RU2358097C1 - Method of development of oil pool - Google Patents
Method of development of oil pool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2358097C1 RU2358097C1 RU2007149197/03A RU2007149197A RU2358097C1 RU 2358097 C1 RU2358097 C1 RU 2358097C1 RU 2007149197/03 A RU2007149197/03 A RU 2007149197/03A RU 2007149197 A RU2007149197 A RU 2007149197A RU 2358097 C1 RU2358097 C1 RU 2358097C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- injection
- wells
- working mixture
- development
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке заводненной, однородной или неоднородной залежи нефти.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of a water-filled, homogeneous or heterogeneous oil reservoir.
Известен способ повышения нефтеотдачи во вторичной добыче нефти, включающий закачку в пласт биореагента - сточных вод молочнокислого производства, которые вводят в количестве 5-15% от объема пластовой воды. (Авт. свид. СССР №1652337, кл. Е21В 43/22, 1991).A known method of increasing oil recovery in secondary oil production, including the injection into the reservoir of a bioreagent - wastewater of lactic acid production, which is introduced in an amount of 5-15% of the volume of produced water. (Auth. Certificate. USSR No. 1652337, cl. ЕВВ 43/22, 1991).
Известный способ не позволяет существенно увеличить нефтеотдачу из-за недостаточного содержания реагентов снижающих поверхностное натяжение на границе нефть-горная порода.The known method does not significantly increase oil recovery due to the insufficient content of reagents that reduce surface tension at the oil-rock boundary.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента и биореагента через нагнетательные скважины в циклическом режиме "биореагент - рабочий агент", причем дополнительно после каждого цикла производят технологическую выдержку в течение 15-60 часов, а соотношение объемов закачки биореагента и рабочего агента устанавливают равным (6-0,15):1. В качестве биореагента используют состав, включающий азот-, калий-, фосфорсодержащие соли, воду и молочную сыворотку. (Патент РФ №2079642, кл. 6 Е21В 43/22, 1997).There is a method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells and pumping a working agent and bioreagent through injection wells in a cyclic "bioreagent - working agent" mode, and additionally, after each cycle, technological exposure is carried out for 15-60 hours, and the ratio of injection volumes bioreagent and working agent is set equal to (6-0.15): 1. As a bioreagent, a composition is used, including nitrogen, potassium, phosphorus salts, water and whey. (RF patent No. 2079642, cl. 6 ЕВВ 43/22, 1997).
По промысловым исследования выяснилось, что известный способ не позволяет существенно увеличить нефтеотдачу пласта, кроме того, стоимость реагентов относительно высока.According to field studies, it turned out that the known method does not significantly increase oil recovery, in addition, the cost of reagents is relatively high.
Известен способ разработки неоднородной нефтяной залежи, включающем закачку в пласт через скважину водного раствора, содержащего диаммоний фосфат ДАФ, и молочной сыворотки и отбор нефти через добывающую скважину, дополнительно закачивают водный раствор целлюлозосодержащего материала ЦСМ, причем водные растворы ЦСМ и ДАФ закачивают вместе или раздельно в циклическом режиме, а затем закачивают молочную сыворотку и осуществляют технологическую выдержку. (Патент РФ №2263772, кл. 7 Е21В 43/22, 2004).A known method of developing a heterogeneous oil reservoir, including injecting into the formation through a well an aqueous solution containing DAF diammonium phosphate and milk whey and selecting oil through a producing well, further injects an aqueous solution of cellulose-containing CSM material, wherein aqueous solutions of CSM and DAF are pumped together or separately into cyclic mode, and then pumped whey and carry out technological exposure. (RF patent No. 2263772, cl. 7 ЕВВ 43/22, 2004).
Известный способ относительно дорог в реализации, кроме того, существует риск образования сероводорода в пласте в результате процесса жизнедеятельности бактерий.The known method is relatively expensive to implement, in addition, there is a risk of the formation of hydrogen sulfide in the reservoir as a result of the process of bacterial activity.
Наиболее близким является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента и органического субстрата через нагнетательные скважины. (Авт. свид. СССР №1008425, кл. Е21В 43/22, 1985).The closest is a method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells and the injection of a working agent and organic substrate through injection wells. (Auth. Certificate. USSR No. 1008425, cl. ЕВВ 43/22, 1985).
Недостатком прототипа является недостаточная нефтеотдача из-за низких концентраций реагентов, влияющих на снижение сил поверхностного натяжения на границе нефть-горная порода.The disadvantage of the prototype is the lack of oil recovery due to low concentrations of reagents, affecting the reduction of surface tension forces at the oil-rock boundary.
Основной задачей, на решение которой направлен заявленный способ, является повышение нефтеотдачи пласта и увеличение коэффициента вытеснения нефти.The main task, the solution of which the claimed method is directed, is to increase oil recovery and increase the coefficient of oil displacement.
Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи пласта относительно недорогими (почти бесплатными, ввиду того, что молочную сыворотку большинство молокозаводов сливает в промышленную канализацию) реагентами, увеличение коэффициента вытеснения нефти и снижение сил поверхностного натяжения на границе нефть-горная порода. Как следствие увеличивается коэффициент извлечения нефти и коэффициент нефтеотдачи.The technical result of the invention is to increase oil recovery relatively inexpensive (almost free, due to the fact that most dairies drain milk whey into industrial sewers) with reagents, increase the oil displacement coefficient and decrease the surface tension forces at the oil-rock boundary. As a result, the oil recovery coefficient and oil recovery coefficient increase.
