RU2375557C1 - Method of injection wells input profile alignment and production wells water flow limitation - Google Patents
Method of injection wells input profile alignment and production wells water flow limitation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2375557C1 RU2375557C1 RU2008129834/03A RU2008129834A RU2375557C1 RU 2375557 C1 RU2375557 C1 RU 2375557C1 RU 2008129834/03 A RU2008129834/03 A RU 2008129834/03A RU 2008129834 A RU2008129834 A RU 2008129834A RU 2375557 C1 RU2375557 C1 RU 2375557C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- wells
- injection
- oil
- composition
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи на основе вязкоупругих полимерных составов.The proposal relates to the oil industry, in particular to changing the filtration characteristics of heterogeneous formations, increasing oil recovery and reducing water cut in producing wells to maximize the effect at the late stage of developing an oil reservoir based on viscoelastic polymer compositions.
Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий закачку в пласт через нагнетательные скважины водорастворимый полимер, сшиватель и воду (пат. РФ №2071555, МПК E21B 43/22, 33/138, опубл. 10.01.1997 г., Бюл. №1). В качестве водорастворимых полимеров используют простые эфиры целлюлозы карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), в качестве сшивателя используют ацетат хрома. С целью повышения структурно-механических свойств в состав вводят в качестве наполнителя древесную муку. Соотношение компонентов мас.% соответствует: КМЦ - 0,03-20,0; ацетат хрома - 0,02-3,0; древесная мука - 0,1-7,0; вода - остальное.A known method of regulating the development of oil fields, including the injection into the reservoir through injection wells of a water-soluble polymer, a crosslinker and water (US Pat. RF No. 2071555, IPC E21B 43/22, 33/138, publ. 10.01.1997, Bull. No. 1) . Carboxymethyl cellulose (CMC) cellulose ethers are used as water-soluble polymers; chromium acetate is used as a crosslinker. In order to increase structural and mechanical properties, wood flour is introduced into the composition as a filler. The ratio of components wt.% Corresponds to: CMC - 0.03-20.0; chromium acetate - 0.02-3.0; wood flour - 0.1-7.0; water is the rest.
Известный способ недостаточно эффективен для изменения фильтрационных характеристик неоднородных пластов, т.к. закачиваемая композиция полимерного состава обладает недостаточно высокими структурно-механическими свойствами.The known method is not effective enough to change the filtration characteristics of heterogeneous formations, because the injected composition of the polymer composition has insufficiently high structural and mechanical properties.
Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче является способ повышения выработки неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, включающий закачку в пласт рабочего агента и водного раствора полимера со сшивателем (пат. РФ №2170816, МПК E21B 43/22, опубл. 20.07.2001 г., Бюл. №20). Для усиления эффекта изоляции высокопроницаемых зон залежи закачивают последовательно водный раствор полимера со сшивателем, после выдержки в течение 1 -6 суток закачивают дополнительно низкоконцентрированный водный раствор натрий - карбоксиметилцеллюлозы со сшивателем, а затем после выдержки в течение 1-6 суток дополнительно закачивают рабочий агент. При закачке через нагнетательные скважины водного раствора полимера со сшивателем до или после закачки или вместе с водным раствором полимера со сшивателем закачивают наполнитель. Известный способ недостаточно эффективен для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, изменения фильтрационных характеристик неоднородных пластов, т.к. для усиления эффекта изоляции требуется повторение закачивания композиции полимерного состава. Также эффект известного способа получается кратковременным, так как полимерный состав обладает недостаточно высокими структурно-механическими свойствами, что приводит к снижению нефтеотдачи пластов.The closest in technical essence and the problem to be solved is a way to increase the production of reservoirs of heterogeneous permeability at a late stage of oil field development, including pumping a working agent and an aqueous polymer solution with a crosslinker into the formation (US Pat. No. 2170816, IPC E21B 43/22, publ. July 20, 2001, Bull. No. 20). To enhance the insulation effect of highly permeable zones, deposits are sequentially injected with an aqueous polymer solution with a crosslinker, after exposure for 1-6 days, an additional low-concentrated aqueous solution of sodium - carboxymethyl cellulose with a crosslinker is pumped, and then, after exposure for 1-6 days, the working agent is additionally pumped. When an aqueous polymer solution with a crosslinker is injected through injection wells before or after the injection, or together with an aqueous polymer solution with a crosslinker, the filler is pumped. The known method is not effective enough to equalize the injectivity profile in injection and to limit water inflow in producing wells, changing the filtration characteristics of heterogeneous formations, because to enhance the effect of isolation, it is necessary to repeat the injection of the composition of the polymer composition. Also, the effect of the known method is obtained short-term, since the polymer composition has insufficiently high structural and mechanical properties, which leads to a decrease in oil recovery.
