RU2304706C2 - Method of controlling development of nonuniform oil formation - Google Patents
Method of controlling development of nonuniform oil formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2304706C2 RU2304706C2 RU2005131367/03A RU2005131367A RU2304706C2 RU 2304706 C2 RU2304706 C2 RU 2304706C2 RU 2005131367/03 A RU2005131367/03 A RU 2005131367/03A RU 2005131367 A RU2005131367 A RU 2005131367A RU 2304706 C2 RU2304706 C2 RU 2304706C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- injection
- water
- formation
- insulating composition
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки не однородных по проницаемости пластов.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing reservoirs that are not uniform in permeability.
Известен способ регулирования разработки неоднородного пласта (RU 2191894 C1, E2B 43/22, 2002.10.27), осуществляемый путем последовательно чередующейся закачки в пласт водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия, в качестве щелочи используют водный раствор силиката натрия или щелочной сток производства капролактама 8,0-15,0%-ной концентрации, а в качестве соли алюминия - алюмосодержащийся отход производства алкилирования бензола олефином 5,0-25,0%-ной концентрации, причем дополнительно проводят закачку буферной жидкости между закачками водорастворимого полимера, водного раствора щелочи и водного раствора соли алюминия. В последнем цикле закачку водорастворимого полимера осуществляют введением в него ацетата хрома.A known method of regulating the development of a heterogeneous formation (RU 2191894 C1, E2B 43/22, 2002.10.27), carried out by sequentially alternating injection into the formation of a water-soluble polymer, an aqueous solution of alkali and an aqueous solution of aluminum salt, as an alkali use an aqueous solution of sodium silicate or alkaline the caprolactam production effluent is 8.0-15.0% concentration, and the aluminum salt is the aluminum-containing waste product of the production of benzene alkylation with olefin 5.0-25.0% concentration, and an additional buffer fluid is injected between the injections of a water-soluble polymer, an aqueous alkali solution and an aqueous solution of aluminum salt. In the last cycle, the injection of a water-soluble polymer is carried out by adding chromium acetate to it.
Недостатком способа является низкая эффективность в малопроницаемых коллекторах вследствие того, что компоненты системы щелочь - водный раствор соли алюминия не достаточно хорошо перемешиваются и образуемый гель непрочен и быстро размывается пластовыми водами.The disadvantage of this method is the low efficiency in low permeability reservoirs due to the fact that the components of the alkali - aqueous solution of aluminum salt are not mixed well enough and the gel formed is unstable and is quickly washed out by formation waters.
Известен способ разработки неоднородного пласта, включающий закачку оторочек растворов частично гидролизированного полиакриламида (ПАА) и поверхностно-активного вещества (ПАВ) в виде оторочек через нагнетательную скважину (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с.169).A known method of developing a heterogeneous formation, including the injection of rims of solutions of partially hydrolyzed polyacrylamide (PAA) and surfactants in the form of rims through an injection well (Surguchev M.L. Secondary and tertiary methods of increasing oil recovery. - M .: Nedra, 1985, p. 169).
Недостатком является кратковременный эффект, связанный с тем, что ПАА в виде вязкого раствора достаточно быстро продвигается от линии нагнетания к добывающей скважине.The disadvantage is the short-term effect associated with the fact that the PAA in the form of a viscous solution moves quickly enough from the injection line to the production well.
Наиболее близким по технической сущности, взятым за прототип, является способ заводнения нефтяного пласта (RU 2079641 С1, кл.6 Е21 43/22, бюл.14, 1997), включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину рабочего агента и воды, а через добывающую скважину оторочки 0,05-2,0%-ного раствора порошкообразного сшитого полиакриламида, где в качестве рабочего агента используют раствор неионогенного поверхностно-активного вещества, например 0,05%-ного водного раствора неонола.The closest in technical essence, taken as a prototype, is a method of flooding an oil reservoir (RU 2079641 C1, cl 6 E21 43/22, bull.14, 1997), including the injection of a working agent and water into the reservoir through the injection well, and through the producing a well of a rim of a 0.05-2.0% solution of powdered cross-linked polyacrylamide, where a solution of a nonionic surfactant, for example, a 0.05% aqueous solution of neonol, is used as a working agent.
