RU2302520C2 - Treatment method for oil field having non-uniform reservoirs - Google Patents
Treatment method for oil field having non-uniform reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2302520C2 RU2302520C2 RU2004137469/03A RU2004137469A RU2302520C2 RU 2302520 C2 RU2302520 C2 RU 2302520C2 RU 2004137469/03 A RU2004137469/03 A RU 2004137469/03A RU 2004137469 A RU2004137469 A RU 2004137469A RU 2302520 C2 RU2302520 C2 RU 2302520C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- latex
- reservoir
- mineralized
- Prior art date
Links
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции.The invention relates to the oil and gas industry and is aimed at increasing oil recovery and reducing water cut of produced products.
Известен способ регулирования фронта заводнения нефтяного пласта, неоднородного по проницаемости, путем последовательной закачки в пласт глинистой суспензии и водного раствора полимера (А.С. СССР №1758217, кл. Е21В 43/22, 1992). Недостатком данного способа является малое проникновение глинистой суспензии в пласт.A known method of regulating the waterflooding front of an oil reservoir, heterogeneous in permeability, by sequentially injecting a clay slurry and an aqueous polymer solution into the formation (AS USSR No. 1758217, class E21B 43/22, 1992). The disadvantage of this method is the low penetration of the clay suspension into the reservoir.
Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений путем закачки водного раствора полиакриламида 0,01-0,1%-ной концентрации (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с.165-175). Однако этот способ малоэффективен на поздней стадии разработки на месторождениях, заводненных солеными (минерализованными) водами в связи с тем, что молекулы полиакриламида в результате деструктированных процессов не создают эффективного сопротивления течению воды.A known method of regulating the development of oil fields by injecting an aqueous solution of polyacrylamide of 0.01-0.1% concentration (Surguchev ML Secondary and tertiary methods of increasing oil recovery. - M .: Nedra, 1985, p.165-175) . However, this method is ineffective at a late stage of development in deposits flooded with salt (mineralized) waters due to the fact that polyacrylamide molecules do not create effective resistance to water flow as a result of degraded processes.
Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением (пат. РФ №2121057, 1998, кл. Е21В 43/22), включающий закачку в обводненный пласт водного раствора полимера, который закачивают периодически до закупоривания высокопроницаемых обводненных зон пласта, а между закачками оторочек водного раствора полимера закачивают воду. Способ недостаточно эффективен по охвату пласта заводнением.A known method of regulating the development of oil fields by water flooding (US Pat. RF №2121057, 1998, class ЕВВ 43/22), including the injection into the flooded layer of an aqueous polymer solution, which is pumped periodically until the highly permeable flooded zones of the formation are blocked, and between the injections of the rims of the aqueous polymer solution pump water. The method is not effective enough to cover the formation with water flooding.
Наиболее близким к заявляемому по технической сущности (прототипом) является способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением (пат. РФ №2162143, 1999, кл. Е21В 43/22), включающий периодическую закачку в группу нагнетательных скважин латекса СКМС-30 АРК со стабилизирующей добавкой и воду. Способ недостаточно эффективен из-за неравномерного осадкообразования в пласте.Closest to the claimed technical essence (prototype) is a method of regulating the development of oil fields by water flooding (US Pat. RF №2162143, 1999, CL ЕВВ 43/22), which includes periodic injection of SCMS-30 ARC latex into the group of injection wells with stabilizing additive and water. The method is not effective enough due to uneven sedimentation in the reservoir.
Техническим результатом изобретения является создание эффективного способа регулирования разработки нефтяного месторождения, позволяющего сохранить или увеличить приемистость нагнетательных скважин, регулировать массу выпавшего осадка по площади пласта, увеличить охват пласта заводнением и, в конечном итоге, повысить добычу нефти и уменьшить ее обводненность.The technical result of the invention is the creation of an effective method for regulating the development of an oil field, which allows to maintain or increase the injectivity of injection wells, to regulate the mass of precipitated sediment over the reservoir area, to increase the coverage of the reservoir by water flooding and, ultimately, to increase oil production and reduce its water cut.
