RU2307240C1

RU2307240C1 - Method for oil field development

Info

Publication number: RU2307240C1
Application number: RU2006102836/03A
Authority: RU
Inventors: Роберт Рауфович Вагапов (RU); Роберт Рауфович Вагапов; Иван Георгиевич Плотников (RU); Иван Георгиевич Плотников; Ирик Назиевич Сайфи (RU); Ирик Назиевич Сайфи; Виталий Владимирович Кондров (RU); Виталий Владимирович Кондров; Юсеф Маджитович Симаев (RU); Юсеф Маджитович Симаев; Константин Геннадьевич Русских (RU); Константин Геннадьевич Русских; Светлана Авфасовна Курмакаева (RU); Светлана Авфасовна Курмакаева
Original assignee: Открытое Акционерное Общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО АНК "Башнефть")
Priority date: 2006-01-31
Filing date: 2006-01-31
Publication date: 2007-09-27

Abstract

FIELD: oil production, particularly to develop non-uniform oil reservoir to limit water inflow in production wells and to increase oil recovery.

SUBSTANCE: method involves injecting mixture including polyacrylamide and aqueous biological surfactant solution in reservoir through injection well; forcing the mix in reservoir with fresh water and performing time delay for 24 hours. Mixture additionally has sodium hydroxide. Surfactant: polyacrylamide: sodium hydroxide ratio is 2.5:1:5.

EFFECT: increased efficiency in the case on reservoirs with non-uniform permeability at later stage of oil field development.

3 ex, 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки неоднородного нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи.The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for developing a heterogeneous oil reservoir in order to limit water inflow into production wells and increase oil recovery.

Известен способ увеличения нефтеотдачи, включающий закачивание водной дисперсии ПАВ биологического происхождения (биоПАВ), приготовленной заранее на пункте приготовления (патент США №4811791, 165-246, 1989).A known method of increasing oil recovery, including pumping an aqueous dispersion of a surfactant of biological origin (bio-surfactant) prepared in advance at the preparation point (US patent No. 4811791, 165-246, 1989).

Недостатком данного способа является низкая эмульгирующая активность, используемого биоПАВ по отношению к углеводородам.The disadvantage of this method is the low emulsifying activity of the bio-surfactant used in relation to hydrocarbons.

Наиболее близким аналогом является «Способ разработки нефтяного месторождения» с использованием водного раствора полиакриламида и биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М (патент РФ №2060373, Е21В 43/22, 1992).The closest analogue is the "Method for the development of an oil field" using an aqueous solution of polyacrylamide and a biological surfactant bio-surfactant KSHAS-M (RF patent No. 2060373, ЕВВ 43/22, 1992).

Однако данное техническое решение недостаточно эффективно в процессе нефтевытеснения, т.к., обладая невысоким остаточным фактором сопротивления, дает небольшой охват пласта заводнением в условиях, неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки.However, this technical solution is not effective enough in the process of oil displacement, because, having a low residual resistance factor, it gives a small coverage of the formation by water flooding in conditions that are not uniform in the permeability of the formations at the late stage of their development.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения в условиях, неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки.The technical result of the invention is to increase the efficiency of the method of developing an oil field in conditions that are heterogeneous in the permeability of formations at a late stage of their development.

В способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку через нагнетательную скважину смеси полиакриламида и водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ, смесь содержит в качестве указанного раствора биоПАВ КШАС-М и дополнительно гидроксид натрия при соотношении биоПАВ: полиакриламид: гидроксид натрия 2,5:1:5, указанную смесь продавливают в пласт пресной водой, осуществляют выдержку 24 часа.In a method for developing an oil field, comprising injecting a mixture of polyacrylamide and an aqueous solution of a biological surfactant bio-surfactant through an injection well, the mixture contains bio-surfactant KSHAS-M and additional sodium hydroxide in the ratio of bio-surfactant: polyacrylamide: sodium hydroxide 2.5: 1 : 5, this mixture is pressed into the reservoir with fresh water, and exposure is carried out for 24 hours.