Недостатками данного способа являются: создание блокирующего экрана только со стороны отбора жидкости, что практически не сказывается на увеличении коэффициента охвата пласта воздействием и не исключает рост обводнености продукции скважины вследствие огибания малообъемного блокирующего экрана водой, и низкая нефтеотмывающая способность состава из-за высокой адсорбции раствора неонола на поверхности породы.The disadvantages of this method are: the creation of a blocking screen only from the side of the fluid withdrawal, which practically does not affect the increase in the coverage coefficient of the formation by the impact and does not exclude an increase in water cut in the well’s production due to the bending of the low-volume blocking screen with water, and low oil washing ability of the composition due to the high adsorption of the neonol solution on the surface of the rock.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности разработки за счет увеличения охвата пласта воздействием путем изоляции высокопроницаемых участков пласта как со стороны отбора, так и со стороны нагнетания и более полного вытеснения нефти из низкопроницаемых пластов.The technical result of the invention is to increase the development efficiency by increasing the coverage of the formation by exposure by isolating highly permeable sections of the reservoir both from the selection side, and from the side of injection and more complete displacement of oil from low permeability layers.
Технический результат достигается тем, что в способе регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем последовательно чередующуюся закачку в пласт через скважины изолирующего состава, рабочего агента и воды, последовательно чередующуюся закачку осуществляют через нагнетательную и добывающую скважины, после закачки изолирующего состава осуществляют выдержку 24 часа, в качестве рабочего агента и воды используют систему, образующуюся при добавлении 0,5-99 мас.% универсального реагента для добычи нефти РДН-У в пресную или сточную - подтоварную, или пластовую воду, в качестве изолирующего состава используют тампонажный состав на основе цементных материалов или кремнийорганических соединений или водный раствор полиакриламида и хромсодержащего сшивающего агента, или раствор силиката щелочного металла и активатора, или прямую эмульсию.The technical result is achieved by the fact that in the method for regulating the development of a heterogeneous oil reservoir, which includes sequentially alternating injection into the reservoir through wells of an insulating composition, a working agent and water, sequentially alternating injection is carried out through injection and production wells, after injection of the insulating composition they are held for 24 hours, as a working agent and water use the system formed by adding 0.5-99 wt.% universal reagent for oil extraction RDN-U in fresh sludge and wastewater-produced or produced water, as an insulating composition, use a grouting composition based on cement materials or organosilicon compounds or an aqueous solution of polyacrylamide and a chromium-containing crosslinking agent, or a solution of alkali metal silicate and activator, or direct emulsion.
Используемый реагент РДН-У выпускается по ТУ 2458-001-33539748-2004, представляет собой состав для добычи нефти, содержащий мас.%:The used reagent RDN-U is produced according to TU 2458-001-33539748-2004, is a composition for oil production, containing wt.%:
В качестве изолирующего состава используют тампонажные составы на основе цементных материалов или кремнийорганических соединений, например состав на основе портландцемента тампонажного с водоцементным отношением 0,5 и с содержанием оксиэтилцеллюлозы 0-0,5 мас.% от массы воды, продукт 119-204 по ТУ-6-02-1294-84 - кремнийорганическое олигомерное соединение, или водные растворы полиакриламида ПАА и хромсодержащего сшивающего агента (сшитые полимерные системы, вязкоупругие составы), или растворы силикатов щелочных металлов и активаторов, например жидкое стекло с активатором до 1,5 мас.%, в качестве активатора могут использовать лимонную, борную или соляную кислоту, или прямые эмульсии, например широкая фракция тяжелых углеводородов ШФТУ или дизельное топливо, или сырая нефть 30-90 мас.% и вода остальное.As an insulating composition, grouting compositions based on cement materials or organosilicon compounds are used, for example, a composition based on Portland cement grouting with a water-cement ratio of 0.5 and with a content of hydroxyethyl cellulose of 0-0.5 wt.% By weight of water, product 119-204 according to TU- 6-02-1294-84 - an organosilicon oligomeric compound, or aqueous solutions of PAA polyacrylamide and a chromium-containing crosslinking agent (crosslinked polymer systems, viscoelastic compounds), or solutions of alkali metal silicates and activators, for example, thick glass with an activator up to 1.5 wt.%, citric, boric or hydrochloric acid, or direct emulsions, for example, a wide fraction of heavy hydrocarbons SHFTU or diesel fuel, or crude oil 30-90 wt.% and other water can be used as an activator .
