RU2382191C1 - Composition for oil recovery rate increase and its producing method - Google Patents
Composition for oil recovery rate increase and its producing method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2382191C1 RU2382191C1 RU2008130222/03A RU2008130222A RU2382191C1 RU 2382191 C1 RU2382191 C1 RU 2382191C1 RU 2008130222/03 A RU2008130222/03 A RU 2008130222/03A RU 2008130222 A RU2008130222 A RU 2008130222A RU 2382191 C1 RU2382191 C1 RU 2382191C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- carbon black
- methyl cellulose
- oil
- mass
- Prior art date
Links
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Pigments, Carbon Blacks, Or Wood Stains (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных скважин за счет применения физико-химических методов воздействия на пласт, и может быть использовано для ограничения притока пластовых вод.The invention relates to the oil industry, in particular to compositions for increasing oil recovery of oil wells through the use of physico-chemical methods of stimulating the formation, and can be used to limit the influx of formation water.
Известны способы повышения нефтеотдачи пластов за счет применения составов на основе суспензий дисперсного наполнителя в жидкости-носителе, содержащих высокодисперсные гидрофобные наполнители - химически модифицированные по поверхности материалы тетрафторэтилена, поливинилового спирта, оксидов титана, кремния (белая сажа или аэросил, или тальк, или перлит), железа, хрома, алюминия, цинка. В качестве жидкости-носителя используются органические растворители - легкие фракции нефти, или дистиллят, или уайт-спирит, или ацетон, или бензин, или керосин или другие органические растворители (Пат. РФ №2105142, опубл. 20.02.1998 г., пат. РФ №2125649, опубл. 27.01.1999 г.). После обработки призабойной зоны нагнетательной и добывающей скважин составами увеличивается приемистость пласта и дебит по нефти. Однако использование состава не позволяет значительно снизить обводненность скважин.Known methods for increasing oil recovery through the use of compositions based on suspensions of dispersed filler in a carrier fluid containing highly dispersed hydrophobic fillers — chemically surface-modified materials of tetrafluoroethylene, polyvinyl alcohol, titanium oxides, silicon oxides (white carbon or aerosil, or talc, or perlite) , iron, chromium, aluminum, zinc. Organic solvents are used as a carrier liquid — light fractions of oil, or distillate, or white spirit, or acetone, or gasoline, or kerosene or other organic solvents (Pat. RF No. 2105142, publ. 02.20.1998, Pat. RF №2125649, publ. 01/27/1999). After processing the bottom-hole zone of the injection and production wells with compositions, the injectivity of the formation and oil production rate increase. However, the use of the composition does not significantly reduce the water cut of the wells.
Известен способ интенсификации добычи нефти за счет физико-химического воздействия на призабойную зону добывающих скважин составом на основе суспензии порошкообразной серы в жидкости-носителе - инвертной эмульсии раствора соляной или фтористоводородной кислоты, или гидроксохлористого алюминия в органическом растворителе - ПАЛР(О), СНПХ78/70, нефрас АР 120/200 (Пат. РФ №2263204, опубл. 27.10.2005 г.). Недостатками являются низкая стабильность эмульсий при высоких пластовых температурах и высокая доля углеводородной фракции, повышающая общие затраты на проведение изоляционных работ.A known method of intensifying oil production due to the physico-chemical effect on the bottom hole of producing wells with a composition based on a suspension of powdered sulfur in a carrier fluid — an invert emulsion of a solution of hydrochloric or hydrofluoric acid, or aluminum hydrochloride in an organic solvent — PALR (O), SNPCH78 / 70 Nefras AR 120/200 (Pat. RF No. 2263204, publ. 10/27/2005). The disadvantages are the low stability of emulsions at high reservoir temperatures and a high proportion of the hydrocarbon fraction, which increases the total cost of insulation work.