Технической задачей предложения является повышение изолирующих свойств гелеобразующего состава и качества регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин за счет увеличения прочностных характеристик состава при сохранении образующейся структуры сшитого геля с одновременным регулированием сроков гелеобразования. Также технической задачей является расширение арсенала средств изменения фильтрационных характеристик неоднородных пластов, позволяющее обеспечить высокий уровень дополнительной добычи нефти.The technical task of the proposal is to increase the insulating properties of the gel-forming composition and the quality of regulation of the injectivity profile of injection wells by increasing the strength characteristics of the composition while maintaining the resulting structure of the crosslinked gel while controlling the gelation time. Also, the technical task is to expand the arsenal of means for changing the filtration characteristics of heterogeneous formations, which allows for a high level of additional oil production.
Решение поставленной задачи обеспечивает способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, включающий закачку в пласт рабочего агента - пресной или минерализованной воды и изолирующего состава, содержащего полимер, сшиватель - ацетат хрома и воду, осуществление технологической выдержки в течение 1-4 суток, в качестве полимера используют ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 при следующем соотношении компонентов изолирующего состава мас.%:The solution of this problem provides a way to equalize the injectivity profile in injection wells and to limit water inflow in production wells, including pumping fresh or mineralized water and an insulating composition containing polymer, a crosslinker - chromium acetate and water into the reservoir, technological shutter speed for 1- 4 days, as a polymer use POLYCELL AQUABLOK 140 in the following ratio of components of the insulating composition wt.%:
причем изолирующий состав используют в виде суспензии, для приготовления которой в воду одновременно дозируют ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 и водный раствор ацетата хрома, перемешивают 15 минут и закачивают в скважину.moreover, the insulating composition is used in the form of a suspension, for the preparation of which POLICELL AQUABLOK 140 and an aqueous solution of chromium acetate are metered into the water, mixed for 15 minutes and pumped into the well.
Объем закачки в пласт определяют из соотношения рабочего агента к изолирующему составу 1:(10-100).The volume of injection into the reservoir is determined from the ratio of the working agent to the insulating composition 1: (10-100).
В качестве воды для приготовления раствора полимера используют воду плотностью от 1,00 до 1,12 г/см3 с минерализацией 0-180 г/л.As water for the preparation of the polymer solution, water is used with a density of 1.00 to 1.12 g / cm 3 with a salinity of 0-180 g / L.
Для приготовления состава используют следующие реагенты:The following reagents are used to prepare the composition:
- в качестве полимера используют ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140, представляющий собой продукт дробления и рассева эфиров целлюлозы определенных марок по ТУ 2231-032-32957739-2007 (водорастворимый, мелкозернистый порошкообразный материал от белого до кремового цвета);- POLICELL AQUABLOK 140, which is a product of crushing and sieving cellulose ethers of certain grades according to TU 2231-032-32957739-2007 (water-soluble, fine-grained powdery material from white to cream color), is used as a polymer;
- в качестве сшивателя используют водный раствор ацетата хрома по ТУ 6-0200209912-7000, дубитель марки "Водный раствор ацетата хрома" ТУ 2499-001-50635131-00;- as a crosslinker use an aqueous solution of chromium acetate according to TU 6-0200209912-7000, a tanning agent of the brand "Aqueous solution of chromium acetate" TU 2499-001-50635131-00;
- в качестве воды для приготовления раствора полимера используют воду плотностью от 1,00 до 1,12 г/см3 с минерализацией 0-180 г/л;- as water for the preparation of the polymer solution using water with a density of from 1.00 to 1.12 g / cm 3 with a salinity of 0-180 g / l;
- в качестве рабочего агента используют пресную или минерализованную воду.- fresh or mineralized water is used as a working agent.