Предлагаемое изобретение решает техническую задачу обеспечения равномерного продвижения фронта вытеснения и улучшения отмывающих свойств раствора.The present invention solves the technical problem of ensuring uniform advancement of the displacement front and improving the washing properties of the solution.
Предложенный способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта был смоделирован в лабораторных условиях. Для этого была собрана модель пласта, представляющая собой две металлические трубки диаметром 30 мм и длинной 450 мм, заполненные кварцевым песком. Одна трубка тока (с проницаемостью 1,1 мкм2) имитировала малопроницаемый участок пласта, другая (с проницаемостью 5 мкм2) - высокопроницаемый участок. Исследования проводили в соответствии с ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».The proposed method for regulating the development of a heterogeneous oil reservoir was modeled in laboratory conditions. For this, a reservoir model was assembled, which was two metal tubes with a diameter of 30 mm and a length of 450 mm, filled with quartz sand. One current tube (with a permeability of 1.1 μm 2 ) imitated a low-permeability section of the reservoir, the other (with a permeability of 5 μm 2 ) - a highly permeable section. The studies were carried out in accordance with OST 39-195-86 “Oil. A method for determining the coefficient of oil displacement by water under laboratory conditions. "
Сначала поводили вытеснение нефти водой из обеих трубок тока до достижения 100% обводнености одной из них. Потом закачивали через модель нагнетательной скважины в количестве 0,1 от объема пор оторочку водного раствора полиакриламида с концентрацией 0,3 мас.% и ацетата хрома 0,03 мас.% - сшитую полимерную систему (СПС). Для осуществления процесса гелеобразования модель пласта оставили на гелеобразование в течение 24 часов - осуществляют выдержку. Затем в модель закачивали 0,1 объема пор оторочку раствора 5 мас.% РДН-У. Одновременно через модель добывающей скважины осуществляли закачку по методике, описанной выше, отличие от нее заключалось в том, что вместо СПС закачивали оторочку водного раствора полиакриламида с концентрацией 1 мас.% с ацетатом хрома 0,1 мас.% - вязкоупругий состав (ВУС) в количестве 0,1 от объема пор. После чего вводили в модель пресную воду до тех пор, пока снова не получили 100% обводненость продукции из высокопроницаемого участка модели пласта. На основании полученных данных рассчитывали конечный коэффициент нефтеотдачи.First, oil was displaced by water from both current tubes until 100% water cut of one of them was reached. Then, a rim of an aqueous solution of polyacrylamide with a concentration of 0.3 wt.% And chromium acetate 0.03 wt.% - a crosslinked polymer system (ATP) was pumped through the injection well model in an amount of 0.1 of the pore volume. To carry out the gelation process, the reservoir model was left to gel for 24 hours - exposure is carried out. Then 0.1 pore volume of the solution rim of 5 wt.% RDN-U was pumped into the model. At the same time, injection was carried out through the model of the producing well according to the method described above, the difference from it was that instead of the ATP, a rim of an aqueous solution of polyacrylamide with a concentration of 1 wt.% With chromium acetate 0.1 wt.% - viscoelastic composition (HCL) was pumped in the amount of 0.1 of the pore volume. After that, fresh water was introduced into the model until 100% water cut was again obtained from the highly permeable section of the reservoir model. Based on the data obtained, the final oil recovery coefficient was calculated.