Известен состав, используемый для повышения нефтеотдачи пластов, на основе суспензии дисперсного наполнителя в жидкости - носителе (Пат. РФ №2226606 опубл. 10.04.2004 г.). В качестве дисперсного носителя используют высокодисперсный гидрофобный материал углерод-газовую сажу, а в качестве жидкости-носителя нефтяной конденсат, бензин, керосин или безводную нефть. Физико-химическая сущность восстановления фильтрационных характеристик пласта после их обработки гидрофобными суспензиями объясняется изменением смачиваемости поверхности породы пласта по отношению с пластовыми флюидами. Однако использование состава не позволяет эффективно блокировать промытые пропластки.A known composition used to increase oil recovery, based on a suspension of dispersed filler in a carrier fluid (Pat. RF No. 2226606 publ. 04/10/2004). A highly dispersed hydrophobic material, carbon-gas soot, is used as a dispersed carrier, and oil condensate, gasoline, kerosene, or anhydrous oil are used as a carrier liquid. The physicochemical nature of the restoration of the formation filtration characteristics after their treatment with hydrophobic suspensions is explained by the change in the wettability of the formation rock surface with respect to the formation fluids. However, the use of the composition does not allow to effectively block washed streaks.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому составу является состав, используемый для изоляции притока пластовых вод, на основе суспензии дисперсного наполнителя в жидкости-носителе (Пат. РФ №2080450 опубл. 27.05.1997 г. в БИ №15). В качестве дисперсного наполнителя используют сульфат кальция, технический углерод или диоксид кремния, а в качестве жидкости-носителя - раствор соли многоосновной кислоты и одновалентного катиона, например сульфат аммония или силикат натрия. Наличие в жидкости-носителе солей многоосновных кислот позволяет регулировать плотность и вязкость закачиваемой суспензии, что немаловажно для ее седиментационной устойчивости. После закачки в скважину суспезии дисперсного наполнителя в жидкости-носителе в пласт закачивают раствор хлорида кальция, происходит кольматация водонасыщенных пор и трещин пласта дисперсным наполнителем и осадками, образующимися в результате реакции между солью многоосновной кислоты и хлоридом кальция, что приводит к изоляции притока пластовых вод и выравниванию профиля приемистости нагнетательных и добывающих скважин. Однако применяемые в виде двух растворов компоненты состава в пористой среде пласта плохо перемешиваются, в результате не достигается желаемый эффект изоляции притока пластовых вод. Кроме того, использование состава не позволяет значительно увеличить дебит по нефти.The closest in technical essence to the proposed composition is a composition used to isolate the influx of formation water, based on a suspension of dispersed filler in a carrier fluid (Pat. RF No. 2080450 publ. 05/27/1997 in BI No. 15). Calcium sulfate, carbon black or silicon dioxide are used as a dispersed filler, and a solution of a salt of a polybasic acid and a monovalent cation, for example, ammonium sulfate or sodium silicate, are used as a carrier liquid. The presence in the carrier fluid of salts of polybasic acids makes it possible to control the density and viscosity of the injected suspension, which is important for its sedimentation stability. After the suspension of the dispersed filler in the carrier fluid is injected into the well, a calcium chloride solution is pumped into the formation, the water-saturated pores and fractures of the formation are clogged with the dispersed filler and sediments formed as a result of the reaction between the polybasic acid salt and calcium chloride, which leads to isolation of the formation water influx and alignment of the injectivity profile of injection and production wells. However, the composition components used in the form of two solutions in the porous formation medium are poorly mixed, and as a result, the desired effect of isolating the influx of formation water is not achieved. In addition, the use of the composition does not significantly increase the oil production rate.
Задачей данного изобретения является повышение эффективности ограничения водопритока за счет улучшения структурно-механических свойств водоизолирующего экрана без снижения проницаемости призабойной зоны пласта по нефти в широком интервале пластовых температур.The objective of the invention is to increase the efficiency of limiting water inflow by improving the structural and mechanical properties of a water insulating screen without reducing the permeability of the bottom-hole formation zone in oil over a wide range of formation temperatures.
