38.302163-94 are used, or alumina-chloride is a waste product of isopropylbenzene production in accordance with TU 38-102612-88, physicochemical properties are given in table 2.

В качестве жидкого углеводорода могут быть использованы: сырая нефть, топливо дизельное по ГОСТ 305-82, широкая фракция легких углеводородов по ТУ 38.101524-83; фракция гексановая по ТУ-38.10381-83; фракция ароматических углеводородов, толуольная фракция по ТУ-38.103579-85; нефрасы различных марок и т.д.The following can be used as liquid hydrocarbon: crude oil, diesel fuel according to GOST 305-82, a wide fraction of light hydrocarbons according to TU 38.101524-83; hexane fraction according to TU-38.10381-83; fraction of aromatic hydrocarbons, toluene fraction according to TU-38.103579-85; nefras of various brands, etc.

Сточную воду использовали плотностью более 1100 кг/м³. Водородный показатель рН 5...7,5.Wastewater was used with a density of more than 1100 kg / m ³ . Hydrogen pH 5 ... 7.5.

При введении Нефтенола - НЗб с жидким углеводородом при заданном соотношении образуется среднефазная система - гидрофобная эмульсия, которая при фильтрации в пористой среде, смешиваясь со сточной водой, будет загущаться и структурироваться в водонасыщенных каналах пласта с постепенным затуханием процесса фильтрации. Последующая фильтрация через эти каналы водного раствора алюмохлорида, сточной воды приводит к образованию объемной гидрофобной эмульсии. Фильтрация композиционной системы в нефтенасыщенные пропластки приводит к разжижению нефти и более легкому вытеснению ее из пласта. Улучшению водоизолирующих свойств эмульсионной композиции способствует повышенная вязкость Нефтенола - НЗб вследствие наличия в нем дисперсной фазы. Таким образом, гидрофобная эмульсия выполняет роль селективного водоизолирующего материала. Закачиваемый водный раствор алюмохлорида обладает кислотными свойствами (рН 0,6...2,0), имеет динамическую вязкость 4,5-5,2 мПа·с и способствует повышению стабильности образовавшейся в пласте эмульсии и увеличению предельного напряжения сдвига, что позволяет применять заявляемый способ в пластовых условиях с высокими градиентами давления.With the introduction of Neftenol - NZb with liquid hydrocarbon at a given ratio, a medium-phase system is formed - a hydrophobic emulsion, which, when filtered in a porous medium, mixed with waste water, will thicken and structure in the water-saturated channels of the formation with a gradual attenuation of the filtration process. Subsequent filtration through these channels of an aqueous solution of aluminum chloride, waste water leads to the formation of a bulk hydrophobic emulsion. Filtration of the composite system into oil-saturated interlayers leads to the dilution of oil and its easier displacement from the reservoir. Improved water-insulating properties of the emulsion composition contributes to the increased viscosity of Neftenol - NZB due to the presence of a dispersed phase in it. Thus, a hydrophobic emulsion acts as a selective waterproofing material. The injected aqueous solution of aluminum chloride has acidic properties (pH 0.6 ... 2.0), has a dynamic viscosity of 4.5-5.2 MPa · s and helps to increase the stability of the emulsion formed in the formation and increase the ultimate shear stress, which allows the use of The inventive method in reservoir conditions with high pressure gradients.

Эффективность заявляемого способа оценивалась по результатам лабораторных опытов по определению предельного напряжения сдвига, стабильности образовавшихся эмульсий.The effectiveness of the proposed method was evaluated according to the results of laboratory experiments to determine the ultimate shear stress, stability of the resulting emulsions.