Сущность предложения заключается в следующем.The essence of the proposal is as follows.
По результатам исследований скважин определяют фильтрационные свойства пласта с выделением пропластков с различной степенью поглощения и определяют объем закачки изолирующего состава. Изолирующий состав готовят в виде суспензии.Based on the results of well studies, the filtration properties of the formation are determined with the separation of interlayers with various degrees of absorption and the volume of injection of the insulating composition is determined. The insulating composition is prepared in the form of a suspension.
Для приготовления суспензии - в воду одновременно дозируют ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 и водный раствор ацетата хрома, затем перемешивают 15 минут и закачивают в скважину. Водный раствор ацетата хрома готовят путем смешения ацетата хрома с водой плотностью от 1,00 до 1,12 г/см3 с минерализацией 0-180 г/л, что исключает возможность замерзания сшивателя при температуре ниже 0°С. ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 после смешивания с водой и при взаимодействии с ацетатом хрома образует гелеобразную систему, которая после закачки в пласт блокирует высокопроницаемые зоны и перераспределяет на низкопроницаемые ранее не охваченные заводнением зоны. Объем закачки в пласт определяют из соотношения рабочего агента к изолирующему составу 1:(10-100). Затем изолирующий состав продавливают рабочим агентом в объеме 10-20 м3. Скважину останавливают на технологическую выдержку продолжительностью от 1 до 4 суток (таблица 1).To prepare the suspension, POLICELL AQUABLOK 140 and an aqueous solution of chromium acetate are metered into the water at the same time, then mixed for 15 minutes and pumped into the well. An aqueous solution of chromium acetate is prepared by mixing chromium acetate with water with a density of from 1.00 to 1.12 g / cm 3 with a mineralization of 0-180 g / l, which eliminates the possibility of freezing of the crosslinker at a temperature below 0 ° C. POLYSELL AQUABLOK 140, after mixing with water and interacting with chromium acetate, forms a gel-like system, which, after injection into the reservoir, blocks high-permeability zones and redistributes them to low-permeability zones not previously covered by water flooding. The volume of injection into the reservoir is determined from the ratio of the working agent to the insulating composition 1: (10-100). Then the insulating composition is pressed through with a working agent in a volume of 10-20 m 3 . The well is stopped for technological shuttering lasting from 1 to 4 days (table 1).
Изолирующий состав готовят, используя для этой цели струйные насосы и установку для приготовления, дозирования и закачивания технологических растворов в скважину.An insulating composition is prepared using jet pumps and an apparatus for preparing, dosing and pumping technological solutions into the well for this purpose.
Предлагаемый способ обеспечивает равномерное распределение закачиваемого состава в неоднородных по проницаемости зонах пласта, повышает прочность формируемого изоляционного экрана и качество регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин за счет увеличения прочностных характеристик состава при сохранении образующейся структуры сшитого геля. Способ обеспечивает стабильность сроков гелеобразования. И, как следствие, приводит к увеличению нефтеотдачи пластов, снижению обводненности добывающих скважин. Результаты исследований изолирующих составов приведены в таблице 1.The proposed method provides a uniform distribution of the injected composition in the heterogeneous permeability zones of the formation, increases the strength of the formed insulating screen and the quality of regulation of the injectivity profile of injection wells by increasing the strength characteristics of the composition while maintaining the resulting structure of the crosslinked gel. The method ensures the stability of the gelation time. And, as a result, it leads to an increase in oil recovery, lowering the water cut of producing wells. The results of studies of insulating compositions are shown in table 1.
Для экспериментальных исследований использовалась линейная модель пласта, представляющая собой две одинаковые колонки (длиной 50 см, площадью поперечного сечения 6,4 см2). Подбором величины зерен кварцевого песка создавали необходимую проницаемость каналов модели пласта.For experimental studies, a linear reservoir model was used, consisting of two identical columns (50 cm long, 6.4 cm 2 cross-sectional area). By selecting the size of the quartz sand grains, the necessary channel permeability of the formation model was created.