Технический результат в предлагаемом изобретении достигается тем, что состав для повышения нефтеотдачи пластов за счет ограничения водопритока на основе суспензии дисперсного наполнителя в жидкости-носителе содержит в качестве дисперсного носителя технический углерод, а в качестве жидкости-носителя - водный раствор полимера метилцеллюлозы с добавлением карбамида. Способ получения состава для повышения нефтеотдачи пластов включает перемешивание водного раствора и технического углерода, причем технический углерод предварительно диспергируют в водном разбавленном растворе метилцеллюлозы при соотношении компонентов, масс.%: технический углерод - 15.0, метилцеллюлоза - 0.05-0.1, вода - остальное, затем полученную концентрированную суспензию перемешивают с водным раствором метилцеллюлозы и карбамида при следующем соотношении компонентов, масс.%:The technical result in the present invention is achieved in that the composition for increasing oil recovery due to the limitation of water inflow based on a suspension of dispersed filler in a carrier fluid contains carbon black as a dispersed carrier, and an aqueous solution of methyl cellulose polymer with the addition of carbamide as a carrier fluid. A method of obtaining a composition for enhancing oil recovery involves mixing an aqueous solution and carbon black, wherein carbon black is pre-dispersed in an aqueous dilute methyl cellulose solution at a ratio of components, wt.%: Carbon black - 15.0, methyl cellulose - 0.05-0.1, water - the rest, then obtained the concentrated suspension is mixed with an aqueous solution of methylcellulose and urea in the following ratio, wt.%:
метилцеллюлоза - 0.5-2.0methyl cellulose - 0.5-2.0
карбамид - 2.0-20.0carbamide - 2.0-20.0
технический углерод - 0.5-5.0carbon black - 0.5-5.0
вода - остальное.water is the rest.
В лабораторных условиях для получения концентрированной суспензии дисперсного технического углерода технический углерод диспергируют в водном разбавленном растворе метилцеллюлозы с помощью лабораторной верхнеприводной мешалки при скорости перемешивания 2000 об/мин с добавлением стеклянного бисера диаметром 2 мм в течение 3 часов.In laboratory conditions, to obtain a concentrated suspension of dispersed carbon black, carbon black is dispersed in an aqueous diluted methylcellulose solution using a laboratory overhead stirrer at a stirring speed of 2000 rpm with the addition of glass beads with a diameter of 2 mm for 3 hours.
Вязкость раствора полимера придает суспензии технического углерода седиментационную устойчивость. Возможность повышения нефтеотдачи за счет ограничения водопритока данным составом основана на способности систем метилцеллюлоза - вода при пластовой температуре образовывать объемные гели в пористой среде коллектора. При закачке суспензии в пласт основное количество состава попадает в промытые высокопроницаемые части пласта, под действием высокой пластовой температуры происходит образование водоизолирующего экрана с высокими структурно-механическими и гидрофобными свойствами за счет присутствия в суспензии высокодисперсного гидрофобного материала.The viscosity of the polymer solution gives the suspension of carbon black sedimentation stability. The ability to increase oil recovery by limiting water inflow to this composition is based on the ability of methyl cellulose - water systems to form bulk gels in a porous reservoir medium at reservoir temperature. When the suspension is pumped into the formation, the bulk of the composition enters the washed, highly permeable parts of the formation; under the influence of high formation temperature, a water-insulating screen with high structural-mechanical and hydrophobic properties is formed due to the presence of a highly dispersed hydrophobic material in the suspension.
В таблице приведены результаты исследований структурно-механических свойств гелей (вязкость, модуль упругости) и степени гидрофобности поверхностей полученных гелей.The table shows the results of studies of the structural and mechanical properties of gels (viscosity, elastic modulus) and the degree of hydrophobicity of the surfaces of the obtained gels.
Измерение вязкости гелей проводят с использованием вибрационного вискозиметра с камертонным датчиком «Реокинетика». В качестве калибровочной жидкости используют дистиллированную воду.The viscosity measurement of the gels is carried out using a vibratory viscometer with a Reokinetics tuning fork sensor. Distilled water is used as a calibration fluid.
Определение модуля упругости гелей проводят на основании диаграмм «напряжение - деформация», полученных в квазистатическом режиме сжатия цилиндрических образцов. Использовалась оригинальная аппаратура на базе микрометра и электронных весов. Модуль упругости рассчитывают как угол наклона начального линейного участка зависимости напряжения сжатия от величины деформации, для которого соблюдается закон Гука.The determination of the elastic modulus of the gels is carried out on the basis of stress-strain diagrams obtained in the quasistatic compression mode of cylindrical samples. Original equipment based on a micrometer and electronic scales was used. The elastic modulus is calculated as the angle of inclination of the initial linear portion of the dependence of the compression stress on the strain, for which Hooke's law is observed.