Были проведены опыты по вытеснению нефти из указанной модели пласта известным, взятым за прототип, способом (RU 2079641 C1, E21B 43/22, бюл.14, 1997), который заключается в закачке в пласт со стороны отбора водного раствора порошкообразного сшитого полиакриламида, а со стороны закачки - водного раствора НПАВ. Результаты экспериментов приведены в таблице.Experiments were conducted on the displacement of oil from the specified reservoir model by a known method taken in the form of a prototype (RU 2079641 C1, E21B 43/22, bull.14, 1997), which consists in pumping an aqueous solution of powdered cross-linked polyacrylamide into the reservoir from the side from the injection side - an aqueous solution of nonionic surfactants. The experimental results are shown in the table.
Как видно из приведенных данных, предлагаемый способ, включающий последовательно чередующуюся закачку изолирующего состава и водного раствора реагента РДН-У в добывающую и нагнетательную скважины, при заявляемых параметрах работоспособен и им достигается коэффициент вытеснения нефти выше, чем способом, взятым за прототип.As can be seen from the above data, the proposed method, which includes sequentially alternating injection of an insulating composition and an aqueous solution of the RDN-U reagent into the producing and injection wells, is operable with the claimed parameters and it achieves an oil displacement coefficient higher than by the method adopted for the prototype.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005131367/03A RU2304706C2 (en) | 2005-10-10 | 2005-10-10 | Method of controlling development of nonuniform oil formation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005131367/03A RU2304706C2 (en) | 2005-10-10 | 2005-10-10 | Method of controlling development of nonuniform oil formation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2005131367A RU2005131367A (en) | 2007-04-20 |
RU2304706C2 true RU2304706C2 (en) | 2007-08-20 |
Family
ID=38036591
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005131367/03A RU2304706C2 (en) | 2005-10-10 | 2005-10-10 | Method of controlling development of nonuniform oil formation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2304706C2 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2508446C1 (en) * | 2012-10-05 | 2014-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Азимут" | Method of development of heterogeneous-layer oil deposits |
RU2792491C1 (en) * | 2022-09-21 | 2023-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing carbonate reservoir of vereiskian-bashkir targets |
-
2005
- 2005-10-10 RU RU2005131367/03A patent/RU2304706C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2508446C1 (en) * | 2012-10-05 | 2014-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Азимут" | Method of development of heterogeneous-layer oil deposits |
RU2792491C1 (en) * | 2022-09-21 | 2023-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing carbonate reservoir of vereiskian-bashkir targets |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2005131367A (en) | 2007-04-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2304706C2 (en) | Method of controlling development of nonuniform oil formation | |
RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
RU2252238C1 (en) | Foam forming composition for productive stratum perforation | |
RU2257463C1 (en) | Method for oil-field development | |
RU2724828C1 (en) | Method of fastening bottom-hole zone of reservoir | |
RU2536070C1 (en) | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools | |
RU2711202C2 (en) | Method of limiting water influx in gas wells with abnormally low formation pressure | |
RU2148160C1 (en) | Method of formation permeability control | |
RU2475622C1 (en) | Lining method of bottom-hole zone of productive formation of gas wells | |
RU2211317C1 (en) | Method of stimulation of oil pool with nonuniform reservoirs | |
RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
RU2792491C1 (en) | Method for developing carbonate reservoir of vereiskian-bashkir targets | |
RU2280757C1 (en) | Formation water isolation method | |
RU2302518C2 (en) | Oil reservoir development method | |
RU2250989C1 (en) | Oil deposit extraction method | |
RU2143548C1 (en) | Method of development of nonuniform water- encroached oil formations | |
RU2453691C2 (en) | Formation permeability control method | |
RU2262584C2 (en) | Formation permeability control method | |
RU2065951C1 (en) | Method of treating bottom zone of nonuniform oil bed | |
SU1316568A3 (en) | Method of regeneration of crude oil from underground oil formation | |
RU2182654C1 (en) | Process of control over penetrability of inhomogeneous pool | |
RU2205946C1 (en) | Method of development of oil pool | |
RU2370629C1 (en) | Method of restricting water production into oil producing well | |
RU2383725C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
RU2213216C1 (en) | Composition for treatment of bottomhole formation zone |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091011 |