БиоПАВ КШАС-М по ТУ 2458-005-15283860-2003 представляет собой водный раствор биоПАВ гликолипидной природы (концентрация - 1%), продуцируемую культурой микроорганизмов Pseudomonas aeruginosa S-7. БиоПАВ КШАС-М обладает способностью снижать поверхностное натяжение воды до 30 мН/м, а также высокой эмульгирующей активностью (жидкие парафины, нефть, масла, Е₂₄ до 60-80% (Е₂₄ - устойчивость эмульсии в течение 24 часов). Основным преимуществом является биодеградабельность или способность к полному разложению при естественных пластовых условиях, т.е. технологии с применением биоПАВ экологически безопасны.KSHAS-M bio-surfactant according to TU 2458-005-15283860-2003 is an aqueous solution of bio-surfactant of a glycolipid nature (concentration - 1%) produced by the microorganism culture Pseudomonas aeruginosa S-7. BioPAV KShAS-M has the ability to reduce the surface tension of water to 30 mN / m, as well as high emulsifying activity (liquid paraffins, oil, oils, E ₂₄ to 60-80% (E ₂₄ - emulsion stability for 24 hours). The main advantage is biodegradability or the ability to completely decompose under natural reservoir conditions, i.e. technologies using bio-surfactants are environmentally friendly.

Полиакриламид японского производства по MSDS №3508901 от 21.05.96 либо любых других марок.Japanese-made polyacrylamide according to MSDS No. 3508901 dated 05/21/96 or any other brands.

Гидроксид натрия (каустическая сода (едкий натр), выпускаемая по ГОСТ 2263-79), использован в качестве щелочного реагента.Sodium hydroxide (caustic soda (caustic soda), produced according to GOST 2263-79), is used as an alkaline reagent.

При закачке щелочной реагент с ионами многовалентных металлов минерализованной воды образует нерастворимые осадки, полиакриламид выполняет роль флокулянта, в результате чего частицы дисперсной фазы образуют рыхлые хлопьевидные агрегаты, которые стабилизируются поверхностно-активными гликолипидами биоПАВ КШАС-М. В результате этого взаимодействия образуется малорастворимая, эластичная полимер-дисперсная система, которая эффективно снижает водопроницаемость промытых зон и повышает охват пласта заводнением. Оторочкой пресной воды, закачиваемой после (а также, возможно, и до) смеси реагентов, регулируют глубину воздействия способа на пласт.When injected with an alkaline reagent with multivalent metal ions of mineralized water, it forms insoluble precipitates, polyacrylamide acts as a flocculant, as a result of which particles of the dispersed phase form friable flocculent aggregates, which are stabilized by surface-active glycolipids KSHAS-M bio-surfactants. As a result of this interaction, a poorly soluble, elastic polymer-dispersed system is formed, which effectively reduces the water permeability of the washed zones and increases the waterfill coverage of the formation. A patch of fresh water injected after (and possibly also before) the mixture of reagents controls the depth of the method's effect on the formation.

Для исследования механизма поведения композиционной системы водного раствора биоПАВ КШАС-М, полиакриламида и гидроксида натрия в пористой среде была использована модель неоднородного пласта. При физическом моделировании модель состоит из двух гидродинамически несвязанных пропластков, представляющих собой металлические колонки, заполненные пористой средой. Пропластки имеют общий вход для прокачивания жидкостей. Длина пропластков составляет 0,6 м, диаметр 3,0·10^-2 м. Пористой средой служил молотый кварцевый песок.To study the mechanism of behavior of the composite system of an aqueous solution of bio-surfactant KSHAS-M, polyacrylamide and sodium hydroxide in a porous medium, a model of an inhomogeneous reservoir was used. In physical modeling, the model consists of two hydrodynamically unbound interlayers, which are metal columns filled with a porous medium. Interlayers have a common entrance for pumping liquids. The length of the interlayers is 0.6 m, diameter 3.0 · 10 ^-2 m. Ground quartz sand served as a porous medium.

