RU2383725C1 - Method of development of oil deposit - Google Patents
Method of development of oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2383725C1 RU2383725C1 RU2008145572/03A RU2008145572A RU2383725C1 RU 2383725 C1 RU2383725 C1 RU 2383725C1 RU 2008145572/03 A RU2008145572/03 A RU 2008145572/03A RU 2008145572 A RU2008145572 A RU 2008145572A RU 2383725 C1 RU2383725 C1 RU 2383725C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- sodium silicate
- polymer
- formations
- pumping
- Prior art date
Links
Landscapes
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, представленной неоднородными пластами, и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing an oil reservoir represented by heterogeneous formations, and can be used to increase oil recovery and reduce water cut in producing wells at a late stage of field operation.
Известен способ разработки нефтяных пластов, преимущественно на поздней стадии эксплуатации, включающий последовательную закачку в пласт растворов полимеров класса полиакриламида, щелочи и соли двух- или трехвалентных металлов (см. патент РФ №2103491, МКИ Е21В 43/22, публ. 1998 г.).A known method of developing oil reservoirs, mainly at a late stage of operation, including sequential injection into the reservoir of solutions of polymers of the polyacrylamide class, alkali and salt of divalent or trivalent metals (see RF patent No. 2103491, MKI E21B 43/22, publ. 1998) .
Данный способ недостаточно эффективен вследствие деструкции молекул полимера под действием солей пластовых и закачиваемых вод, снижения вязкости из-за адсорбции полимера на поверхности пор.This method is not effective enough due to the destruction of the polymer molecules under the action of salts of formation and injected water, a decrease in viscosity due to the adsorption of the polymer on the surface of the pores.
Известен способ обработки нефтяных месторождений путем закачки в пласт водного раствора анионного полимера, неорганической или органической кислоты, растворимой в воде, для доведения рН среды от 0,5 до 2,5, жидкого стекла и соли поливалентного металла (см. патент РФ №2112873, МКИ Е21В 43/22, публ. 1998 г.).A known method of processing oil fields by injecting into the formation an aqueous solution of an anionic polymer, inorganic or organic acid, soluble in water, to bring the pH of the medium from 0.5 to 2.5, liquid glass and a salt of a polyvalent metal (see RF patent No. 2112873, MKI E21B 43/22, publ. 1998).
Этот способ недостаточно эффективен вследствие деструкции молекул полимера в минерализованных водах и недостаточной вязкости образуемой в пласте системы из-за потери сшивающего агента на породе пласта. Также при использовании в качестве сшивающего агента солей Cr+3 нарушается экологическая обстановка в нефтедобывающем регионе.This method is not effective enough due to the destruction of polymer molecules in mineralized waters and the insufficient viscosity of the system formed in the formation due to the loss of a crosslinking agent on the formation rock. Also, when using Cr + salts as a crosslinking agent, the ecological situation in the oil producing region is disturbed.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водного раствора силиката натрия и структурообразующего реагента (патент на изобретение №2215133, МКИ Е21В 43/22, публ. 2003 г.), где в качестве структурообразующего реагента берут цеолитсодержащую породу, предварительно обработанную соляной кислотой, проводят технологическую выдержку и нагнетают вытесняющий агент, дополнительно закачивают раствор эфира целлюлозы, а в качестве вытесняющего агента используют воду или водный раствор ПАВ.The closest in technical essence and the achieved effect is a method of developing an oil deposit, including the injection into the formation of an aqueous solution of sodium silicate and a structure-forming reagent (patent for invention No. 2215133, MKI E21B 43/22, publ. 2003), where as a structure-forming reagent a zeolite-containing rock pretreated with hydrochloric acid is taken, technological exposure is carried out and the displacing agent is injected, the cellulose ether solution is additionally pumped, and the displacing agent is used ode or aqueous surfactant solution.