Исследования проводили в следующей последовательности:The studies were carried out in the following sequence:
- после вакуумирования модель последовательно насыщали минерализованной водой и нефтью Ромашкинского месторождения, плотностью 0,810-0,890 г/см3. Определяли следующие параметры: поровый объем, начальные водонасыщенность, проницаемость по воде и нефтенасыщенность;- after evacuation, the model was successively saturated with mineralized water and oil from the Romashkinskoye field, with a density of 0.810-0.890 g / cm 3 . The following parameters were determined: pore volume, initial water saturation, water permeability and oil saturation;
- проводили вытеснение нефти минерализованной водой плотностью 1,0-1,12 г/см3 с замером на выходе объемов нефти и воды;- conducted the displacement of oil by mineralized water with a density of 1.0-1.12 g / cm 3 with measurement at the output of the volumes of oil and water;
- готовили изолирующий состав;- prepared an insulating composition;
- в модель закачивали последовательно рабочий агент, затем изолирующий состав, затем продавливали рабочим агентом с замером на выходе объемов нефти и воды. Изолирующий состав закачивали в объеме 10-30% перового объема. Модель выдерживали от 1 до 4 суток для полного гелеобразования.- a working agent was sequentially pumped into the model, then an insulating composition, then it was pressed through by a working agent with measurement of oil and water volumes at the output. The insulating composition was pumped in a volume of 10-30% of the feather volume. The model was kept from 1 to 4 days for complete gelation.
Таким образом, моделировали процесс пуска скважин и добычи нефти из пласта после осуществления предлагаемого способа.Thus, simulated the process of starting wells and oil production from the reservoir after the implementation of the proposed method.
В качестве нефтевытесняющего параметра использовали коэффициент вытеснения нефти слоисто-неоднородной пористой среды после первичного вытеснения нефти водой и конечный - после закачки полимерных составов.The coefficient of oil displacement of a layered inhomogeneous porous medium after the initial displacement of oil by water and the final one after injection of polymer compositions was used as the oil displacing parameter.
Результаты фильтрационных исследований приведены в таблице 2.The results of filtration studies are shown in table 2.
Анализ полученных результатов исследований проведен на примере основного фильтрационного параметра - остаточного фактора сопротивления (ОФС), который характеризует фильтрационное сопротивление при фильтрации воды полимерных составов по сравнению с начальным фильтрационным сопротивлением при фильтрации воды перед закачкой составов.The analysis of the research results was carried out on the example of the main filtration parameter - residual resistance factor (OFS), which characterizes the filtration resistance when filtering water of polymer compositions in comparison with the initial filtration resistance when filtering water before pumping compositions.
Как видно из таблицы 2, ОФС по предлагаемому способу разработки на неоднородных по проницаемости пористых средах возрастает в 2,5 раз по сравнению с прототипом. Коэффициент нефтевытеснения увеличивается в 1,8 раза.As can be seen from table 2, OFS according to the proposed method of development on heterogeneous permeability of porous media increases by 2.5 times compared with the prototype. The oil displacement coefficient increases by 1.8 times.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Пример 1. В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной скважиной и 5 добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами, проницаемостью 1,0-1,4 мкм2, нефтенасыщенностью 86,5%, пористостью 21,7%, нефтенасыщенная толщина пласта 4,5-5,6 м. Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину 2,6 т (0,2-9,8), средняя обводненность добываемой жидкости 95% (от 75 до 98). Плотность закачиваемой воды в скважину составляет 1,00 г/см3. Приемистость нагнетательной скважины 570 м3/сут при давлении 5,5 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить изолирующий состав в объеме 300 м3, который определяют из соотношения рабочего агента к изолирующему составу 1:30 (10:300), т.е. объем рабочего агента составляет 10 м3 и 300 м3 - объем изолирующего состава (ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 0,05%, ацетат хрома 0,005%, вода остальное). Перемешивают 15 минут в емкости насосного агрегата и закачивают в скважину. Затем состав продавливают рабочим агентом - пресной водой в объеме 15 м3. Для полного гелеобразования скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 4 суток.Example 1. As an object of pilot industrial work, a site with one injection well and 5 production wells was selected. The strata are represented by terrigenous reservoirs, permeability 1.0-1.4 μm 2 , oil saturation 86.5%, porosity 21.7%, oil saturated layer thickness 4.5-5.6 m. Average daily oil production per production well 2.6 t (0.2-9.8), the average water cut of the produced fluid is 95% (from 75 to 98). The density of the injected water into the well is 1.00 g / cm 3 . The injectivity of the injection well is 570 m 3 / day at a pressure of 5.5 MPa. For the injection well, according to the analysis of the development of the site, it is recommended to prepare an insulating composition in a volume of 300 m 3 , which is determined from the ratio of the working agent to the insulating composition 1:30 (10: 300), i.e. the volume of the working agent is 10 m 3 and 300 m 3 is the volume of the insulating composition (POLICELL AQUABLOK 140 0.05%, chromium acetate 0.005%, the rest is water). Stirred for 15 minutes in the capacity of the pumping unit and pumped into the well. Then the composition is squeezed by a working agent - fresh water in a volume of 15 m 3 . For complete gelation, the well is stopped for technological exposure for 4 days.