RU2250362C2

RU2250362C2 - Oil forcing-out method

Info

Publication number: RU2250362C2
Application number: RU2002121896/03A
Authority: RU
Inventors: ров Р.Р. Гильми (RU); Р.Р. Гильмияров; С.С. Абунагимов (RU); С.С. Абунагимов
Original assignee: Гильмияров Рафик Раисович
Priority date: 2002-07-31
Filing date: 2002-07-31
Publication date: 2005-04-20
Also published as: RU2002121896A

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: method includes forcing a composition into bed, including polysaccharide, surfactant and solvent, as polysaccharide, galaktomannan is used, while prior to pumping, mixer is mounted on well mouth for mixing composition components. Composition may additionally contain modified starch and/or sodium benzoate, and/or potassium sorbate.

EFFECT: higher efficiency.

2 cl, 1 tbl, 11 ex

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам вытеснения нефти.The invention relates to the oil industry, in particular to methods of oil displacement.

Известен способ разработки нефтяного месторождения с использованием полиакриламида и биологического поверхностно-активного вещества КШАС (см. патент РФ №2060373, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1996 г.).A known method of developing an oil field using polyacrylamide and a biological surfactant KSHAS (see RF patent No. 2060373, MKI E 21 In 43/22, publ. 1996).

Данный способ недостаточно эффективен из-за подверженности полиакриламида деструкции в минерализованных водах.This method is not effective enough due to the susceptibility of polyacrylamide destruction in mineralized waters.

Известен способ вытеснения нефти, включающий закачку водного раствора биологического поверхностно-активного вещества с добавкой продукта биотехнологического синтеза (см. патент РФ №2143549, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1999 г.).A known method of oil displacement, including the injection of an aqueous solution of a biological surfactant with the addition of a biotechnological synthesis product (see RF patent No. 2143549, MKI E 21 B 43/22, publ. 1999).

Известный способ более эффективен при использовании в неоднородных по проницаемости нефтяных пластах в связи с тем, что закачиваемая композиция обладает высокой вязкостью и способствует закупорке пористой среды.The known method is more effective when used in heterogeneous permeability oil reservoirs due to the fact that the injected composition has a high viscosity and promotes clogging of the porous medium.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ вытеснения нефти, включающий закачку в пласт водного раствора биологического поверхностно-активного вещества КШАС-М с добавкой полимера (см. патент РФ №2134774, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1999 г.).The closest in technical essence and the achieved effect is a method of oil displacement, including the injection into the reservoir of an aqueous solution of a biological surfactant KSHAS-M with the addition of a polymer (see RF patent No. 2134774, MKI E 21 V 43/22, publ. 1999, .).

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность нефтевытеснения.The disadvantage of this method is the lack of efficiency of oil displacement.

В основу настоящего изобретения положена задача создания высокоэффективного способа вытеснения нефти, позволяющего за счет полного отмыва нефти как из однородных, так и из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов увеличить нефтевытеснение.The basis of the present invention is the creation of a highly efficient method of oil displacement, which allows due to the complete washing of oil from both uniform and nonuniform permeability oil reservoirs to increase oil displacement.

Поставленная задача достигается тем, что в способе вытеснения нефти путем закачки в пласт композиции, содержащей полисахарид, поверхностно-активное вещество и растворитель, в качестве полисахарида используют галактоманнан, причем перед закачкой композиции на устье скважины устанавливают смеситель для перемешивания компонентов композиции.The problem is achieved in that in the method of oil displacement by injection into the formation of a composition containing a polysaccharide, a surfactant and a solvent, galactomannan is used as a polysaccharide, and a mixer is installed at the wellhead before pumping the composition to mix the components of the composition.

В вариантах выполнения способа композиция дополнительно содержит модифицированный крахмал, и/или бензоат натрия, и/или сорбат калия.In embodiments of the method, the composition further comprises modified starch and / or sodium benzoate and / or potassium sorbate.