Указанный технический результат достигается, путем закачки в пласт через нагнетательные скважины рабочей смеси. В состав рабочей смеси входят молочная сыворотка и ионизированная вода в соотношении 60:1 по объему соответственно, причем во время закачки добывающие скважины остановлены, а после закачки осуществляется технологическая выдержка 24-48 часов, затем пускаются добывающие скважины.The specified technical result is achieved by injection into the reservoir through the injection wells of the working mixture. The composition of the working mixture includes whey and ionized water in a ratio of 60: 1 by volume, respectively, and during injection, the production wells are stopped, and after the injection, technological shutter speed is 24-48 hours, then the production wells are launched.
Схема приготовления раствора молочной сыворотки и ионизированной воды, а также схема заводнения пласта представлены на чертеже. На чертеже обозначены: емкость с молочной сывороткой 1, ионизационная емкость 2, камера смешения 3, напорный трубопровод 4, нагнетательная скважина 5, добывающие скважины 6.The scheme for the preparation of a solution of whey and ionized water, as well as the scheme for waterflooding, are presented in the drawing. The drawing shows: a container with whey 1, an ionization tank 2, a mixing chamber 3, a pressure pipe 4, an injection well 5, production wells 6.
Способ интенсификации добычи нефти основан на содержании в молочной сыворотке ПАВ, способных снижать силу поверхностного натяжения на границе нефть-горная порода. Из емкости 1 молочная сыворотка поступает в камеру смешения 3, куда также подается вода, прошедшая ионизацию в ионизационной емкости 2. Присутствие в растворе ионизированной воды в количестве 1,64% необходимо и достаточно для нейтрализации всей микрофлоры, содержащейся в молочной сыворотке. Нейтрализовать действие микрофлоры необходимо во избежание образования в пласте продуктов жизнедеятельности бактерий. По напорному трубопроводу 4 раствор подается в нагнетательную скважину 5, а добывающие скважины 6 в этот момент остановлены. После закачки и технологической выдержки пускаются в работу добывающие скважины.The method of intensifying oil production is based on the content of surfactants in milk whey that can reduce the surface tension at the oil-rock boundary. From tank 1, whey enters mixing chamber 3, which also receives water that has passed ionization in ionization tank 2. The presence of 1.64% ionized water in a solution is necessary and sufficient to neutralize all microflora contained in whey. It is necessary to neutralize the action of microflora in order to avoid the formation of bacteria vital products in the formation. Through the pressure pipe 4, the solution is fed into the injection well 5, and the producing wells 6 are stopped at this moment. After injection and technological exposure, production wells are put into operation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007149197/03A RU2358097C1 (en) | 2007-12-29 | 2007-12-29 | Method of development of oil pool |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007149197/03A RU2358097C1 (en) | 2007-12-29 | 2007-12-29 | Method of development of oil pool |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2358097C1 true RU2358097C1 (en) | 2009-06-10 |
Family
ID=41024757
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007149197/03A RU2358097C1 (en) | 2007-12-29 | 2007-12-29 | Method of development of oil pool |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2358097C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA034715B1 (en) * | 2018-03-07 | 2020-03-12 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Method of isolating water inflows in a well |
-
2007
- 2007-12-29 RU RU2007149197/03A patent/RU2358097C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA034715B1 (en) * | 2018-03-07 | 2020-03-12 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Method of isolating water inflows in a well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104213887B (en) | A kind of method utilizing starch wastewater to improve oil recovery factor | |
| CN104610954A (en) | Formula and preparation method suitable for preparing fracturing fluid from continental facies shale gas well fracturing flow-back fluid treatment water | |
| CN103074049A (en) | Fracturing fluid prepared by recovery waste water of crude oil and preparation method of fracturing fluid | |
| CN102816558A (en) | Plugging agent for deep profile control and water plugging and preparation method thereof | |
| CN102071003A (en) | High temperature resistant delay crosslinking polymer deep profile control agent | |
| CN104371695A (en) | Slick water applied to shale gas industrialized fracturing exploitation and preparation method thereof | |
| CN110256275A (en) | A kind of preparation method of salt-resistant type amphoteric ion hydrophobic associated polymer and the application on fracturing fluid | |
| CN101538461B (en) | Pressure reducing and injection increasing agent used for flooding well and preparation method thereof | |
| CN105384292B (en) | A kind of H acid production process for treating industrial waste water | |
| CN106746033A (en) | A kind of handling process of the shale gas exploitation waste water based on membrane technology | |
| RU2358097C1 (en) | Method of development of oil pool | |
| CN102344793A (en) | Thickener and preparation method thereof | |
| RU2352771C2 (en) | Method of applying modified polymer compositions for increased oil withdrawal of formations | |
| CN106479472B (en) | A kind of fracturing fluid and preparation method thereof | |
| CN104610952A (en) | Fluoro carbonic composite thickened oil viscosity reducer | |
| CN104341602B (en) | A kind of method for improving sulfonated polyacrylamide solution viscosity | |
| CN105370260B (en) | A kind of spontaneous hydrochloric acid acidization tool suitable for carbonate reservoir | |
| CN104726082B (en) | A kind of organic base descaling agent applied to ternary composite driving and preparation method thereof | |
| RU2611796C1 (en) | Acid composition for treatment of bottomhole formation zone (versions) | |
| CN106367052A (en) | Decompression and augmented injection agent for water injection well as well as preparation method and application thereof | |
| CN102533527A (en) | Process and system for preparing spirulina culture solution from low-concentration alkaline lake brine | |
| RU2610959C1 (en) | Oil reservoir development method (versions) | |
| RU2644365C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation | |
| CN106385839A (en) | Novel soil treatment system | |
| RU2769612C1 (en) | Method for developing a heterogeneous oil reservoir |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091230 |