Известный способ недостаточно эффективен вследствие ограниченности области применения способа. Цеолитсодержащая порода с месторождения должна доставляться на завод глинопорошков, где подвергается предварительному измельчению, очистке от примесей и обработке. Все это увеличивает стоимость цеолитного материала. Необходимо отметить, что содержание ионов алюминия в цеолитной породе составляет около 2-6%. Это снижает устойчивость к размыву водой структурированной системы и эффект снижения скорости фильтрации жидкости в пласте достигается в основном за счет использования цеолита.The known method is not effective enough due to the limited scope of the method. Zeolite-containing rock from the deposit should be delivered to the clay powder plant, where it is subjected to preliminary grinding, purification from impurities and processing. All this increases the cost of zeolite material. It should be noted that the content of aluminum ions in the zeolite rock is about 2-6%. This reduces the resistance to water erosion of the structured system and the effect of reducing the rate of fluid filtration in the reservoir is achieved mainly through the use of zeolite.
В основу настоящего изобретения положена задача создать экологически безвредный для окружающей среды, эффективный способ разработки нефтяной залежи, позволяющий более эффективно воздействовать на обводненные пласты за счет перераспределения фильтрационных потоков и вовлечения в разработку зон с высокой нефтенасыщенностью, а также надежно изолировать водоприток к добывающим скважинам.The basis of the present invention is to create an environmentally friendly, efficient way to develop oil deposits, allowing more effective impact on flooded reservoirs by redistributing filtration flows and involving zones with high oil saturation in the development, as well as reliably isolate water inflow to production wells.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку в пласт растворов полимера, силиката натрия, структурообразующей системы, проведение технологической выдержки и нагнетание вытесняющего агента, в качестве структурообразующей системы берут суспензию самораспадающегося сепарированного шлака и раствор соляной кислоты.The problem is solved in that in the method of developing an oil deposit, which includes injecting into the formation solutions of polymer, sodium silicate, a structure-forming system, carrying out technological exposure and injecting a displacing agent, a suspension of self-decaying separated slag and a solution of hydrochloric acid are taken as a structure-forming system.
В преимущественном варианте осуществления способа закачки растворов полимера, силиката натрия, суспензии сепарированного самораспадающегося шлака и раствора соляной кислоты осуществляют раздельно.In an advantageous embodiment of the method of pumping polymer solutions, sodium silicate, a suspension of separated self-decaying slag and a hydrochloric acid solution are carried out separately.
В качестве полимера используют:As the polymer used:
- Полиакриламид: accotrol S-622, DKS-ORP, РДА-1020 и др.- Polyacrylamide: accotrol S-622, DKS-ORP, RDA-1020, etc.
- Сульфацелл (гидроксиэтилцеллюлоза), марок 1 или 2, ТУ 6-55-221-1473-97.- Sulfacell (hydroxyethyl cellulose), grades 1 or 2, TU 6-55-221-1473-97.
- карбоксилметилцеллюлозу по ТУ 6-55-321-1453-96.- carboxylmethyl cellulose according to TU 6-55-321-1453-96.
Силикат натрия, получаемый при плавке кварцевого песка с кальцинированной содой, берут по ГОСТ 13078-81.Sodium silicate obtained by melting quartz sand with soda ash is taken according to GOST 13078-81.
Соляная кислота - по ГОСТ 3118-77.Hydrochloric acid - according to GOST 3118-77.
Самораспадающийся сепарированный шлак берут, например, марки СФШ (ТУ 14-11-325-97) - который является отходом металлургической промышленности.Self-decaying separated slag is taken, for example, from the SFSh grade (TU 14-11-325-97) - which is a waste of the metallurgical industry.
При взаимодействии в пласте шлака и соляной кислоты происходит реакция с выделением в раствор солей AlCl3, MgCl2, CaCl2 и др. металлов и образование гелеобразной структурированной системы.During the interaction in the formation of slag and hydrochloric acid, a reaction occurs with the release of salts of AlCl 3 , MgCl 2 , CaCl 2 and other metals into the solution and the formation of a gel-like structured system.
После закачки в обводненный неоднородный пласт через нагнетательную скважину водных растворов полимера, силиката натрия, суспензии сепарированного шлака и раствора кислоты происходит тройной эффект:After injection into the flooded heterogeneous formation through the injection well of aqueous polymer solutions, sodium silicate, a suspension of separated slag and an acid solution, a triple effect occurs:
- структурирование и увеличение вязкости раствора полимера силикатом натрия;- structuring and increasing the viscosity of the polymer solution with sodium silicate;
- образование гидрогелей, в результате взаимодействия солей металлов и силиката натрия, выделенных кислотой из самораспадающегося шлака;- the formation of hydrogels, as a result of the interaction of metal salts and sodium silicate separated by acid from self-decaying slag;
- образование вязкой, полимердисперсной структурированной системы шлак-полимер преимущественно в высокопроницаемой зоне пласта.- the formation of a viscous, polymer-dispersed structured slag-polymer system mainly in the highly permeable formation zone.