Степень гидрофобности поверхности геля определяют методом компьютерного видеосканирования. На поверхности полученных из суспензий гелей наносят капли нефти и воды, регистрируют через микроскоп видеоклипы поведения капель. С помощью программы компьютерной обработки изображения определяют площадь, которую занимает капля воды или нефти через определенное время. Степень гидрофобности поверхности гелей рассчитывают относительно площади растекания капель воды и нефти по поверхности известной гидрофобности.The degree of hydrophobicity of the gel surface is determined by computer video scanning. Drops of oil and water are applied to the surface of the gels obtained from suspensions, and video clips of droplet behavior are recorded through a microscope. Using a computer image processing program, the area occupied by a drop of water or oil after a certain time is determined. The degree of hydrophobicity of the gel surface is calculated relative to the spreading area of water and oil droplets on the surface of known hydrophobicity.
Приводим примеры конкретных составов.We give examples of specific formulations.
Пример 1. В 966.6 г жидкости-носителя, которая состоит из 19.98 г метилцеллюлозы марки МЦ-100, 100.0 г карбамида и 846.62 г воды, добавляют 33.4 г предварительно диспергированием приготовленной концентрированной суспензии технического углерода марки N 339, состоящей из 0.02 г метилцеллюлозы марки МЦ-100, 5.0 г технического углерода и 28.38 г воды. Жидкость-носитель содержит 2.07% масс. метилцеллюлозы марки МЦ-100, 10.34% масс. карбамида и 87.59% масс. воды. Предварительно диспергированием приготовленная концентрированная суспензия технического углерода марки N 339 содержит 0.06% масс. метилцеллюлозы марки МЦ-100, 15.0% масс. технического углерода и 84.94% масс. воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% масс. метилцеллюлозы, 10.0% масс. карбамида, 0.5 % масс. технического углерода и 87.5% масс. воды. Результаты измерений вязкости, модуля упругости геля и степени гидрофобности поверхности геля 0.5%-ной суспензии технического углерода марки N 339 в жидкости-носителе приведены в таблице.Example 1. In 966.6 g of a carrier fluid, which consists of 19.98 g of MT-100 grade methyl cellulose, 100.0 g of urea and 846.62 g of water, 33.4 g is added by preliminary dispersion of a prepared concentrated suspension of carbon brand N 339, consisting of 0.02 g of MT grade methyl cellulose -100, 5.0 g of carbon black and 28.38 g of water. The carrier fluid contains 2.07% of the mass. methyl cellulose grade MTs-100, 10.34% of the mass. urea and 87.59% of the mass. water. Pre-dispersed prepared concentrated suspension of carbon black brand N 339 contains 0.06% of the mass. methyl cellulose grade MTs-100, 15.0% of the mass. carbon black and 84.94% of the mass. water. After thorough mixing, get 1000.0 g of a composition containing 2.0% of the mass. methyl cellulose, 10.0% of the mass. carbamide, 0.5% of the mass. carbon black and 87.5% of the mass. water. The results of measurements of the viscosity, elastic modulus of the gel and the degree of hydrophobicity of the gel surface of a 0.5% suspension of carbon black brand N 339 in a carrier fluid are shown in the table.
Примеры 2-6. Аналогично примеру 1. Результаты измерений вязкости, модуля упругости геля и степени гидрофобности поверхности геля 0.5%-ной суспензии технического углерода марок П 702, П 161, П 145, П 267-Э и П 366-Э в жидкости-носителе приведены в таблице.Examples 2-6. Analogously to example 1. The results of measuring the viscosity, elastic modulus of the gel and the degree of hydrophobicity of the gel surface of a 0.5% suspension of carbon black grades P 702, P 161, P 145, P 267-E and P 366-E in the carrier fluid are shown in the table.