Для выполнения способа используют галактоманнаны, представляющие собой гетерогликаны, содержащиеся в семенах стручковых растений. Коммерческие препараты галактоманнанов получили название камедей, которые получают водной экстракцией полисахаридов из измельченного растительного сырья. В качестве галактоманнанов используют гуаровую смолу, или карайи камедь, или ксантановую камедь, или камедь рожкового дерева, или тары камедь, или овсяную камедь, или геллановую камедь, или гхатти камедь, или коньяк глюкоманнан, или их смеси при любом соотношении (см. “Большая Советская Энциклопедия”. Москва, Изд-во “Советская энциклопедия”, 1973 г., стр. 737).To perform the method, galactomannans are used, which are heteroglycans contained in the seeds of leguminous plants. Commercial preparations of galactomannans are called gums, which are obtained by aqueous extraction of polysaccharides from crushed plant materials. The guar gum, or karai gum, or xanthan gum, or locust bean gum, or gum, or oat gum, or gellan gum, or ghatti gum, or glucomannan cognac, or their mixture in any ratio (see “”, are used as galactomannans. Great Soviet Encyclopedia. Moscow, Publishing House Soviet Encyclopedia, 1973, p. 737).

в качестве поверхностно-активного вещества используют анионные, или катионактивные, или неионогенные поверхностно-активные вещества, или их смеси при любом соотношении, например:as a surfactant use anionic, or cationic, or nonionic surfactants, or mixtures thereof in any ratio, for example:

- сульфонаты натрия нефтяные по ТУ 38.50729-88,- petroleum sulfonates according to TU 38.50729-88,

- алкилтолуолсульфонаты, моно- и диалкилбензолсульфонаты по ТУ 6-01-1043 -86, ТУ 6-01-18-28-87,- alkyltoluene sulfonates, mono- and dialkylbenzenesulfonates according to TU 6-01-1043 -86, TU 6-01-18-28-87,

- сульфонол НП-3 по ТУ 84-509-81,- sulfonol NP-3 according to TU 84-509-81,

- оксиэтилированные алкилфенолы по ГОСТ 8433-81, ТУ 38.507-63-171-91, ТУ 38.507-63-0302-93; - катапин А по ТУ 6-01-816-75; ДОН-52 по ТУ 2484-006-04706205-93; - ИВВ-1 по ТУ 6-01-407-89,- ethoxylated alkyl phenols according to GOST 8433-81, TU 38.507-63-171-91, TU 38.507-63-0302-93; - catapine A according to TU 6-01-816-75; DON-52 according to TU 2484-006-04706205-93; - IVV-1 according to TU 6-01-407-89,

- Лапрол 4202-2Б-30 по ТУ 2226-039-05766801-95, лапрол 5003-2Б10 по ТУ 2226-023-10488057-95, лапрол 5003-2-15 по ТУ 22266-006-10488057-94, лапрол 6003-2Б-18 по ТУ 2226-020-10488057-94, МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99,- Laprol 4202-2B-30 according to TU 2226-039-05766801-95, laprol 5003-2B10 according to TU 2226-023-10488057-95, laprol 5003-2-15 according to TU 22266-006-10488057-94, laprol 6003- 2B-18 according to TU 2226-020-10488057-94, ML-81B according to TU 2481-007-48482528-99,

в качестве модифицированного крахмала используют крахмал, подвергшийся физической, химической или биологической обработке, что существенно изменяет строение и свойства крахмала,as modified starch, starch is used that has undergone physical, chemical or biological treatment, which significantly changes the structure and properties of starch,

в качестве растворителя используют воду, или ее смесь с гликолем, например этиленгликоль (ЭГ), или диэтиленгликоль (ДЭГ), или тетраэтиленгликоль (ТЭГ) (см. Б.Н.Степаненко. Органическая химия. Москва, “Медицина”, 1975, с.119-124), или смесь воды с алифатическим спиртом, например метиловый спирт (МС) по ГОСТ 2222-78, или этиловый спирт (ЭС) по ГОСТ 18300-87, или изопропиловый спирт (ИПС) по ГОСТ 9805-84 при соотношении вода:спирт как (1-100):0,001.water or its mixture with glycol, for example ethylene glycol (EG), or diethylene glycol (DEG), or tetraethylene glycol (TEG) is used as a solvent (see B.N. Stepanenko. Organic chemistry. Moscow, “Medicine”, 1975, p. .119-124), or a mixture of water with an aliphatic alcohol, for example methyl alcohol (MS) according to GOST 2222-78, or ethyl alcohol (ES) according to GOST 18300-87, or isopropyl alcohol (IPA) according to GOST 9805-84 with the ratio water: alcohol as (1-100): 0.001.