В способе воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами, включающем периодическую закачку в пласт через нагнетательную скважину между оторочками минерализованной воды композиционной системы, включающей латекс СКМС-30 АРК, НПАВ и воду, дополнительно композиционная система содержит ингибитор солеотложения нитрилотриметилфосфоновую кислоту при следующем соотношении компонентов композиции, мас.%: указанный латекс 0,6-5,0, НПАВ 0,03-1,0, нитрилотриметилфосфоновая кислота 0,05-0,5, вода остальное.In the method of influencing an oil reservoir with heterogeneous reservoirs, which includes periodic injection into the formation through an injection well between the rims of mineralized water of a composite system including SCMS-30 ARC latex, nonionic surfactants and water, the composition system further comprises a scale inhibitor nitrilotrimethylphosphonic acid in the following ratio of composition components, wt.%: the specified latex is 0.6-5.0, nonionic surfactants 0.03-1.0, nitrilotrimethylphosphonic acid 0.05-0.5, the rest is water.
Положительный эффект достигается вследствие взаимного влияния процессов осадкообразования в пласте и ингибирования солеотложения. Присутствие в оторочке стабилизированного неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ латексного раствора ингибитора солеотложения влияет на процесс осадкообразования латекса в пласте: ингибитор регулирует массу выпадающего осадка. Кроме того, совместная закачка ингибитора солеотложения и латекса позволяет снизить падение приемистости нагнетательной скважины. Интервал применяемых концентраций ингибитора солеотложения 0,05-0,5 мас.% определен физическим моделированием процессов циклической закачки оторочек ингибитора солеотложения в сочетании с латексными растворами.A positive effect is achieved due to the mutual influence of sedimentation processes in the reservoir and inhibition of scaling. The presence in the rim of a stabilized nonionic surfactant nonionic surfactant latex solution of a scale inhibitor affects the process of sedimentation of latex in the reservoir: the inhibitor controls the mass of the precipitate. In addition, the combined injection of a scale inhibitor and latex can reduce the drop in injectivity of the injection well. The range of applied scaling inhibitor concentrations of 0.05-0.5 wt.% Is determined by physical modeling of the cyclic injection processes of scaling inhibitor rims in combination with latex solutions.
При концентрациях ингибитора солеотложения менее 0,05 мас.% процесс осадкообразования не регулируется, т.е. не наблюдается заметного уменьшения количества выпадающего осадка, которое имеет место в интервале концентраций от 0,05 до 0,5 мас.%. При концентрации выше 0,5 мас.% ингибитор солеотложения расходуется непроизводительно вследствие того, что становится заметной скорость его химической реакции с породой пласта, что приводит к быстрому закупориванию призабойной зоны.At concentrations of scale inhibitor less than 0.05 wt.%, The process of sedimentation is not regulated, i.e. there is no noticeable decrease in the amount of precipitate that occurs in the concentration range from 0.05 to 0.5 wt.%. At a concentration above 0.5 wt.%, The scale inhibitor is consumed unproductively due to the fact that it becomes noticeable the rate of its chemical reaction with the formation rock, which leads to a rapid blockage of the bottomhole zone.
В качестве ингибитора солеотложения используют нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) по ТУ 2439-34705763441-2001. В качестве осадкообразующих агентов используют латекс СКМС-30АРК по ТУ 2294-070-16810126-98 со стабилизирующей добавкой НПАВ АФ9-12, ОП-10, ОП-7 по ГОСТ 8244-81, концентрация которых в оторочке составляет 0,6-5,0 мас.% и 0,03-1,0 мас.%. Содержание ионов кальция в минерализованной воде 500-900 мол./м3.As a scale inhibitor, nitrilotrimethylphosphonic acid (NTP) is used in accordance with TU 2439-34705763441-2001. SKMS-30ARK latex according to TU 2294-070-16810126-98 with a stabilizing additive of nonionic surfactants AF9-12, OP-10, OP-7 according to GOST 8244-81, the concentration of which in the rim is 0.6-5, is used as precipitating agents. 0 wt.% And 0.03-1.0 wt.%. The content of calcium ions in mineralized water is 500-900 mol / m 3 .
