RU2386664C1 - Composition for increasing oil production - Google Patents
Composition for increasing oil production Download PDFInfo
- Publication number
- RU2386664C1 RU2386664C1 RU2008137156/03A RU2008137156A RU2386664C1 RU 2386664 C1 RU2386664 C1 RU 2386664C1 RU 2008137156/03 A RU2008137156/03 A RU 2008137156/03A RU 2008137156 A RU2008137156 A RU 2008137156A RU 2386664 C1 RU2386664 C1 RU 2386664C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- polymer
- water
- pvv
- sno
- Prior art date
Links
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для увеличения добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков за счет снижения проницаемости водопроницаемых зон пласта.The invention relates to the field of the oil industry, in particular, compositions for increasing oil production from a heterogeneous oil reservoir by regulating the coverage of the reservoir by water flooding and redistributing filtration flows by reducing the permeability of water-permeable zones of the reservoir.
Известен состав для добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта на основе водных растворов полимера концентрацией 0,03-0,05% (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с.156-165).A known composition for oil production from a heterogeneous oil reservoir based on aqueous polymer solutions with a concentration of 0.03-0.05% (Surguchev M.L. Secondary and tertiary methods of increasing oil recovery. - M .: Nedra, 1985, p.156-165 )
Недостатком состава является сравнительно низкая его эффективность вследствие адсорбции полимера и разрушения его минерализованными водами.The disadvantage of the composition is its relatively low efficiency due to the adsorption of the polymer and its destruction by mineralized waters.
Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти, содержащий гивпан, соляную кислоту, дистиллерную жидкость и неионогенное поверхностно-активное вещество (пат. РФ №2215131, МПК 8 Е21В 43/22, опубл. 27.10.03 г.).Closest to the proposed technical essence is a gel-forming composition for increasing oil production, containing givpan, hydrochloric acid, distiller liquid and nonionic surfactant (US Pat. RF No. 2215131, IPC 8 Е21В 43/22, publ. 10.27.03 g. )
Однако применение данного состава недостаточно эффективно вследствие частичного разрушения геля в призабойной зоне пласта, при высоких градиентах скорости фильтрации композиции. Кроме того, применение состава ограничивается при минусовых температурах.However, the use of this composition is not effective enough due to the partial destruction of the gel in the bottomhole formation zone, at high gradients of the filtration rate of the composition. In addition, the use of the composition is limited at sub-zero temperatures.
Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности добычи нефти за счет закачивания стабильного состава во всем его объеме, полной закупорки высокопроницаемых зон пласта, перераспределения фильтрационных потоков, повышения охвата пласта заводнением и применения его в любых климатических условиях.The objective of the invention is to increase the efficiency of oil production by injecting a stable composition in its entirety, completely blocking highly permeable zones of the formation, redistributing the filtration flows, increasing the coverage of the formation by water flooding and applying it in any climatic conditions.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности воздействия осадкообразующим составом на обводненные нефтесодержащие пласты.The technical result of the invention is to increase the effectiveness of the impact of sediment-forming composition on flooded oil-containing formations.
Технический результат достигается тем, что состав для увеличения добычи нефти содержащий полимер акрилового ряда, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), сшивающий агент и воду, согласно изобретению в качестве полимера акрилового ряда содержит полимер водный всесезонный (ПВВ), в качестве НПАВ - низкозастывающую легкоплавкую товарную форму НПАВ - СНО-ЗБ, в качестве сшивающего агента - дистиллерную жидкость (ДЖ), или хлористый кальций, или хлористый магний при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:The technical result is achieved in that the composition for increasing oil production containing an acrylic polymer, nonionic surfactant (nonionic surfactant), a crosslinking agent and water, according to the invention, contains an all-weather aqueous polymer (PVA) as an acrylic polymer and a low curing polymer low-melting commercial form of nonionic surfactants - CHO-ZB, as a cross-linking agent - distillation liquid (J), or calcium chloride, or magnesium chloride in the following ratio of ingredients, wt.%:
Предлагаемый состав был испытан в лабораторных условиях. При этом были использованы следующие реагенты:The proposed composition was tested in laboratory conditions. The following reagents were used:
1. В качестве полимера - полимер водный всесезонный (ПВВ) с температурой застывания не выше минус 15°С.1. As a polymer - an all-weather aqueous polymer (PVV) with a pour point of not higher than minus 15 ° C.
Реагент ПВВ предназначен для использования в процессах добычи нефти по ТУ 2216-002-75821482-2006. Реагент ПВВ выпускается в жидком виде и представляет собой маловязкий водорастворимый полимер акрилового ряда.PVV reagent is intended for use in oil production processes according to TU 2216-002-75821482-2006. The PVV reagent is available in liquid form and is a low-viscosity water-soluble polymer of the acrylic series.
Реагент ПВВ относится в соответствии с ГОСТ 12.1.007 к IV классу опасности.The reagent PVV belongs in accordance with GOST 12.1.007 to hazard class IV.
2. В качестве НПАВ - низкозастывающая товарная форма НПАВ СНО-3Б - нефтевытесняющая система на основе НПАВ, типа АФ9-12 в виде низкозастывающей легкоплавкой товарной формы, содержащей 60% АФ9-12, 30% изобутилового спирта и 10% воды. Выпускается по ТУ 39-579-4688-001-88 Изм.1.2. As nonionic surfactants - low-hardening commercial form of nonionic surfactants SNO-3B - oil-displacing system based on nonionic surfactants, type AF 9-12 in the form of low-curing low-melting marketable form containing 60% AF 9-12 , 30% isobutyl alcohol and 10% water. Available in accordance with TU 39-579-4688-001-88 Rev. 1.