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины 250 м3/сут при давлении 7,0 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить состав в объеме 200 м, который определяют из соотношения рабочего агента к изолирующему составу 1:10 (20:200), т.е. объем рабочего агента составляет 20 м3 и 200 м3 объем изолирующего состава (ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 0,08%, ацетат хрома 0,008%, вода остальное). Перемешивают 15 минут в емкости насосного агрегата и закачивают в скважину. Затем состав продавливают рабочим агентом - пресной водой в объеме 10 м3. Для полного гелеобразования скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 4 суток.Example 2. Perform, as example 1. The injectivity of the injection well 250 m 3 / day at a pressure of 7.0 MPa. For the injection well, according to the analysis of the development of the site, it is recommended to prepare a composition in a volume of 200 m, which is determined from the ratio of the working agent to the insulating composition 1:10 (20: 200), i.e. the volume of the working agent is 20 m 3 and 200 m 3 the volume of the insulating composition (POLYCELL AQUABLOK 140 0.08%, chromium acetate 0.008%, the rest is water). Stirred for 15 minutes in the capacity of the pumping unit and pumped into the well. Then the composition is pressed with a working agent - fresh water in a volume of 10 m 3 . For complete gelation, the well is stopped for technological exposure for 4 days.
Пример 3. Выполняют, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины Example 3. Perform, as example 1. Pickup injection wells
450 м3/сут при давлении 6,0 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить состав в объеме 600 м3, который определяют из соотношения рабочего агента к изолирующему составу 1:100 (6:600), т.е. объем рабочего агента составляет 6 м3 и 600 м3 объем изолирующего состава (ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 0,05%, ацетат хром 0,005%, вода остальное). Перемешивают 15 минут в емкости насосного агрегата и закачивают в скважину. Затем состав продавливают рабочим агентом - минерализованной водой плотностью 1,09 г/см3 в объеме 20 м3. Для полного гелеобразования скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 3 суток.450 m 3 / day at a pressure of 6.0 MPa. For the injection well, according to the analysis of the development of the site, it is recommended to prepare a composition in a volume of 600 m 3 , which is determined from the ratio of the working agent to the insulating composition 1: 100 (6: 600), i.e. the volume of the working agent is 6 m 3 and 600 m 3 the volume of the insulating composition (POLICELL AQUABLOK 140 0.05%, chromium acetate 0.005%, the rest is water). Stirred for 15 minutes in the capacity of the pumping unit and pumped into the well. Then the composition is pressed through with a working agent — mineralized water with a density of 1.09 g / cm 3 in a volume of 20 m 3 . For complete gelation, the well is stopped for technological exposure for 3 days.
Пример 4. Выполняют, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины Example 4. Perform, as example 1. Pickup injection wells
300 м3/сут при давлении 6,5 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить состав в объеме 250 м3, который определяют из соотношения рабочего агента к изолирующему составу 1:50 (5:250), т.е. объем рабочего агента составляет 5 м3 и 250 м3 объем изолирующего состава (ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 0,08%, ацетат хрома 0,008%, вода остальное). Перемешивают 15 минут в емкости насосного агрегата и закачивают в скважину. Затем состав продавливают рабочим агентом - минерализованной водой плотностью 1,09 г/см3 в объеме 20 м3. Для полного гелеобразования скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 2,5 суток.300 m 3 / day at a pressure of 6.5 MPa. For the injection well, according to the analysis of the development of the site, it is recommended to prepare a composition in a volume of 250 m 3 , which is determined from the ratio of the working agent to the insulating composition 1:50 (5: 250), i.e. the volume of the working agent is 5 m 3 and 250 m 3 the volume of the insulating composition (POLICELL AQUABLOK 140 0.08%, chromium acetate 0.008%, the rest is water). Stirred for 15 minutes in the capacity of the pumping unit and pumped into the well. Then the composition is pressed through with a working agent — mineralized water with a density of 1.09 g / cm 3 in a volume of 20 m 3 . For complete gelation, the well is stopped for technological exposure for 2.5 days.
