RU2273663C2 - Method for petroleum displacement from oil pool - Google Patents
Method for petroleum displacement from oil pool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2273663C2 RU2273663C2 RU2004119512/13A RU2004119512A RU2273663C2 RU 2273663 C2 RU2273663 C2 RU 2273663C2 RU 2004119512/13 A RU2004119512/13 A RU 2004119512/13A RU 2004119512 A RU2004119512 A RU 2004119512A RU 2273663 C2 RU2273663 C2 RU 2273663C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- starch
- petroleum
- activated sludge
- hydrolysis sugar
- Prior art date
Links
Landscapes
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к биотехнологии, применяемой в нефтяной промышленности, в частности к микробиологическим способам извлечения остаточной нефти из обводнившихся пластов на поздней стадии эксплуатации месторождения.The invention relates to biotechnology used in the oil industry, in particular to microbiological methods for extracting residual oil from watered formations at a late stage of field operation.
Известен способ заводнения нефтяного пласта, включающий закачку в пласт гидрогеля с иммобилизованными в нем клетками морской аэробной микрофлоры и полициклическими хинонами (Пат. РФ №2023872, МКИ Е 21 В 43/22). Недостатком такого способа является использование только аэробных углеводородокисляющих бактерий и дорогостоящего гидрогеля.A known method of waterflooding an oil reservoir, including the injection into the reservoir of a hydrogel with immobilized cells of marine aerobic microflora and polycyclic quinones (Pat. RF No. 2023872, MKI E 21 V 43/22). The disadvantage of this method is the use of only aerobic hydrocarbon-oxidizing bacteria and an expensive hydrogel.
Наиболее близким по технической сущности достигаемому результату является способ разработки нефтяного пласта (Пат. РФ №2158360 от 27.10.2000 г. Бюл. №30), в котором в качестве источника микроорганизмов используются активный ил промышленных предприятий и биостимуляторы. Недостатком известного способа является и низкая эффективность вытеснения нефти из пласта, и быстрое оседание дисперсных частиц ила, представляющих собой агломераты микробных клеток, при растворении в закачиваемой воде.The achieved result closest in technical essence is the method of developing an oil reservoir (Pat. RF No. 2158360 dated 10.27.2000, Bull. No. 30), in which activated sludge from industrial enterprises and biostimulants are used as a source of microorganisms. The disadvantage of this method is the low efficiency of oil displacement from the reservoir, and the rapid sedimentation of dispersed particles of sludge, which are agglomerates of microbial cells, when dissolved in the injected water.
Техническим результатом изобретения является повышение стабильности микроорганизмов активного ила в объеме растворителя (воды) в процессе закачивания, улучшение фильтруемости в пористой среде и, как следствие, повышение нефтеотдачи.The technical result of the invention is to increase the stability of microorganisms of activated sludge in the volume of solvent (water) during the injection process, to improve the filterability in a porous medium and, as a result, increase oil recovery.
Поставленная задача решается тем, что в способе вытеснения нефти из пласта, заключающийся в последовательной закачке в пласт водного раствора активного ила, биостимулятора, гидролизного сахара, согласно изобретению вначале закачивают водный раствор активного ила в смеси с крахмалом при соотношении 5:1, затем закачивают гидролизный сахар при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is solved in that in the method of displacing oil from the formation, which consists in sequentially injecting into the formation an aqueous solution of activated sludge, a biostimulant, hydrolysis sugar, according to the invention, first an aqueous solution of activated sludge mixed with starch is pumped at a ratio of 5: 1, then hydrolysis is pumped sugar in the following ratio, wt.%:
Активный ил представляет собой концентрат бактерий и других микроорганизмов вместе с органическими и минеральными остатками их разложения в виде порошка с характерным запахом. Получают путем сгущения жидкого активного ила очистных сооружений промышленных производств и сушки на распылительных сушилках по ТУ 2458-001-33782561-2000. Ил содержит спорообразующие формы бактерий, 80-90% органических веществ и 7-12% минеральных элементов. Органическое вещество включает протеин, нуклеиновые кислоты, липиды, витамины, макро- и микроэлементы.Activated sludge is a concentrate of bacteria and other microorganisms together with organic and mineral residues of their decomposition in the form of a powder with a characteristic odor. Obtained by thickening liquid activated sludge from treatment facilities of industrial plants and drying on spray dryers according to TU 2458-001-33782561-2000. Sludge contains spore-forming forms of bacteria, 80-90% of organic substances and 7-12% of mineral elements. Organic matter includes protein, nucleic acids, lipids, vitamins, macro and micronutrients.