Методика эксперимента заключалась в следующем. Для создания в пористой среде связанной воды и начальной нефтенасыщенности модели - пропластки после предварительного вакуумирования насыщались пластовой водой с последующим вытеснением ее нефтью. Количество связанной воды, нефти в пористой среде определяли объемно-весовым методом. Эксперименты проводили в режиме постоянного расхода нагнетаемой жидкости (~20 см³/час) при температуре 25°С.The experimental technique was as follows. To create bound water in a porous medium and initial oil saturation of the model, interlayers after preliminary evacuation were saturated with formation water, followed by its displacement with oil. The amount of bound water and oil in a porous medium was determined by the volume-weight method. The experiments were carried out in a constant flow rate of injected fluid (~ 20 cm ³ / h) at a temperature of 25 ° C.

Затем проводили первичное заводнение до определенной нефтенасыщенности и стабилизации фильтрационных характеристик, наступающей после достижения 100% обводненности продукции высокопроницаемого пропластка. Степень обводненности продукции, извлекаемой из модели пласта в целом, достигалась путем подбора соотношения проницаемости пропластков. После закачивания смеси процесс заводнения возобновился. Эффективность закачки определялась по остаточному фактору сопротивления и приросту коэффициента нефтеотдачи по сравнению с обычным заводнением. Результаты исследования процесса нефтевытеснения с применением способа приведены в таблице.Then, primary flooding was carried out to a certain oil saturation and stabilization of the filtration characteristics, which occurs after reaching 100% water cut in the production of a highly permeable layer. The degree of water cut of the products extracted from the reservoir model as a whole was achieved by selecting the ratio of the permeability of the layers. After pumping the mixture, the flooding process resumed. The injection efficiency was determined by the residual resistance factor and the increase in the oil recovery coefficient compared to conventional water flooding. The results of the study of the process of oil displacement using the method are shown in the table.

Пример 1 (прототип).Example 1 (prototype).

В модель пласта подают оторочку, состоящую из водного раствора биоПАВ КШАС-М и полиакриламида при соотношении компонентов 2,5:1, в количестве 0,4 п.о. Закачивают оторочку минерализованной воды (0,2 п.о.) и останавливают на фильтрацию на 24 часа. Затем возобновляли фильтрацию минерализованной водой до стабилизации перепада давления и полной обводненности проб жидкости. Остаточный фактор сопротивления - 9,5. Прирост нефтеотдачи - 13,5%.A rim consisting of an aqueous solution of bio-surfactant KSHAS-M and polyacrylamide with a ratio of components of 2.5: 1 in an amount of 0.4 bp is fed into the reservoir model. A rim of mineralized water is injected (0.2 bp) and stopped for filtration for 24 hours. Then, filtration with mineralized water was resumed to stabilize the pressure drop and complete watering of the liquid samples. The residual resistance factor is 9.5. Oil recovery growth - 13.5%.

Пример 2 (предлагаемый способ).Example 2 (the proposed method).

В модель пласта закачивают оторочку пресной воды (0,05 п.о.). В модель пласта закачивают смесь - водный раствор биоПАВ КШАС-М, полиакриламида и гидроксида натрия при соотношение компонентов 2,5:1:5 - 0,3 п.о. Проталкивают реагенты пресной водой (0,05 п.о.). Останавливают фильтрацию «на выдержку» - 24 часа. Затем возобновляют опыт. Остаточный фактор сопротивления 28,1. Прирост нефтеотдачи 17,4%.A rim of fresh water (0.05 bp) is pumped into the reservoir model. A mixture is injected into the reservoir model - an aqueous solution of bio-surfactant KSHAS-M, polyacrylamide and sodium hydroxide with a ratio of components of 2.5: 1: 5 - 0.3 bp. The reagents are pushed with fresh water (0.05 bp). Stop filtration "on exposure" - 24 hours. Then resume the experience. The residual resistance factor is 28.1. Oil recovery growth of 17.4%.

Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях.An example of a specific implementation of the method in the field.