Пример 5. Выполняют, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины Example 5. Perform, as example 1. Pickup injection wells
500 м3/сут при давлении 9,5 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить состав в объеме 560 м3, который определяют из соотношения рабочего агента к изолирующему составу 1:70 (8:560), т.е. объем рабочего агента составляет 8 м3 и 560 м3 объем изолирующего состава (ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 0,05%, ацетат хром 0,005%, вода остальное). Перемешивают 15 минут в емкости насосного агрегата и закачивают в скважину. Затем состав продавливают рабочим агентом - минерализованной водой плотностью 1,12 г/см3 в объеме 20 м3. Для полного гелеобразования скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 2 суток.500 m 3 / day at a pressure of 9.5 MPa. For the injection well, according to the analysis of the development of the site, it is recommended to prepare a composition in a volume of 560 m 3 , which is determined from the ratio of the working agent to the insulating composition 1:70 (8: 560), i.e. the volume of the working agent is 8 m 3 and 560 m 3 the volume of the insulating composition (POLICELL AQUABLOK 140 0.05%, chromium acetate 0.005%, the rest is water). Stirred for 15 minutes in the capacity of the pumping unit and pumped into the well. Then the composition is pressed through with a working agent — mineralized water with a density of 1.12 g / cm 3 in a volume of 20 m 3 . For complete gelation, the well is stopped for technological exposure for 2 days.
Пример 6. Выполняют, как пример 1. Приемистость нагнетательной скважины Example 6. Perform, as example 1. Pickup injection wells
200 м3/сут при давлении 8,5 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить состав в объеме 600 м3, который определяют из соотношения рабочего агента к изолирующему составу 1:40 (15:600), т.е. объем рабочего агента составляет 15 м3 и 600 м3 объем изолирующего состава (ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 0,08%, ацетат хрома 0,008%, вода остальное). Перемешивают 15 минут в емкости насосного агрегата и закачивают в скважину. Затем состав продавливают рабочим агентом - минерализованной водой плотностью 1,12 г/см3 в объеме 15 м3. Для полного гелеобразования скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 1 суток.200 m 3 / day at a pressure of 8.5 MPa. For the injection well, according to the analysis of the development of the site, it is recommended to prepare a composition in a volume of 600 m 3 , which is determined from the ratio of the working agent to the insulating composition 1:40 (15: 600), i.e. the volume of the working agent is 15 m 3 and 600 m 3 the volume of the insulating composition (POLICELL AQUABLOK 140 0.08%, chromium acetate 0.008%, the rest is water). Stirred for 15 minutes in the capacity of the pumping unit and pumped into the well. Then the composition is pressed through with a working agent — mineralized water with a density of 1.12 g / cm 3 in a volume of 15 m 3 . For complete gelation, the well is stopped for technological exposure for 1 day.
Результаты исследований показали перераспределение фронта заводнения по пластам с подключением в работу нефтенасыщенных зон, ранее не задействованных заводнением. В результате получено дополнительно 2150 т нефти за счет снижения обводненности добываемой жидкости путем изоляции притока вод в неоднородных пластах за счет создания прочного экрана, позволяющего отключить из разработки обводненные зоны.The research results showed the redistribution of the waterflooding front over the strata with the inclusion of oil-saturated zones previously not involved in waterflooding. As a result, an additional 2,150 tons of oil was obtained by reducing the water cut of the produced fluid by isolating the influx of water in heterogeneous formations by creating a durable screen that allows waterlogged zones to be disconnected from development.