Эффективность способа подтверждается результатами физического моделирования процессов циклической закачки осадкообразующих агентов и ингибитора солеотложения НТФ в условиях, близких к пластовым.The effectiveness of the method is confirmed by the results of physical modeling of the processes of cyclic injection of sediment-forming agents and an NTF scale inhibitor under conditions close to reservoir conditions.
Линейную модель пласта длиной 0,45 м, диаметром 0,029 м составляют из естественных образцов песчаника; проницаемость модели составляет от 0,56 на входе до 0,09 мкм на выходе. В пористой среде модели создают связанную воду методом капиллярной вытяжки. В качестве вытесняемой жидкости используют модель пластовой нефти, в качестве вытесняющего флюида - минерализованную воду. Вытеснение нефти проводят при 40°С с постоянной линейной скоростью 475 м/г. Коэффициент вытеснения нефти минерализованной водой составляет 0,601. После того, как вытеснение нефти практически прекратилось, проводят ряд циклических закачек осадкообразующим составом (растворами стабилизированного НПАВ латекса и ингибитора солеотложения):A linear reservoir model 0.45 m long, 0.029 m in diameter is made up of natural sandstone samples; the permeability of the model is from 0.56 at the input to 0.09 microns at the output. In a porous medium, models create bound water by capillary drawing. A reservoir oil model is used as a displaced fluid, and mineralized water is used as a displacing fluid. Oil displacement is carried out at 40 ° C with a constant linear speed of 475 m / g. The coefficient of oil displacement by mineralized water is 0.601. After the displacement of oil has practically ceased, a series of cyclic injections with a sediment-forming composition (solutions of stabilized latex nonionic surfactants and scaling inhibitor) are carried out:
1. Согласно прототипу, в модель после вытеснения нефти минерализованной водой закачивали 0,6 п.о. (поровых объема) раствора латекса 0,5 мас.% со стабилизирующей добавкой 0,03 мас.% НПАВ в три цикла. Затем переходят на довытеснение нефти сточной водой. Коэффициент нефтевытеснения составляет 0,638 (опыт 1, табл.1).1. According to the prototype, after the displacement of oil by mineralized water, 0.6 bp were pumped into the model. (pore volume) of a latex solution of 0.5 wt.% with a stabilizing additive of 0.03 wt.% nonionic surfactants in three cycles. Then they switch to additional displacement of oil with waste water. The oil displacement coefficient is 0.638 (experiment 1, table 1).
2. Водный раствор реагента латекса 0,6% концентрации, 0,03% НПАВ и 0,5% НТФ в объеме 0,2 п.о. (порового объема) закачивается в пористую модель и проталкивается минерализованной водой в объеме 3,5 п.о. (I цикл). Во втором цикле в пористую среду подаем оторочку 0,2 п.о. композиции 0,6% раствора латекса, 0,03% НПАВ и 0,25% НТФ. Затем фильтруем 3,5 п.о. минерализованной воды; в третьем цикле продолжаем закачивать следующую оторочку 0,2 п.о. раствора композиции 0,6% раствора латекса, 0,03% НПАВ и 0,15% раствора НТФ, затем минерализованную воду. Осадок, проникая на значительную глубину в пористой модели, создает большое остаточное сопротивление фильтрации воды. По итогам проведения трех циклов закачивания композиции и минерализованной воды коэффициент нефтевытеснения составил 0,78 (опыт 2, табл.1), фактор остаточного сопротивления 3,9. Здесь и далее% массовые.2. An aqueous solution of latex reagent 0.6% concentration, 0.03% nonionic surfactants and 0.5% NTF in the amount of 0.2 p. (pore volume) is pumped into a porous model and pushed with mineralized water in a volume of 3.5 bp (I cycle). In the second cycle, a 0.2 bp rim is fed into the porous medium. compositions of 0.6% latex solution, 0.03% nonionic surfactants and 0.25% NTF. Then filter 3.5 bp mineralized water; in the third cycle we continue to pump the next rim of 0.2 bp composition solution of 0.6% latex solution, 0.03% nonionic surfactant and 0.15% NTF solution, then saline water. Sludge, penetrating to a considerable depth in the porous model, creates a large residual resistance to water filtration. According to the results of three cycles of pumping the composition and mineralized water, the oil displacement coefficient was 0.78 (experiment 2, table 1), the residual resistance factor 3.9. Hereinafter,% mass.