Месторождение характеризуется послойной неоднородностью, высокой приемистостью нагнетательных скважин (более 100 м³/сут). Обводненность добываемой продукции - 90%. Средняя проницаемость - 0,13 мкм². Пористость 0,2-0,24. Пластовая нефть имеет вязкость - 1,6 мПа·с. Пластовая вода хлоридно-кальциевого типа с небольшой минерализацией (16,4 кг/м³). Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной добывающей скважинами. Плотность сетки скважины - 25 га/скв.The field is characterized by layer-by-layer heterogeneity, high injectivity of injection wells (more than 100 m ³ / day). Water cut of extracted products - 90%. The average permeability is 0.13 μm ² . Porosity 0.2-0.24. Formation oil has a viscosity of 1.6 MPa · s. Produced water chloride-calcium type with low salinity (16.4 kg / m ³ ). The reservoir was opened by one injection and one producing well. The density of the well mesh is 25 ha / well.

Для осуществления способа прекращают закачку сточной воды в нагнетательную скважину. Закачивают оторочку пресной воды в количестве 8 м³. Затем закачивают смесь биоПАВ КШАС-М с полиакриламидом и гидроксидом натрия (каустической содой) при соотношении компонентов 2,5:1:5 в количестве 15 м³. Реагенты проталкивают 15 м³ пресной воды. Скважину останавливают на 1 сутки (24 часа) «на реакцию». После проведения обработки проводится дальнейшая эксплуатация пласта путем обычного заводнения.To implement the method, the injection of wastewater into the injection well is stopped. A rim of fresh water is pumped in an amount of 8 m ³ . Then a mixture of bio-surfactant KSHAS-M with polyacrylamide and sodium hydroxide (caustic soda) is pumped with a ratio of components of 2.5: 1: 5 in an amount of 15 m ³ . Reagents push 15 m ^{3 of} fresh water. The well is stopped for 1 day (24 hours) "for reaction". After treatment, the reservoir is further exploited by conventional waterflooding.

Рабочие объемы закачиваемых реагентов определяют в зависимости от удельной приемистости скважин и толщины пласта.The working volumes of injected reagents are determined depending on the specific injectivity of the wells and the thickness of the formation.

Обработка нагнетательной скважины проводится установкой ЦА-320 М.Processing of the injection well is carried out by the installation of TsA-320 M.

Через три месяца после обработки скважины наблюдалось снижение обводненности продукции скважины от 91 до 81%, а удельный технологический эффект составил 70-85 т на 1 т реагентов.Three months after the treatment of the well, a decrease in water cut in the production of the well from 91 to 81% was observed, and the specific technological effect was 70-85 tons per 1 ton of reagents.

Предлагаемый способ обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи пластов, находящихся на поздней стадии разработки, где необходимо выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин, изоляция водопромытых зон, ограничение водопритока с последующей интенсификацией добычи нефти из недренируемых зон пласта.The proposed method is highly effective for increasing oil recovery at a late stage of development, where it is necessary to align injection profiles of injection wells, isolating water-washed zones, limiting water inflow, followed by intensification of oil production from undrained zones of the formation.

ТаблицаTable Результаты фильтрационных опытовThe results of filtration experiments № опытаExperience number Закачиваемые реагентыReagents Injected Объем оторочки, п.о.The volume of the rim, bp Остаточный фактор сопротивленияResidual Resistance Factor Прирост нефтеотдачи, %Oil recovery growth,% 1 (прототип)1 (prototype) Водный раствор биоПАВ и полиакриламида (соотношение биоПАВ: полиакриламид 2,5:1)An aqueous solution of bio-surfactant and polyacrylamide (ratio of bio-surfactant: polyacrylamide 2.5: 1) 0,40.4 9,59.5 13,513.5 22 Водный раствор биоПАВ полиакриламида и гидроксида натрия (соотношение биоПАВ:полиакриламид:гидроксид натрия 2,5:1:5)An aqueous solution of bio-surfactant polyacrylamide and sodium hydroxide (ratio of bio-surfactant: polyacrylamide: sodium hydroxide 2.5: 1: 5) 0,30.3 28,128.1 17,417.4

Claims

A method for developing an oil field, including injecting a mixture of polyacrylamide and an aqueous solution of a biological surfactant bio-surfactant through an injection well, characterized in that the mixture contains bio-surfactant KSHAS-M and additionally sodium hydroxide with a ratio of bio-surfactant: polyacrylamide: sodium hydroxide 2 , 5: 1: 5, this mixture is pressed into the reservoir with fresh water, and exposure is carried out for 24 hours.