Таким образом, предлагаемый способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах позволяет увеличить изолирующие свойства гелеобразующего состава и качество регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. За счет увеличения прочностных характеристик состава при сохранении образующейся структуры сшитого геля с одновременным регулированием сроков гелеобразования технологический процесс осуществляют в один цикл.Thus, the proposed method for aligning the injectivity profile in injection wells and limiting water inflows in producing wells makes it possible to increase the insulating properties of the gel-forming composition and the quality of regulation of the injectivity profile of injection wells. By increasing the strength characteristics of the composition while maintaining the resulting structure of the crosslinked gel with simultaneous regulation of the gelation time, the technological process is carried out in one cycle.
Claims (3)
причем изолирующий состав используют в виде суспензии, для приготовления которой в воду одновременно дозируют ПОЛИЦЕЛЛ АКВАБЛОК 140 и водный раствор ацетата хрома, перемешивают 15 мин и закачивают в скважину.1. A method of aligning the injection profile in injection wells and limiting water inflow in producing wells, including injecting fresh or mineralized water and an insulating composition containing polymer, a crosslinker — chromium acetate and water into the formation, and performing technological aging for 1-4 days , characterized in that as the polymer used POLICELL AQUABLOK 140 in the following ratio of components of the insulating composition, wt.%:
moreover, the insulating composition is used in the form of a suspension, for the preparation of which POLICELL AQUABLOK 140 and an aqueous solution of chromium acetate are metered into the water, mixed for 15 minutes and pumped into the well.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008129834/03A RU2375557C1 (en) | 2008-07-18 | 2008-07-18 | Method of injection wells input profile alignment and production wells water flow limitation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008129834/03A RU2375557C1 (en) | 2008-07-18 | 2008-07-18 | Method of injection wells input profile alignment and production wells water flow limitation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2375557C1 true RU2375557C1 (en) | 2009-12-10 |
Family
ID=41489635
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008129834/03A RU2375557C1 (en) | 2008-07-18 | 2008-07-18 | Method of injection wells input profile alignment and production wells water flow limitation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2375557C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2594402C1 (en) * | 2015-08-28 | 2016-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for subsequent flooding of stratified reservoir |
| RU2648399C2 (en) * | 2016-06-20 | 2018-03-26 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Алстронтелеком" | Method of leveling the injectivity profile of injection wells |
-
2008
- 2008-07-18 RU RU2008129834/03A patent/RU2375557C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Полицелл АКВАБЛОК 140. [Найдено 2009-03-12]. Найдено в Интернет:<URL:http://polycell.ru/products/01/25/>, 28.01.2008 - дата последнего обновления сайта, согласно URL:http://www.archive.org/index.php. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2594402C1 (en) * | 2015-08-28 | 2016-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for subsequent flooding of stratified reservoir |
| RU2648399C2 (en) * | 2016-06-20 | 2018-03-26 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Алстронтелеком" | Method of leveling the injectivity profile of injection wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2339803C2 (en) | Method for equalizing of intake capacity profile in pressure wells and of limiting inflow in producing wells | |
| RU2285785C1 (en) | Injectivity profile control method for injection well and water influx restriction method for producing well | |
| RU2398102C1 (en) | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr | |
| RU2065442C1 (en) | Method of water-influx insulation using gelling solution of silicic acid derivatives | |
| RU2377390C1 (en) | Method of insulating flow of water into well | |
| RU2375557C1 (en) | Method of injection wells input profile alignment and production wells water flow limitation | |
| RU2279540C1 (en) | Method for non-uniform oil pool development control | |
| RU2661973C2 (en) | Method of leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells | |
| RU2347897C1 (en) | Method of controlling profile log of injection well and restricting water influx in production well | |
| RU2309248C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2547025C1 (en) | Method of development of oil deposits with nonuniform permeability (versions) | |
| RU2608137C1 (en) | Method of development of inhomogeneous oil formation | |
| RU2722488C1 (en) | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability | |
| RU2610961C1 (en) | Justification method of input profile in injection well | |
| RU2719699C1 (en) | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability | |
| RU2536529C1 (en) | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir | |
| RU2298088C1 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
| RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
| RU2090746C1 (en) | Method for regulation of development of oil deposits by waterflooding | |
| RU2307146C2 (en) | Compound for isolation of watered oil collectors | |
| RU2136872C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2644365C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation | |
| RU2498056C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2382187C1 (en) | Method of non-homogeneous oil reservoirs production | |
| RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150719 |