Перед закачкой композиции проводят смешение ее компонентов в смесителе мельничного типа, например в роторно-коллоидной мельнице, со скоростью вращения ротора 3000 оборотов в минуту, в котором происходит одновременно с растворением компонентов композиции в растворителе и их измельчение. При использовании в качестве растворителя воды берут воду с различной минерализацией. Состав при необходимости можно дополнительно растворять и использовать так же, как вытесняющий агент.Before injecting the composition, its components are mixed in a mill type mixer, for example, in a rotor-colloid mill, with a rotor speed of 3000 rpm, in which it simultaneously dissolves the components of the composition in a solvent and grinds them. When using water as a solvent, water with different salinity is taken. The composition, if necessary, can be further dissolved and used in the same way as a displacing agent.

Закачку композиции проводят как в однородные, так и в неоднородные пласты для вытеснения нефти. После закачки композиции при движении ее в пористой среде она вступает во взаимодействие с нефтью, как бы поглощая ее, и выносит вместе с собой из порового пространства. Часть образующейся эмульсии остается в поровом пространстве, уменьшая радиус поровых каналов. Таким образом, закачиваемая композиция, обладая нефтеотмывающими свойствами, одновременно блокирует крупные поры и способствует вытеснению нефти из мелких пор.The injection of the composition is carried out both in homogeneous and in heterogeneous formations for oil displacement. After the composition is injected, when it moves in a porous medium, it interacts with oil, as if absorbing it, and carries it out of the pore space with it. Part of the resulting emulsion remains in the pore space, reducing the radius of the pore channels. Thus, the injected composition, having oil washing properties, simultaneously blocks large pores and promotes the displacement of oil from small pores.

Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, который выражается в повышении эффективности вытеснения нефти из пластов различной проницаемости.A new set of claimed essential features allows to obtain a new technical result, which is expressed in increasing the efficiency of oil displacement from formations of various permeability.

Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности признаков и обладающего высокой эффективностью при вытеснении нефти.An analysis of the well-known solutions selected during the search showed that in science and technology there is no object similar to the claimed combination of features and highly effective in oil displacement.

Способ в промысловых условиях осуществляется следующим образом.The method in the field is as follows.

В обводненный нефтяной пласт с обводненностью до 98% через нагнетательную скважину осуществляют закачку композиции, содержащей 0,05-2,0 мас.% галактоманнана, 0,01-1,0% ПАВ и 97,0-99,94 мас.% воды. Закачиваемая композиция дополнительно содержит 0,1-3,0 мас.% модифицированного крахмала и/или 0,001-0,5 мас.% бензоата натрия и/или сорбата калия. Общий объем закачанной композиции зависит от удельной приемистости скважин и толщины пласта и составляет от 10% ПО до 1 ПО низкопроницаемого пропластка. Далее закачивают вытесняющий агент - воду, или водный раствор поверхностно-активного вещества, или другие нефтевытесняющие агенты. Отбор нефти производят из добывающей скважины.A composition containing 0.05-2.0 wt.% Galactomannan, 0.01-1.0% surfactant and 97.0-99.94 wt.% Water is injected into a flooded oil reservoir with a water cut of up to 98% through an injection well. . The injected composition further comprises 0.1-3.0 wt.% Modified starch and / or 0.001-0.5 wt.% Sodium benzoate and / or potassium sorbate. The total volume of the injected composition depends on the specific injectivity of the wells and the thickness of the formation and ranges from 10% PO to 1 PO of a low-permeability layer. Next, a displacing agent is pumped - water, or an aqueous solution of a surfactant, or other oil displacing agents. The selection of oil is produced from the producing well.

Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию “промышленная применимость” приводим конкретные примеры определения эффективности использования способа при вытеснении нефти. Эффективность определяют по коэффициенту прироста нефтевытеснения.To prove the conformity of the claimed invention to the criterion of “industrial applicability”, we give specific examples of determining the effectiveness of using the method for oil displacement. Efficiency is determined by the growth rate of oil displacement.

Исследования эффективности использования композиции проводят на одиночных моделях пласта, состоящих из стеклянной трубки, и на моделях неоднородного нефтяного пласта, составленных из двух гидродинамически несвязанных разнопроницаемых стеклянных трубок длиной 100 см и диаметром 2 см. Трубки заполняют молотой породой. Заданное значение проницаемости получают определенным набором фракций породы. Подготовленные трубки под вакуумом насыщают пластовой водой. Для создания нефтенасыщенности воду из моделей вытесняют нефтью, для получения остаточной нефтенасыщенности нефть вытесняют до полной обводненности продукции на выходе из пористой среды. Далее в модели вводят композицию и продолжают вытеснение водой. Проводят замеры гидродинамических параметров модели.Studies of the effectiveness of the use of the composition are carried out on single reservoir models consisting of a glass tube and on heterogeneous oil reservoir models composed of two hydrodynamically unconnected differently permeable glass tubes 100 cm long and 2 cm in diameter. The tubes are filled with ground rock. A predetermined permeability value is obtained by a specific set of rock fractions. Prepared tubes under vacuum saturated with formation water. To create oil saturation, water is displaced from the models by oil; to obtain residual oil saturation, the oil is displaced until the water content of the product exits the porous medium. Next, the composition is introduced into the model and water displacement continues. Measure hydrodynamic parameters of the model.

Результаты исследований приведены в таблице.The research results are shown in the table.

Пример 1 (заявляемый способ). В модель неоднородного нефтяного пласта вводят композицию, состоящую из 2,0 г гуаровой смолы, 0,01 г неионогенного поверхностно-активного вещества - ОП-10 и 97,99 г воды в количестве 15% ПО. Далее закачивают воду. Коэффициент прироста нефтевытеснения составляет 25,1% (см. таблицу, пример 1).Example 1 (the inventive method). A composition consisting of 2.0 g of guar gum, 0.01 g of nonionic surfactant — OP-10 and 97.99 g of water in an amount of 15% PO is introduced into the model of a heterogeneous oil reservoir. Next, pump water. The growth rate of oil displacement is 25.1% (see table, example 1).

Примеры 2-10 проводят аналогично примеру 1, используя различные компоненты и варьируя их содержания.Examples 2-10 are carried out analogously to example 1, using various components and varying their contents.

Пример 11 (известный способ). В модель однородного нефтяного пласта закачивают композицию, состоящую из смеси биоПАВ и латекса при их соотношениии 1:2 и 80,0 г воды в количестве 0,3 ПО. Далее закачивают воду. Коэффициент прироста нефтевытеснения составляет 14,9% (см. таблицу, пример 11).Example 11 (known method). A composition consisting of a mixture of bio-surfactant and latex is pumped into a model of a homogeneous oil reservoir at a ratio of 1: 2 and 80.0 g of water in an amount of 0.3 PO. Next, pump water. The growth rate of oil displacement is 14.9% (see table, example 11).

Как видно из данных таблицы, предлагаемый способ эффективно вытесняет нефть из пластов различной приницаемости.As can be seen from the table, the proposed method effectively displaces oil from formations of different permeability.

Использование предлагаемого способа позволяет:Using the proposed method allows you to:

- повысить коэффициент прироста нефтевытеснения в нефтяных пластах с обводненностью до 98%,- increase the growth rate of oil displacement in oil reservoirs with water cut to 98%,

- эффективно регулировать разработку в пластах с наличием вод любой минерализации, а также в высокотемпературных пластах.- effectively regulate development in formations with the presence of water of any mineralization, as well as in high-temperature formations.

Claims

1. The method of oil displacement by injecting into the formation a composition containing a polysaccharide, a surfactant and a solvent, characterized in that galactomannan is used as a polysaccharide, and a mixer is installed at the wellhead before injection to mix the components of the composition.

2. The method according to p. 1, characterized in that the composition further comprises a modified starch, and / or sodium benzoate, and / or potassium sorbate.