Этот процесс, при дальнейшей фильтрации воды, приводит к изменению фильтрационных потоков и вовлечению в разработку ранее не охваченных воздействием зон.This process, with further water filtration, leads to a change in the filtration flows and the involvement of previously unaffected zones in the development.
При закачке через добывающую скважину растворов полимера, силиката натрия, суспензии самораспадающегося шлака и раствора кислоты происходит образование вязкой структурированной гелеобразной системы в промытых каналах пласта, что приводит к изоляции водопритока к скважине и снижению обводненности добываемой продукции.When polymer solutions, sodium silicate, a suspension of self-decaying slag and an acid solution are injected through a production well, a viscous structured gel-like system is formed in the washed channels of the formation, which leads to isolation of water inflow to the well and a decrease in the water content of the produced products.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, который выражается в повышении эффективности способа разработки нефтяной залежи путем использования экологически безвредного для окружающей среды метода.A new set of claimed essential features allows to obtain a new technical result, which is expressed in increasing the efficiency of the method of developing an oil reservoir by using an environmentally friendly method.
Анализ известных решений, отобранных в процессе поиска, показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего заявленной совокупностью признаков и наличием вышеуказанных свойств и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного объекта критериям "новизна" и "изобретательский уровень".An analysis of the known solutions selected in the search process showed that in science and technology there is no object with the claimed combination of features and the presence of the above properties and advantages, which allows us to conclude that the claimed object meets the criteria of "novelty" and "inventive step".
Способ в промышленных условиях осуществляется следующим образом. В обводненный нефтяной пласт через нагнетательную или добывающую скважины закачивают с помощью насосного агрегата водный раствор полимера 0,1-3%-ной концентрации, водный раствор силиката натрия 5-10%-ной концентрации. Далее закачивают суспензию самораспадающегося сепарированного шлака и раствор соляной кислоты. Пределы изменения концентрации соляной кислоты от 3-10,0%, а самораспадающегося шлака 5-10%. Соотношение между водным раствором полимера и суспензии самораспадающегося шлака составляет 1:1 соответственно, их рабочие концентрации зависят от удельной приемистости скважин и толщины пласта.The method in an industrial environment is as follows. An aqueous polymer solution of 0.1-3% concentration and an aqueous solution of sodium silicate of 5-10% concentration are pumped into a flooded oil reservoir through injection or production wells using a pumping unit. Next, a suspension of self-decaying separated slag and a solution of hydrochloric acid are pumped. The range of changes in the concentration of hydrochloric acid is from 3-10.0%, and self-decaying slag is 5-10%. The ratio between the aqueous polymer solution and the suspension of self-decaying slag is 1: 1, respectively, their working concentrations depend on the specific injectivity of the wells and the thickness of the formation.
Закачку водного раствора полимера, раствора силиката натрия, суспензии самораспадающегося шлака и раствора соляной кислоты проводят циклически чередующимися оторочками. Объем количеств закачанных реагентов составляет 0,1-0,3 ПО. Осуществляют 2-5 циклов обработки. Затем проводят технологическую выдержку не менее 3 суток. Далее закачивают вытесняющий агент.The injection of an aqueous polymer solution, a sodium silicate solution, a suspension of self-dissolving slag and a hydrochloric acid solution is carried out in cyclically alternating rims. The volume of quantities of injected reagents is 0.1-0.3 PO. Carry out 2-5 processing cycles. Then carry out technological exposure for at least 3 days. Next, the displacing agent is pumped.
Подбор концентраций и объемов закачиваемых реагентов в зависимости от состояния скважины позволяет использовать их как для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, так и для изоляции водопритока в добывающих скважинах.The selection of concentrations and volumes of injected reagents depending on the state of the well allows you to use them both to align the injectivity profile of injection wells, and to isolate water inflow in production wells.