В качестве стабилизатора частиц активного ила в растворе используют полимер растительного происхождения представитель класса полисахаридов - крахмал, состав которого выражается общей формулой (С6Н10O5)n. Кроме того, водный раствор крахмала в составе с АИ используется: для повышения фильтруемости состава в пористой среде, которое позволяет проникать реагенту глубже в пласт, увеличивая охват пласта заводнением, и в качестве дополнительного источника питания для бактерий активного ила и пластовой микрофлоры. Особенно ценным преимуществом использования крахмала является его свойство обуславливать дисперсность фаз в водной среде, содержащей микроорганизмы, поскольку активный ил является многокомпонентной системой органических и неорганических компонентов.As a stabilizer of activated sludge particles in a solution, a polymer of plant origin is used, a representative of the polysaccharide class — starch, the composition of which is expressed by the general formula (C 6 H 10 O 5 ) n . In addition, an aqueous solution of starch in the composition with AI is used: to increase the filterability of the composition in a porous medium, which allows the reagent to penetrate deeper into the formation, increasing the coverage of the formation by water flooding, and as an additional power source for bacteria of activated sludge and formation microflora. A particularly valuable advantage of the use of starch is its ability to determine the dispersion of phases in an aqueous medium containing microorganisms, since activated sludge is a multicomponent system of organic and inorganic components.
Гидролизный сахар (ГС) рекомендуется добавлять для активизации микрофлоры активного ила и пластовой микрофлоры. ГС образуется при производстве целлюлозы из древесины, основным компонентом являются моносахариды (28-32%), органические кислоты, макро- и микроэлементы (ТУ 2458-001-33782561-2001). ГС имеет удельный вес 1,25 г/см3, рН 5,0, вязкость 70-100 мПа·с.Hydrolysis sugar (HS) is recommended to be added to activate microflora of activated sludge and formation microflora. HS is formed during the production of cellulose from wood, the main component is monosaccharides (28-32%), organic acids, macro- and microelements (TU 2458-001-33782561-2001). GS has a specific gravity of 1.25 g / cm 3 , pH 5.0, a viscosity of 70-100 MPa · s.
Указанное соотношение компонентов закачиваемого в пласт состава обеспечивает наибольшую степень извлечения нефти из пласта.The specified ratio of the components injected into the reservoir composition provides the greatest degree of oil recovery from the reservoir.
Способ осуществляется с применением серийно выпускающихся агрегатов и автоцистерн и не требует специального обустройства скважин.The method is carried out using commercially available units and tankers and does not require special arrangement of wells.
Эффективность предлагаемого изобретения была проверена в лабораторных и промысловых условиях.The effectiveness of the invention was tested in laboratory and field conditions.
Пример 1. Эффективность стабилизации частиц активного ила в закачиваемой воде определялась экспериментально по времени оседания частиц в растворителе.Example 1. The stabilization efficiency of activated sludge particles in the injected water was determined experimentally by the time of sedimentation of particles in a solvent.
В градуированные цилиндры на 100 мл вносят растворы активного ила и крахмала в определенных соотношениях (см. табл.1). Затем через определенные промежутки времени отмечают объем, занимаемый осевшим составом. В качестве контроля в такие же цилиндры вносят раствор активного ила без стабилизатора (крахмала).Solutions of activated sludge and starch in certain proportions are added to graduated cylinders per 100 ml (see Table 1). Then, at certain intervals, the volume occupied by the settled composition is noted. As a control, a solution of activated sludge without a stabilizer (starch) is added to the same cylinders.
Данные табл.1 показывают, что предлагаемый в качестве стабилизатора дисперсных частиц активного ила в растворе - крахмал является эффективным реагентом (опыт 1-6) по сравнению с контролем (опыт 7-9).The data in table 1 show that the starch, which is proposed as a stabilizer of dispersed particles of activated sludge in solution, is starch is an effective reagent (experiment 1-6) compared with the control (experiment 7-9).
Пример 2. Эффективность способа определялась одновременно и на пластовых моделях пористой среды фильтрацией раствора данного состава и вытесняющим агентом - водой. В качестве пластовых моделей пористой среды использовался дезинтегрированный керновый материал. Фильтрационные опыты проводились по известной методике ОСТ (39-195-86). Данные результатов фильтрации приведены в табл.2.Example 2. The effectiveness of the method was determined simultaneously on reservoir models of a porous medium by filtering a solution of this composition and a displacing agent - water. As reservoir models of the porous medium, disintegrated core material was used. Filtration experiments were carried out according to the well-known OST method (39-195-86). The data of the filtration results are given in table.2.