Пример 7. 66.7 г предварительно диспергированием приготовленной концентрированной суспензии технического углерода марки N 339, содержащей 0.04 г метилцеллюлозы марки МЦ-100, 10.0 г технического углерода и 56.63 г воды, добавляют в 933.3 г жидкости-носителя, в которой находится 14.96 г метилцеллюлозы марки МЦ-100, 50.0 г карбамида и 868.34 г воды. Жидкость-носитель содержит 1.60% масс. метилцеллюлозы марки МЦ-100, 5.36% масс. карбамида и 93.04% масс. воды. Предварительно диспергированием приготовленная концентрированная суспензия технического углерода марки N 339 содержит 0.06% масс. метилцеллюлозы марки МЦ-100, 15.0% масс. технического углерода и 84.94% масс. воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.5% масс. метилцеллюлозы марки МЦ-100, 5.0% масс. карбамида, 1.0% масс. технического углерода и 92.5% масс. воды. Результаты измерений вязкости, модуля упругости геля и степени гидрофобности поверхности геля 1.0%-ной суспензии технического углерода марки N 339 в жидкости-носителе приведены в таблице.Example 7. 66.7 g of pre-dispersed prepared concentrated suspension of carbon black brand N 339 containing 0.04 g of methyl cellulose grade MT-100, 10.0 g of carbon black and 56.63 g of water are added to 933.3 g of carrier fluid, which contains 14.96 g of methyl cellulose grade MT -100, 50.0 g of urea and 868.34 g of water. The carrier fluid contains 1.60% of the mass. methyl cellulose grade MTs-100, 5.36% of the mass. urea and 93.04% of the mass. water. Pre-dispersed prepared concentrated suspension of carbon black brand N 339 contains 0.06% of the mass. methyl cellulose grade MTs-100, 15.0% of the mass. carbon black and 84.94% of the mass. water. After thorough mixing get 1000.0 g of a composition containing 1.5% of the mass. methyl cellulose grade MT-100, 5.0% of the mass. carbamide, 1.0% of the mass. carbon black and 92.5% of the mass. water. The results of measurements of the viscosity, elastic modulus of the gel and the degree of hydrophobicity of the gel surface of a 1.0% suspension of carbon black brand N 339 in a carrier fluid are shown in the table.
Примеры 8-12. Аналогично примеру 7. Результаты измерений вязкости, модуля упругости геля и степени гидрофобности поверхности геля 1.0%-ной суспензии технического углерода марок П 702, П 161,П 145,П 267-Э и П 366-Э в жидкости-носителе приведены в таблице.Examples 8-12. Analogously to example 7. The results of measurements of viscosity, elastic modulus of the gel and the degree of hydrophobicity of the gel surface of a 1.0% suspension of carbon black grades P 702, P 161, P 145, P 267-E and P 366-E in the carrier fluid are shown in the table.
Пример 13. 133.3 г предварительно диспергированием приготовленной концентрированной суспензии технического углерода марки N 339, состоящей из 0.07 г метилцеллюлозы, 20.0 г технического углерода и 113.23 г воды, добавляют в 866.7 г жидкости-носителя, содержащей 14.93 г метилцеллюлозы марки МЦ-100, 20.0 г карбамида и 831.77 г воды, и тщательно перемешивают. Жидкость-носитель содержит 1.72% масс. метилцеллюлозы марки МЦ-100, 2.31% масс. карбамида и 95.97% масс. воды. Предварительно диспергированием приготовленная концентрированная суспензия технического углерода марки N 339 содержит 0.05% масс. метилцеллюлозы марки МЦ-100, 15.0% масс. технического углерода и 84.95% масс. воды. После перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.5% масс. метилцеллюлозы марки МЦ-100, 2.0% масс. карбамида, 2.0% масс. технического углерода и 94.5% масс. воды. Результаты измерений вязкости, модуля упругости геля и степени гидрофобности поверхности геля 2.0%-ной суспензии технического углерода марки N 339 в жидкости-носителе приведены в таблице.Example 13. 133.3 g pre-dispersed prepared concentrated suspension of carbon black brand N 339, consisting of 0.07 g methyl cellulose, 20.0 g carbon black and 113.23 g water, is added to 866.7 g carrier fluid containing 14.93 g methyl cellulose grade MC-100, 20.0 g urea and 831.77 g of water, and mix thoroughly. The carrier fluid contains 1.72% of the mass. methyl cellulose grade MTs-100, 2.31% of the mass. urea and 95.97% of the mass. water. Pre-dispersed prepared concentrated suspension of carbon black brand N 339 contains 0.05% of the mass. methyl cellulose grade MTs-100, 15.0% of the mass. carbon black and 84.95% of the mass. water. After stirring get 1000.0 g of a composition containing 1.5% of the mass. methyl cellulose grade MTs-100, 2.0% of the mass. carbamide, 2.0% of the mass. carbon black and 94.5% of the mass. water. The results of measurements of viscosity, modulus of elasticity of the gel and the degree of hydrophobicity of the gel surface of a 2.0% suspension of carbon black brand N 339 in a carrier fluid are shown in the table.