Оценку эффективности заявляемого способа и способа-прототипа проводят в лабораторных условиях по коэффициенту прироста нефтеотдачи.Evaluation of the effectiveness of the proposed method and the prototype method is carried out in laboratory conditions by the coefficient of oil recovery growth.
Исследования проводят на модели пласта, состоящей из двух стеклянных трубок с общим входом. Кварцевый песок, которым набивают модель, подбирают так, чтобы смоделировать пласты с большей неоднородностью по проницаемости. Затем модель насыщают слабоминерализованной водой и определяют проницаемость по воде. После этого модель насыщают нефтью. Определяют коэффициент нефтеотдачи при вытеснении нефти водой. Вытеснение нефти из модели пласта проводят до полной обводненности продукции из высокопроницаемого пропластка модели.Research is carried out on a reservoir model consisting of two glass tubes with a common entrance. The quartz sand used to fill the model is selected so as to simulate formations with greater heterogeneity in permeability. Then the model is saturated with mineralized water and water permeability is determined. After that, the model is saturated with oil. Determine the coefficient of oil recovery during the displacement of oil by water. The displacement of oil from the reservoir model is carried out to a complete water cut of the product from the highly permeable interlayers of the model.
Пример 1 (заявляемый способ)Example 1 (the inventive method)
В модель пласта, насыщенную водой с минерализацией 150 г/л, последовательно закачивают 0,3%-ный водный раствор полиакриламида Accotrol-S622, 5,0%-ный водный раствора силиката натрия, суспензию самораспадающегося шлака 5,0%-ной концентрации и 5,0%-ный раствор соляной кислоты, в виде 3 одинаковых циклов в количестве 0,21 Vпор. Проводят выдержку в течение 2 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи при вытеснении нефти водой составляет по модели пласта в целом 31,31% (см. табл., пример 1).A 0.3% aqueous solution of Accotrol-S622 polyacrylamide, a 5.0% aqueous solution of sodium silicate, a suspension of self-disintegrating slag of a 5.0% concentration and sequentially are pumped into a reservoir model saturated with water with a salinity of 150 g / l; 5.0% hydrochloric acid solution, in the form of 3 identical cycles in an amount of 0.21 V pores. Excerpt for 2 days. The oil recovery growth rate during oil displacement by water is, according to the reservoir model, as a whole 31.31% (see table, example 1).
Пример 2Example 2
В модель пласта, насыщенную водой с минерализацией 150 г/л, последовательно закачивают 2,0%-ный водный раствор сульфацелла марки 1, 8,0%-ный водный раствор силиката натрия, 10,0%-ную суспензию самораспадающегося шлака и 10%-ный раствор соляной кислоты, в виде 5 одинаковых циклов в количестве 0,22 Vпор. Проводят выдержку в течение 3 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи при вытеснении нефти водой составляет 36,2% (см. табл., пример 2).In a reservoir model saturated with water with a salinity of 150 g / l, a 2.0% aqueous solution of brand 1 sulfacell, an 8.0% aqueous solution of sodium silicate, a 10.0% suspension of self-dissolving slag and 10% are successively pumped. hydrochloric acid solution, in the form of 5 identical cycles in an amount of 0.22 Vpor. Excerpt for 3 days. The oil recovery gain during oil displacement by water is 36.2% (see table, example 2).
Пример 3Example 3
В модель пласта, насыщенную водой с минерализацией 270 г/л, последовательно закачивают 5,0%-ный водный раствор силиката натрия, 1%-ный раствор карбоксиметилцеллюлозы, 8,0%-ную суспензию самораспадающегося шлака и 5,0%-ный водный раствор соляной кислоты, в виде 3 одинаковых циклов в количестве 0,2 Vпор. Проводят технологическую выдержку в течение 2 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи при вытеснении нефти водой составляет 34,93% (см. табл., пример 3).A 5.0% aqueous solution of sodium silicate, a 1% solution of carboxymethyl cellulose, an 8.0% suspension of self-dissolving slag, and a 5.0% aqueous solution are sequentially pumped into a reservoir model saturated with water with a salinity of 270 g / l. hydrochloric acid solution, in the form of 3 identical cycles in an amount of 0.2 Vpor. Spend technological exposure for 2 days. The oil recovery growth rate during oil displacement by water is 34.93% (see table, example 3).