Результаты фильтрационных опытов на моделях пласта показали следующее: в опытах 1-4 снижение проницаемости находилось в интервале 48,7-83,7%, увеличение нефтеотдачи с 7,5-12,8%, а при фильтрации состава по прототипу снижение проницаемости 27,8% (опыт №5) и прирост нефтеотдачи составил 5,1%.The results of filtration experiments on reservoir models showed the following: in experiments 1-4, the permeability reduction was in the range of 48.7-83.7%, the oil recovery increased from 7.5-12.8%, and when filtering the composition according to the prototype, the permeability reduction was 27, 8% (experiment No. 5) and oil recovery growth amounted to 5.1%.
Данные опыта говорят об эффективности применяемого состава по способу вытеснения нефти из пласта.The experience data indicate the effectiveness of the composition used in the method of oil displacement from the reservoir.
Пример 3. Осуществление способа в промысловых условиях. Способ разработки нефтяного пласта и регулирование проницаемости водонефтенасыщенного коллектора основаны на закачивании оторочек композиции биореагентов в нагнетательные скважины. Объем закачивания биореагентов на одну обрабатываемую нагнетательную скважину зависит от конкретных геолого-физических свойств пласта, физико-химических флюидов, насыщающих пласт, стадии разработки месторождения нефти, степени обводненности добываемой продукции и может составлять 20-100 м3.Example 3. The implementation of the method in the field. A method of developing an oil reservoir and regulating the permeability of a water-saturated reservoir is based on pumping the rims of the bioreagent composition into injection wells. The volume of bioreagents injected into one treated injection well depends on the specific geological and physical properties of the formation, the physicochemical fluids saturating the formation, the stage of development of the oil field, the degree of water cut of the produced products, and may be 20-100 m 3 .
Промысловые испытания технологии площадного микробиологического воздействия проводились на Волковской площади Волковского месторождения Башкортостана. Фонд эксплуатационных скважин составлял 47, в т.ч. 37 скважин добывающих и 10 нагнетательных. На месторождении основным промышленно-нефтеносным объектом являются известняки турнейского яруса. Пласты-коллекторы сложены как высокопроницаемыми порово-кавернозными, так и низко пористыми и слабопроницаемыми известняками. Пористость составляет 0,12 д.ед., проницаемость - 0,020 мкм2. Вязкость нефти в пластовых условиях 7,03 мПа·с, плотность 843 кг/м3, пластовая температура 26°С. Обводненность добываемой продукции - 86,2%, средняя приемистость нагнетательных скважин - 76 м3/сут.Field tests of the technology of areal microbiological exposure were carried out on the Volkovskaya area of the Volkovskoye field of Bashkortostan. The production well stock was 47, incl. 37 producing and 10 injection wells. The main industrial oil-bearing object in the field is the Tournaisian limestones. The reservoir layers are composed of both highly permeable pore-cavernous and low porous and poorly permeable limestones. The porosity is 0.12 units, the permeability is 0.020 μm 2 . The viscosity of the oil in reservoir conditions of 7.03 MPa · s, a density of 843 kg / m 3 , reservoir temperature of 26 ° C. The water cut of the produced products is 86.2%, the average injection rate of injection wells is 76 m 3 / day.
Нагнетание растворов биореагентов проводилось агрегатом ЦА-320 60 м3 водного раствора смеси активного ила (3,0 т), крахмала (1,0 т) и затем гидролизного сахара (2,5 т) и продавливанием буферной жидкостью (пресная вода) в количестве 10-15 м3. Затем переходили на обычный режим работы. Отбор жидкости проводят через добывающие скважины.The injection of bioreagent solutions was carried out with a CA-320 aggregate of 60 m 3 of an aqueous solution of a mixture of activated sludge (3.0 t), starch (1.0 t) and then hydrolysis sugar (2.5 t) and by forcing in a quantity of buffer liquid (fresh water) 10-15 m 3 . Then they switched to normal operation. The selection of fluid is carried out through production wells.
Через 2 месяца после закачки растворов биорегентов в нагнетательные скважины наблюдалось снижение обводненности продукции добывающих скважин с 86 до 80% и более, удельная технологическая эффективность на одну обработку составила 1,5-2,0 тыс.т, на 1 т закачиваемых биореагентов до 600 т дополнительной нефти.2 months after the injection of bioreagent solutions into injection wells, a decrease in the water cut of production wells from 86 to 80% or more was observed, the specific technological efficiency per treatment was 1.5-2.0 thousand tons, per 1 ton of bioreagents injected up to 600 tons additional oil.