Пример 1. Для определения предельного напряжения сдвига готовят композиции, компонентный состав которых приведен в таблице 3. В первом опыте в мерной колбе смешивали 27 мл нефти, 3 мл Нефтенола НЗб, водный раствор алюмохлорида 3 мл и 42 мл сточной воды плотностью 1,11 г/см³ и перемешивали в течение 3 минут и на приборе Rheotest-2 определяли предельное напряжение сдвига образовавшейся эмульсии. Предельное напряжение сдвига составляет 540,9 дПа. Аналогично проводят замеры для композиций, приготовленных в опытах 2-8. Результаты (табл. 3) показывают, что в предлагаемом способе предельное напряжение сдвига в 2,7 раза выше, чем в известном способе, что позволяет применять способ в условиях высоких градиентов давления.Example 1. To determine the ultimate shear stress, compositions are prepared whose component composition is shown in Table 3. In the first experiment, 27 ml of oil, 3 ml of Neftenol NZb, an aqueous solution of alumina chloride 3 ml and 42 ml of wastewater with a density of 1.11 g were mixed in a volumetric flask / cm ³ and was stirred for 3 minutes and the ultimate shear stress of the resulting emulsion was determined on a Rheotest-2 device. The ultimate shear stress is 540.9 dPa. Similarly, measurements are carried out for the compositions prepared in experiments 2-8. The results (table. 3) show that in the proposed method, the ultimate shear stress is 2.7 times higher than in the known method, which allows the method to be used in conditions of high pressure gradients.

Пример 2. Для оценки стабильности образовавшихся эмульсий колбы с готовыми эмульсиями выдерживали при температуре воздуха 20°С. Результаты, приведенные в таблице 3, показывают, что во всех опытах эмульсия стабильна более 50 суток, тогда как по прототипу эмульсия разрушилась на 20 сутки.Example 2. To assess the stability of the formed emulsions, flasks with prepared emulsions were kept at an air temperature of 20 ° C. The results shown in table 3 show that in all experiments the emulsion is stable for more than 50 days, while in the prototype the emulsion was destroyed on the 20th day.

Пример 3. Водоизолирующую способность композиционной системы оценивали по результатам экспериментов по фильтрации через образцы искусственного керна. Образец представляет собой сцементированный кварцевый песок диаметром 35 мм, длиной 50 мм, объемом 48 см³. Образец керна насыщали сточной водой плотностью 1,11 г/см³ и определяли начальную проницаемость при постоянном давлении, равном 0,01 МПа. Через образец керна фильтровали оторочку нефти, композиционной системы из Нефтенола НЗб и нефти после перемешивания в течение 5 минут, еще раз фильтровали оторочку нефти, затем оторочки водного раствора алюмохлорида и оторочки сточной воды плотностью 1,11 г/см³. Количество закачиваемых реагентов приведены в таблице 3 (опыты 1-8).Example 3. The water-insulating ability of the composite system was evaluated according to the results of experiments on filtering through artificial core samples. The sample is cemented quartz sand with a diameter of 35 mm, a length of 50 mm, a volume of 48 cm ³ . The core sample was saturated with sewage with a density of 1.11 g / cm ³ and the initial permeability was determined at a constant pressure of 0.01 MPa. An oil rim, a composite system of Neftenol NZb and oil, were filtered through a core sample after stirring for 5 minutes, the oil rim was filtered again, then the rims of an aqueous solution of aluminum chloride and the rim of wastewater with a density of 1.11 g / cm ³ . The number of injected reagents is shown in table 3 (experiments 1-8).

По степени снижения проницаемости оценивали эффективность водоизоляции в предлагаемом способе фильтрации. По результатам (табл. 3) видно, что предлагаемый способ фильтрации позволяет значительно повысить степень снижения проницаемости водонасыщенной зоны пласта по сравнению с прототипом, тем самым способствует увеличению охвата пласта заводнением и повышает нефтеотдачу.The degree of permeability reduction was used to evaluate the effectiveness of waterproofing in the proposed filtration method. According to the results (table. 3), it is evident that the proposed filtration method can significantly increase the degree of permeability reduction of the water-saturated zone of the formation in comparison with the prototype, thereby contributing to an increase in the coverage of the formation by water flooding and increases oil recovery.