Пример 4.Example 4
В модель пласта, насыщенную водой с минерализацией 150 г/л, последовательно закачивают 5,0%-ную суспензию самораспадающегося шлака и 10,0%-ный водный раствор соляной кислоты, далее 2,0%-ный водный раствор, сульфацелла марки 1 и 5,0%-ный водный раствор силиката натрия, в виде 2 одинаковых циклов в количестве 0,2 Vпор. Проводят технологическую выдержку в течение 3 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи при вытеснении нефти водой составляет 33,52% (см. табл., пример 4).A 5.0% suspension of self-dissolving slag and a 10.0% aqueous solution of hydrochloric acid, then a 2.0% aqueous solution, brandcell 1 and sulfacell are sequentially pumped into a reservoir model saturated with water with a salinity of 150 g / l. 5.0% aqueous solution of sodium silicate, in the form of 2 identical cycles in an amount of 0.2 Vp. Spend technological exposure for 3 days. The oil recovery growth rate during oil displacement by water is 33.52% (see table, example 4).
Пример 5 (известный способ)Example 5 (known method)
В модель пласта чередующимися оторочками закачивают 2%-ный водный раствор сульфацелла марки 1 по ТУ 6-55-221-1473-97, с добавлением 5%-ного силиката натрия, и 8,0%-ную суспензию цеолитсодержащей породы, предварительно обработанной 2,0%-ным раствором соляной кислоты, в виде 3 одинаковых циклов в количестве 0,21 Vпор. Проводят выдержку в течение 3 суток. Коэффициент прироста нефтеотдачи составляет 25,21% (см. табл., пример 5).A 2% aqueous solution of brand Sulfacellum grade 1 according to TU 6-55-221-1473-97, with the addition of 5% sodium silicate, and an 8.0% suspension of zeolite-containing rock pre-treated 2 are pumped into alternating rims into the reservoir model , 0% hydrochloric acid, in the form of 3 identical cycles in an amount of 0.21 V Excerpt for 3 days. The oil recovery growth rate is 25.21% (see table, example 5).
Применение предлагаемого способа позволяет увеличить прирост коэффициента нефтеотдачи в среднем на 10-35%, успешно разрабатывать неоднородные по проницаемости, обводненные, трещиноватые нефтяные залежи без нарушения экологической обстановки в нефтедобывающем районе.The application of the proposed method allows to increase the growth of the oil recovery coefficient by an average of 10-35%, to successfully develop heterogeneous permeability, flooded, fractured oil deposits without disturbing the environmental situation in the oil producing region.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008145572/03A RU2383725C1 (en) | 2008-11-18 | 2008-11-18 | Method of development of oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008145572/03A RU2383725C1 (en) | 2008-11-18 | 2008-11-18 | Method of development of oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2383725C1 true RU2383725C1 (en) | 2010-03-10 |
Family
ID=42135271
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008145572/03A RU2383725C1 (en) | 2008-11-18 | 2008-11-18 | Method of development of oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2383725C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2528183C1 (en) * | 2013-07-02 | 2014-09-10 | Газизов Айдар Алмазович | Method of oil pool development |
-
2008
- 2008-11-18 RU RU2008145572/03A patent/RU2383725C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2528183C1 (en) * | 2013-07-02 | 2014-09-10 | Газизов Айдар Алмазович | Method of oil pool development |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| 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 | |
| RU2383725C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2097538C1 (en) | Method of reducing loss of flooding agent and method of secondary extraction of hydrocarbons | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| RU2536070C1 (en) | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools | |
| RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
| RU2138629C1 (en) | Oil production method | |
| RU2039224C1 (en) | Flooded oil field exploitation method | |
| RU2215133C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2743744C1 (en) | Method of developing an oil deposite | |
| RU2117143C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
| RU2250989C1 (en) | Oil deposit extraction method | |
| RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
| RU2347896C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2212529C1 (en) | Method of control of nonuniform oil formation permeability | |
| RU2060374C1 (en) | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding | |
| RU2136869C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2453691C2 (en) | Formation permeability control method | |
| RU2169255C1 (en) | Method of regulation of development of nonuniform oil formation | |
| RU2108455C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2046185C1 (en) | Method for selective isolation of water inflow | |
| RU2127802C1 (en) | Method for development of oil deposits |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 7-2010 FOR TAG: (72) |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20131119 |