Как показали опытно-промысловые испытания, применение данного способа наиболее эффективно на нефтяных пластах, находящихся в поздней стадии разработки, где необходимы выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин, изоляция водопромытых зон, ограничение водопритока.As shown by field trials, the application of this method is most effective on oil reservoirs that are in a late stage of development, where alignment of injection well profiles, isolation of water-washed zones, and limitation of water inflow are necessary.
Технология применения способа проста и заключается в закачке в нагнетательную скважину и продавливании состава из ствола скважины в пласт водой.The technology for applying the method is simple and consists in pumping into an injection well and forcing the composition from the wellbore into the formation with water.
Таким образом, полученные данные показывают, что заявляемый способ разработки нефтяного пласта проявляет высокую эффективность. Применение способа в нефтедобывающей промышленности позволяет:Thus, the obtained data show that the inventive method for developing an oil reservoir is highly effective. The application of the method in the oil industry allows you to:
- стабилизировать частицы активного ила в объеме закачиваемого раствора и более глубокое проникновение в пласт;- stabilize activated sludge particles in the volume of injected solution and deeper penetration into the reservoir;
- повышает эффективность извлечения нефти из неоднородных коллекторов до 12,8%;- increases the efficiency of oil extraction from heterogeneous reservoirs up to 12.8%;
- уменьшает обводненность добываемой продукции и непроизводительную закачку воды.- reduces water cut of extracted products and unproductive water injection.
Способ технологически прост и не требует дорогостоящего оборудования.The method is technologically simple and does not require expensive equipment.
Влияние крахмала на динамику оседаемости активного илаTable 1
The effect of starch on the dynamics of sedimentation of activated sludge
Результаты фильтрацииtable 2
Filter Results
закачиваемых растворов состава п..оVolumes
injected solutions of p..o composition
г/см3)Injected water (mineralized r-1,1
g / cm 3 )
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004119512/13A RU2273663C2 (en) | 2004-06-25 | 2004-06-25 | Method for petroleum displacement from oil pool |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004119512/13A RU2273663C2 (en) | 2004-06-25 | 2004-06-25 | Method for petroleum displacement from oil pool |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2004119512A RU2004119512A (en) | 2006-01-10 |
RU2273663C2 true RU2273663C2 (en) | 2006-04-10 |
Family
ID=35871753
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004119512/13A RU2273663C2 (en) | 2004-06-25 | 2004-06-25 | Method for petroleum displacement from oil pool |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2273663C2 (en) |
-
2004
- 2004-06-25 RU RU2004119512/13A patent/RU2273663C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
РОЗАНОВА Е.П. и др. Микробиологические методы повышения нефтеотдачи пластов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1987. Обзорн. информ. Сер. "Нефтепромысловое дело", с.3-37. * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2004119512A (en) | 2006-01-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2273663C2 (en) | Method for petroleum displacement from oil pool | |
RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
RU2232262C2 (en) | Method for working of oil deposits | |
RU2322582C2 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
RU2136872C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
RU2097538C1 (en) | Method of reducing loss of flooding agent and method of secondary extraction of hydrocarbons | |
RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
RU2302519C2 (en) | Method for watered non-uniform oil reservoir permeability treatment | |
RU2154160C1 (en) | Method of oil deposit development | |
RU2078916C1 (en) | Composition for treatment of oil deposit | |
RU2302521C1 (en) | Method for oil field development | |
RU2178069C1 (en) | Method of oil deposit development | |
RU2274739C1 (en) | Oil field development method | |
RU2098611C1 (en) | Method of developing deposit with high-viscosity oil | |
RU2774884C1 (en) | Method for waterproofing work in the well | |
RU2129657C1 (en) | Method of recovery of residual oil from formation | |
RU2221139C2 (en) | Composition to treat well and critical area of formation ( variants ) and process of treatment of well and critical area of formation | |
RU2241826C1 (en) | Method for adjusting penetrability of oil bed | |
RU2122631C1 (en) | Compound for oil recovery | |
RU2073774C1 (en) | Earth stabilizing method | |
RU2117144C1 (en) | Method for recovery of residual oil | |
RU2134774C1 (en) | Method of displacing oil | |
RU2361898C1 (en) | Composition for regulating permeability of water flushed intervals of oil reservoir | |
RU2307241C1 (en) | Method for oil field development |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100626 |