Пример 4. Объект испытания - неоднородные терригенные коллектора угленосного горизонта. Выбранный очаг воздействия одной нагнетательной и 4 добывающими скважинами. Средняя эффективная толщина пласта 4,8 м. Средний дебит скважины по нефти 0,6-1,3 т/сут, обводненность 92,2-98,1%. Проницаемость пласта 0,11-0,19 мкм². После проведения комплекса подготовительных и исследовательских работ в нагнетательную скважину закачивают 2 м³ нефти, затем композиционную систему из Нефтенола - НЗб в количестве 2 м³, нефти 7 м³ после перемешивания в мернике цементировочного агрегата и еще раз закачивают нефть в объеме 2 м³. Затем закачивают оторочку водного раствора алюмохлорида 3 м³ и оторочку сточной воды 3 м³. Раствор продавливают 16 м³ сточной воды. Скважину останавливали для реагирования на 24 часа.Example 4. The object of the test is heterogeneous terrigenous reservoirs of the coal-bearing horizon. The selected focus of exposure to one injection and 4 producing wells. The average effective layer thickness is 4.8 m. The average oil production rate is 0.6-1.3 tons / day, the water cut is 92.2-98.1%. The permeability of the reservoir is 0.11-0.19 μm ² . After a set of preparatory and research works, 2 m ^{3 of} oil is pumped into the injection well, then the Neftenol-NZb composite system in the amount of 2 m ³ , 7 m ^{3 of} oil after mixing in the measuring unit of the cementing unit, and oil is again pumped in the amount of 2 m ³ . Then, a rim of an aqueous solution of aluminum chloride 3 m ³ and a rim of waste water 3 m ^{3 are} pumped. The solution is pressed through 16 m ^{3 of} waste water. The well was stopped to respond for 24 hours.

В течение 3 месяцев обводненность скважины снизилась до 63,4-89,9%, т.е. на 18,5%. Дебит по нефти увеличился до 4,0 т/сут, т.е. в 3 раза. По прототипу дебит нефти повысился с 0,9 до 1,8, т.е. в 2 раза, а обводненность снизилась с 95,1 до 89,7%, т.е. на 5,4%. В результате снижения обводненности и прироста дебита нефти за год дополнительно добыто 1432 т нефти.Within 3 months, the water cut of the well decreased to 63.4-89.9%, i.e. by 18.5%. Oil production increased to 4.0 tons / day, i.e. 3 times. According to the prototype, the oil flow rate increased from 0.9 to 1.8, i.e. 2 times, and the water cut decreased from 95.1 to 89.7%, i.e. by 5.4%. As a result of a decrease in water cut and an increase in oil production per year, an additional 1,432 tons of oil were produced.

Из данных таблицы 3 видно, что по сравнению с прототипом предлагаемый способ позволяет значительно повысить степень снижения проницаемости водонасыщенной части пласта, тем самым увеличить охват пласта заводнением и нефтеотдачу. Способ экологически безопасен, прост и технологичен, не требует дополнительного обустройства скважин, обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся на средней и поздней стадии разработки.From the data of table 3 it can be seen that, in comparison with the prototype, the proposed method can significantly increase the degree of decrease in permeability of the water-saturated part of the formation, thereby increasing the coverage of the formation by water flooding and oil recovery. The method is environmentally friendly, simple and technologically advanced, does not require additional arrangement of wells, is highly effective for enhancing oil recovery of flooded formations that are in the middle and late stages of development.

Claims

A method of developing an oil field by injecting into the formation between a separating rim of a liquid hydrocarbon a composite system comprising the oil-soluble surfactant Neftenol and a liquid hydrocarbon, characterized in that Neftenol - NZb is introduced into the composition system as Neftenol, then after the second separating rim of the liquid hydrocarbon sequentially injected rim of an aqueous solution of aluminum chloride and rim of wastewater in a volume of from 10 to 100% of the total volume of Neftenol - NZb and dkogo hydrocarbon wherein the volumetric ratio Neftenol - MSB to liquid hydrocarbon is from 1: 3 to 1:15.