3. Для уточнения (сопоставления) применяемых растворов реагентов в модель пористой среды закачивается 0,5% раствор НТФ в объеме 0,2 перового пространства и 3,5 п.о. минерализованной воды (I цикл), затем 0,25% раствор НТФ, в объеме 0,2 п.о. и 3,5 п.о. минерализованной воды (II цикл), затем 0,15% раствор НТФ 0,2 п.о. и 3,5 п.о. минерализованной воды (III цикл). Закачка ингибитора солеотложения не привела к увеличению фактора сопротивления и отмыву дополнительной нефти. Коэффициент нефтевытеснения составил 0,61. Фактор остаточного сопротивления равен 1,09 (опыт 3, табл.1).3. To clarify (compare) the used reagent solutions, a 0.5% NTF solution in the volume of 0.2 feather space and 3.5 bp is pumped into the porous medium model. saline water (I cycle), then a 0.25% NTF solution, in a volume of 0.2 bp and 3.5 bp saline water (II cycle), then 0.15% NTF solution 0.2 bp and 3.5 bp mineralized water (III cycle). The injection of a scale inhibitor did not lead to an increase in the resistance factor and the washing out of additional oil. The oil displacement ratio was 0.61. The residual resistance factor is 1.09 (experiment 3, table 1).
Таким образом, при закачке небольших оторочек реагентов порядка 0,2 п.о. наблюдается прирост коэффициента вытеснения нефти на 24% для низкопроницаемых коллекторов. Добавка к стабилизированному раствору латекса индикатора солеотложения НТФ в концентрациях 0,05-0,5% приводит к более равномерному распределению осадка в пористой среде модели пласта и он хорошо удерживается при дальнейшей многократной промывке закачиваемой водой. Поэтому закачка таких оторочек может служить достаточно эффективным способом для перераспределения потоков в неоднородном пласте.Thus, when injecting small rims of reagents of the order of 0.2 bp there is an increase in oil displacement coefficient by 24% for low-permeability reservoirs. The addition of an NTF scaling indicator to a stabilized latex solution in concentrations of 0.05-0.5% leads to a more uniform distribution of sediment in the porous medium of the reservoir model and it is well retained after further repeated washing with pumped water. Therefore, the injection of such rims can serve as a rather effective way for the redistribution of flows in a heterogeneous formation.
Пример конкретного осуществления способаAn example of a specific implementation of the method
Разработку нефтяного месторождения осуществляют в условиях неоднородных девонских пластов со средней проницаемостью 0,2-1,0 мкм2, пористостью 0,14-0,25 и минерализованными пластовыми водами с плотностью 1,15-1,18 г/см3. Глубина залегания нефтеносного пласта 2300 м, толщина 5-6 м. Обводненность продукции добывающих скважин 80-94%, дебит по нефти 0,6-1,8 м3/сут, нефтевязкость 6,0 мПа·с, плотность нефти 0,880 г/см3. Температура пласта 40°С. Воздействие предложенным способом осуществляют путем закачки в нагнетательную скважину оторочки раствора латекса в количестве 2 т товарной формы со стабилизирующей добавкой НПАВ 0,1 т и ингибитором солеотложения НТФ 0,4 т (97,5 т воды) и переходят на закачку минерализованной воды в течение 10 дней (1 цикл). В следующем цикле закачивают 2 т товарной формы латекса, 0,1 т НПАВ, 0,2 т НТФ и 97,7 т воды. Закачка минерализованной воды проводится в течение 7 дней (цикл 2). В 3-ем цикле закачивается 2 т товарной формы латекса, 0,1 т НПАВ, 0,1 т ингибитора солеотложения НТФ и 97,8 т воды. Минерализованную воду закачивают в течение 3 дней. Скважину останавливают на сутки для реагирования. После применения предложенного способа в течение 2,5 месяцев обводненность продукции добывающей скважины снизилась до 75-88%. Дебит по нефти увеличился до 1,9-3,5 кг/м3. Для контроля хода разработки рекомендуется наблюдение за основными показателями работы добывающей скважины.The development of the oil field is carried out in conditions of heterogeneous Devonian formations with an average permeability of 0.2-1.0 μm 2 , porosity of 0.14-0.25 and mineralized formation waters with a density of 1.15-1.18 g / cm 3 . The depth of the oil reservoir is 2300 m, the thickness is 5-6 m. The water cut of the production of producing wells is 80-94%, the oil flow rate is 0.6-1.8 m 3 / day, the oil viscosity is 6.0 MPa · s, the oil density is 0.880 g / cm 3 . The temperature of the reservoir is 40 ° C. The impact of the proposed method is carried out by injecting into the injection well the