Примеры 14-18. Аналогично примеру 9. Результаты измерений вязкости, модуля упругости геля и степени гидрофобности поверхности геля 2.0%-ной суспензии технического углерода марок П 702, П 161, П 145, П 267-Э и П 366-Э в жидкости-носителе приведены в таблице.Examples 14-18. Analogously to example 9. The results of measurements of viscosity, modulus of elasticity of the gel and the degree of hydrophobicity of the gel surface of a 2.0% suspension of carbon black grades P 702, P 161, P 145, P 267-E and P 366-E in the carrier fluid are shown in the table.
Пример 19. В 666.6 г жидкости-носителя, содержащей 8.33 г метилцеллюлозы марки МЦ-100, 20.0 г карбамида и 638.27 г воды, добавляют 333.4 г предварительно диспергированием приготовленной концентрированной суспензии технического углерода марки N 339, состоящей из 1.67 г метилцеллюлозы, 50.0 г технического углерода и 281.73 г воды. Жидкость-носитель содержит 1.25% масс. метилцеллюлозы марки МЦ-100, 3.0% масс. карбамида и 95.75% масс. воды. Предварительно диспергированием приготовленная концентрированная суспензия технического углерода марки N 339 содержит 0.05% масс. метилцеллюлозы марки МЦ-100, 15.0% масс. технического углерода и 84.95% масс. воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% масс. метилцеллюлозы марки МЦ-100, 2.0% масс. карбамида, 5.0% масс. технического углерода и 92.0% масс. воды. Результаты измерений вязкости, модуля упругости геля и степени гидрофобности поверхности геля 5.0%-ной суспензии технического углерода марки N 339 в жидкости-носителе приведены в таблице.Example 19. In 666.6 g of a carrier fluid containing 8.33 g of MT-100 grade cellulose, 20.0 g of urea and 638.27 g of water, 333.4 g is added by pre-dispersing the prepared concentrated suspension of carbon brand N 339, consisting of 1.67 g of methyl cellulose, 50.0 g of technical carbon and 281.73 g of water. The carrier fluid contains 1.25% of the mass. methyl cellulose grade MTs-100, 3.0% of the mass. urea and 95.75% of the mass. water. Pre-dispersed prepared concentrated suspension of carbon black brand N 339 contains 0.05% of the mass. methyl cellulose grade MTs-100, 15.0% of the mass. carbon black and 84.95% of the mass. water. After thorough mixing, get 1000.0 g of a composition containing 1.0% of the mass. methyl cellulose grade MTs-100, 2.0% of the mass. urea, 5.0% of the mass. carbon black and 92.0% of the mass. water. The results of measurements of the viscosity, elastic modulus of the gel and the degree of hydrophobicity of the gel surface of a 5.0% suspension of carbon black brand N 339 in a carrier fluid are shown in the table.
Примеры 20-24. Аналогично примеру 19. Результаты измерений вязкости, модуля упругости геля и степени гидрофобности поверхности геля 5.0%-ной суспензии технического углерода марок П 702, П 161, П 145, П 267-Э и П 366-Э в жидкости-носителе приведены в таблице.Examples 20-24. Analogously to example 19. The results of measuring the viscosity, elastic modulus of the gel and the degree of hydrophobicity of the gel surface of a 5.0% suspension of carbon black grades P 702, P 161, P 145, P 267-E and P 366-E in the carrier fluid are shown in the table.