fringes of a latex solution in an amount of 2 tons of a commodity form with a stabilizing additive of nonionic surfactants of 0.1 tons and an NTF scale inhibitor of 0.4 tons (97.5 tons of water) and transfer to the injection of mineralized water for 10 days (1 cycle). In the next cycle, 2 tons of marketed latex, 0.1 tons of nonionic surfactants, 0.2 tons of NTF and 97.7 tons of water are pumped. Mineralized water is injected within 7 days (cycle 2). In the 3rd cycle, 2 tons of the latex product form, 0.1 tons of nonionic surfactants, 0.1 tons of NTF scale inhibitor and 97.8 tons of water are pumped. Mineralized water is injected for 3 days. The well is stopped for a day to respond. After applying the proposed method for 2.5 months, the water cut in the production of the producing well decreased to 75-88%. Oil production increased to 1.9-3.5 kg / m 3 . To monitor the development progress, it is recommended that the main indicators of the production well be monitored.
Способ экологически безопасен, прост и технологичен. Способ не требует дополнительного обустройства нефтяных промыслов, обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов, находящихся на поздней стадии разработки.The method is environmentally friendly, simple and technologically advanced. The method does not require additional arrangement of oil fields, is highly effective for increasing oil recovery of waterlogged formations that are at a late stage of development.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004137469/03A RU2302520C2 (en) | 2004-12-21 | 2004-12-21 | Treatment method for oil field having non-uniform reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004137469/03A RU2302520C2 (en) | 2004-12-21 | 2004-12-21 | Treatment method for oil field having non-uniform reservoirs |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004137469A RU2004137469A (en) | 2006-06-10 |
| RU2302520C2 true RU2302520C2 (en) | 2007-07-10 |
Family
ID=36712117
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004137469/03A RU2302520C2 (en) | 2004-12-21 | 2004-12-21 | Treatment method for oil field having non-uniform reservoirs |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2302520C2 (en) |
-
2004
- 2004-12-21 RU RU2004137469/03A patent/RU2302520C2/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2004137469A (en) | 2006-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2279540C1 (en) | Method for non-uniform oil pool development control | |
| RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2302520C2 (en) | Treatment method for oil field having non-uniform reservoirs | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| RU2527053C1 (en) | Development method of fractured-porous types of reservoirs | |
| RU2616893C1 (en) | Method for limiting water influx in producing oil wells | |
| RU2394062C1 (en) | Solid base for acidic composition and composition for treatment of bottomhole zone of carbonate bed | |
| RU2213853C2 (en) | Method of massive oil pool development | |
| RU2536070C1 (en) | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools | |
| RU2433260C1 (en) | Method of sour well intervention in terriogenous reservoir | |
| RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| RU2302519C2 (en) | Method for watered non-uniform oil reservoir permeability treatment | |
| RU2530007C2 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2498056C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| RU2162143C1 (en) | Method of controlling oil deposit development by waterflooding | |
| RU2818629C1 (en) | Method for acid treatment of bottom-hole zone of production wells of carbonate reservoir of bashkirian stage with underlying water for intensification of oil production | |
| RU2290504C1 (en) | Method for controlling water-flooding front of oil formations | |
| RU2383725C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU2266398C2 (en) | Reservoir oil recovery enhancement method | |
| RU2811129C1 (en) | Composition for displacement of oil from formations and selective limitation of water inflow | |
| 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: 20101222 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20120220 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20121222 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20160127 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191222 |