Эффективность предлагаемого состава оценивают по результатам исследования фильтрации через нефтенасыщенные модели пласта в процессе доотмыва остаточной нефти из двух параллельных колонок с различной проницаемостью применительно к условиям нагнетательных и добывающих скважин с использованием 1.0%-ной суспензии технического углерода марки П 702 в жидкости-носителе, содержащей 1.5% масс. метилцеллюлозы и 2.0% масс. карбамида в воде. Используют насыпные модели пласта, приготовленные из дезинтегрированного кернового материала, нефть и модели закачиваемых вод пластов нефтяных месторождений. Исследование проводят следующим образом. Сначала осуществляют вытеснение нефти водой до полной обводненности продукции из обеих колонок. Через 5-15 минут замеряют температуру, давление на входе и выходе из колонок, объемы вытесненной нефти и воды из каждой колонки. По полученным данным рассчитывают градиент давления grad Р, атм/м, подвижность жидкостей k/µ, мкм2/(мПа·с) и коэффициент вытеснения нефти водой Кв, %. После вытеснения нефти водой одновременно в обе колонки закачивают оторочку состава на основе суспензии, продвигают на заданное расстояние водой и термостатируют определенное время для образования геля. Затем продолжают нагнетание водой. Измерение указанных выше параметров -температуры, давления на входе и выходе, объемов вытесненной нефти и воды из каждой колонки - производят постоянно, через 5-15 минут. По полученным данным также рассчитывают градиент давления, подвижность жидкостей, абсолютный коэффициент вытеснения нефти составом и водой.The effectiveness of the proposed composition is evaluated according to the results of a study of filtration through oil-saturated reservoir models during the washing out of residual oil from two parallel columns with different permeabilities as applied to injection and production wells using a 1.0% suspension of grade P 702 carbon black in a carrier fluid containing 1.5 % of the mass. methyl cellulose and 2.0% of the mass. urea in water. Use bulk models of the reservoir, prepared from disintegrated core material, oil and models of injected water of reservoirs of oil fields. The study is carried out as follows. First, oil is displaced by water until the water content of products from both columns is completely water-cut. After 5-15 minutes, the temperature, pressure at the inlet and outlet of the columns, the volumes of displaced oil and water from each column are measured. According to the obtained data, the pressure gradient grad P, atm / m, the fluid mobility k / µ, μm 2 / (MPa · s) and the oil displacement coefficient with water K, in %, are calculated. After oil is displaced by water, a rim of the suspension-based composition is simultaneously pumped into both columns, it is advanced to a predetermined distance with water and thermostated for a certain time for gel formation. Then continue pumping with water. Measurement of the above parameters — temperature, inlet and outlet pressure, volumes of displaced oil and water from each column — is carried out continuously, after 5-15 minutes. According to the data obtained, a pressure gradient, fluid mobility, absolute coefficient of oil displacement by composition and water are also calculated.
Проницаемость низкопроницаемой колонки составляла 0.086 мкм2, высокопроницаемой - 0,532 мкм2. Проницаемость колонок различалась в 6.2 раза. Температура опыта составляла 90°С. Исследования показали, что образование геля непосредственно в модели пласта приводит к перераспределению фильтрационных потоков, выравниванию подвижностей жидкости в неоднородной модели пласта. Скорость фильтрации воды через высокопроницаемую колонку снижается с 5.2 до 0-0.15 м/сут, т.е. в 35 раз вплоть до практически полного прекращения фильтрации. Прирост коэффициента нефтевытеснения в среднем по модели составляет 16.67%, по прототипу при использовании 0.05-2.0%-ной суспензии дисперсного наполнителя в растворе соли многоосновной кислоты и одновалентного катиона скорость фильтрации воды через высокопроницаемый пропласток снижается более чем в 5 раз вплоть до практически полного прекращения фильтрации, прирост коэффициента нефтевытеснения колеблется от 4.7 до 14.1%.The permeability of the low permeability column was 0.086 μm 2 , high permeability - 0.532 μm 2 . The permeability of the columns varied 6.2 times. The temperature of the experiment was 90 ° C. Studies have shown that gel formation directly in the reservoir model leads to a redistribution of filtration flows, equalization of fluid mobility in an inhomogeneous reservoir model. The rate of water filtration through a highly permeable column decreases from 5.2 to 0-0.15 m / day, i.e. 35 times until almost complete cessation of filtration. The increase in oil displacement coefficient on average in the model is 16.67%, according to the prototype, when using a 0.05-2.0% suspension of dispersed filler in a solution of a salt of polybasic acid and a monovalent cation, the rate of water filtration through a highly permeable interlayer decreases more than 5 times until the filtration is almost completely stopped. , the increase in oil displacement coefficient varies from 4.7 to 14.1%.
Таким образом, при использовании предлагаемого состава на основе суспензии технического углерода различного морфологического строения и дисперсности в жидкости-носителе происходит повышение эффективности ограничения водопритока за счет улучшения структурно-механических свойств водоизолирующего экрана - вязкость геля, полученного из суспензии, составляет от 0.95 до 2.16 Па·с; модуль упругости от 2.42 до 24.35 кПа, без снижения проницаемости призабойной зоны пласта по нефти в широком интервале пластовых температур - степень гидрофобности составляет от 36 до 98%, что обеспечивает увеличение прироста коэффициента нефтевытеснения.Thus, when using the proposed composition based on a suspension of carbon black of different morphological structure and dispersion in a carrier fluid, the efficiency of water inflow limitation is increased by improving the structural and mechanical properties of the water-insulating screen — the viscosity of the gel obtained from the suspension is from 0.95 to 2.16 Pa · from; the elastic modulus is from 2.42 to 24.35 kPa, without reducing the permeability of the bottom-hole formation zone in oil over a wide range of reservoir temperatures — the degree of hydrophobicity is from 36 to 98%, which ensures an increase in the growth rate of oil displacement.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008130222/03A RU2382191C1 (en) | 2008-07-21 | 2008-07-21 | Composition for oil recovery rate increase and its producing method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008130222/03A RU2382191C1 (en) | 2008-07-21 | 2008-07-21 | Composition for oil recovery rate increase and its producing method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2382191C1 true RU2382191C1 (en) | 2010-02-20 |
Family
ID=42127094
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008130222/03A RU2382191C1 (en) | 2008-07-21 | 2008-07-21 | Composition for oil recovery rate increase and its producing method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2382191C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2450112C1 (en) * | 2010-08-27 | 2012-05-10 | Ангам Аглямович Агадуллин | Device for drilling of well and its operation |
-
2008
- 2008-07-21 RU RU2008130222/03A patent/RU2382191C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2450112C1 (en) * | 2010-08-27 | 2012-05-10 | Ангам Аглямович Агадуллин | Device for drilling of well and its operation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Aghajanzadeh et al. | Wettability modification of oil-wet carbonate reservoirs using silica-based nanofluid: An experimental approach | |
| Ngouangna et al. | Influence of (3–Aminopropyl) triethoxysilane on silica nanoparticle for enhanced oil recovery | |
| US10689978B2 (en) | Method for determining gelation time in a core plug | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| Ali et al. | The effects of concentration and salinity on polymer adsorption isotherm at sandstone rock surface | |
| US20200408063A1 (en) | Polymer gel compositions for treating aqueous zones in subterranean formations and methods of treating the aqueous zones | |
| Dai et al. | Study on the reutilization of clear fracturing flowback fluids in surfactant flooding with additives for Enhanced Oil Recovery (EOR) | |
| CN111116631A (en) | Organic silicon inhibitor for drilling fluid and preparation method thereof | |
| Shuwa et al. | Heavy-oil-recovery enhancement with choline chloride/ethylene glycol-based deep eutectic solvent | |
| EP2342303B1 (en) | Drilling fluid additive and methods of stabilizing kaolinite fines migration | |
| Dickinson et al. | Atomic force spectroscopy using colloidal tips functionalized with dried crude oil: a versatile tool to investigate oil–mineral interactions | |
| Bazyari et al. | Performance of smart water in clay-rich sandstones: experimental and theoretical analysis | |
| Taborda et al. | Effect of surface acidity of SiO2 nanoparticles on thermal stability of polymer solutions for application in EOR processes | |
| Ren et al. | Cleanup characteristics and mechanisms of reversible invert emulsion drilling fluid | |
| CN111040753B (en) | Supercritical CO2Hydrophobic modification method of fracturing fluid proppant | |
| RU2382191C1 (en) | Composition for oil recovery rate increase and its producing method | |
| RU2410406C1 (en) | Oil recovery enhancing composition and preparation method thereof | |
| RU2529080C1 (en) | Selective composition for repair and isolation in oil and gas wells | |
| RU2655685C1 (en) | Composition for displacement for pumping into a mudded-off oil formation | |
| RU2386658C1 (en) | Backfill composition for remedial cementing | |
| CN113175315A (en) | Fracturing process for improving fracturing yield increase effect | |
| CN114479813A (en) | Oil washing agent composition, preparation method thereof, oil washing agent for oil field and application | |
| RU2232878C2 (en) | Formation face zone processing compound | |
| RU2811109C1 (en) | Polymer composition for water isolation | |
| SU1266852A1 (en) | Clayless drilling mud for stripping producing level |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180722 |