3. Дистиллерная жидкость - отход содового производства, выпускается по ТУ 2152-032-002 04872-97, содержит в составе гидроксид кальция и соли кальция.3. Distiller liquid is a waste of soda production, is produced according to TU 2152-032-002 04872-97, contains calcium hydroxide and calcium salt in the composition.
4. Хлористый кальций технический по ГОСТ 450-77.4. Technical calcium chloride in accordance with GOST 450-77.
5. Хлористый магний технический по ГОСТ 4209-77.5. Technical magnesium chloride in accordance with GOST 4209-77.
Для приготовления состава реагенты ПВВ и СНО-3Б смешивают в требуемом соотношении согласно формуле изобретения. Приготовленная смесь длительное время хранится не сшиваясь. При закачивании смеси ПВВ и НПАВ СНО-3Б, дистиллерной жидкости, или хлористого кальция, или хлористого магния в пласт и смешении с пластовыми жидкостями происходит сшивка полимера ПВВ, СНО-3Б с двухвалентными катионами Сa++ и Mg++ пластовой воды, дистиллерной жидкости с образованием вязкоупругого осадка или сшитой структуры модифицированного полимера. Последний блокирует каналы пористой среды, в которой он образовался, от проникновения закачиваемой воды, изменяя ее направление в слаборазрабатываемые нефтенасыщенные зоны, т.е. позволяет регулировать разработку нефтяного месторождения методом заводнения.To prepare the composition, the reagents PVV and CHO-3B are mixed in the required ratio according to the claims. The prepared mixture is stored for a long time without crosslinking. When a mixture of PVV and nonionic surfactants SNO-3B, distillation liquid, or calcium chloride, or magnesium chloride is injected into the formation and mixed with formation fluids, the PVV, SNO-3B polymer with divalent Ca ++ and Mg ++ cations of formation water and distiller liquid are crosslinked. with the formation of a viscoelastic precipitate or a crosslinked structure of the modified polymer. The latter blocks the channels of the porous medium in which it was formed from the penetration of injected water, changing its direction in poorly developed oil-saturated zones, i.e. allows you to regulate the development of an oil field by water flooding.
Пример 1. В мерных пробирках смешивают по 10 мл смеси ПВВ с массовой концентрацией 3, 5, 10% и НПАВ СНО-3Б с массовой концентрацией 1, 2.5, 5% с 10 мл дистиллерной жидкости, или хлористого кальция, или хлористого магния с массовой концентрацией 5, 7.5, 10%. После тщательного перемешивания состав оставляют на 2 часа на образование осадка, после этого замеряют объем осадка и его стабильность во времени. Результаты опытов приведены в табл. 1-3.Example 1. In volumetric test tubes, 10 ml of a mixture of PVV with a mass concentration of 3, 5, 10% and nonionic surfactants CHO-3B with a mass concentration of 1, 2.5, 5% with 10 ml of distillation liquid, or calcium chloride, or magnesium chloride with mass concentration of 5, 7.5, 10%. After thorough mixing, the composition is left for 2 hours to form a precipitate, after which the volume of the precipitate and its stability over time are measured. The results of the experiments are given in table. 1-3.
Лабораторные исследования свидетельствует о том, что осадкообразующий состав имеет преимущества по своим осадкообразующим свойствам перед прототипом, т.е. осадкообразующая способность выше на 20-23%. Образовавшийся осадок более устойчив к разрушению. Так, через 168 часов объем осадка в известном составе уменьшился на 43-47%, тогда как в предлагаемом составе всего на 2,5-8,9%, в случае когда осадителем является дистиллерная жидкость (табл.1).Laboratory studies indicate that the sediment-forming composition has advantages in its precipitation-forming properties over the prototype, i.e. sediment-forming ability is higher by 20-23%. The precipitate formed is more resistant to destruction. So, after 168 hours, the sediment volume in the known composition decreased by 43-47%, while in the proposed composition it was only 2.5-8.9%, in the case when the precipitating agent is a distillation liquid (Table 1).
Таким образом, предлагаемый состав превосходит по осадкообразующим свойствам известный состав.Thus, the proposed composition exceeds the sediment-forming properties of the known composition.
НПАВ СНО-3Б, сорбируясь на молекулах полимера, стабилизируют его от преждевременной сшивки с ионами Ca++ и Mg++ пластовой воды. Кроме того, НПАВ СНО-3Б является вытесняющим агентом. В качестве параметров фильтрационных свойств состава, характеризующих вязкоупругие и изолирующие свойства, использовали величины фактора и остаточного фактора сопротивления, снижение проницаемости промытых водой каналов и прирост вытесненной нефти.Nonionic surfactants CHO-3B, adsorbed on polymer molecules, stabilize it from premature crosslinking with formation Ca ++ and Mg ++ ions of produced water. In addition, nonionic surfactants CHO-3B is a displacing agent. As parameters of the filtration properties of the composition, characterizing the viscoelastic and insulating properties, we used the values of the factor and residual resistance factor, a decrease in the permeability of the channels washed with water, and an increase in the displaced oil.
Пример 2.Example 2
В опыте использовались насыпные модели пласта. Характеристика пластовых моделей представлена в табл. 4. В качестве пористой среды использовался дезинтегрированный песчаник Арланского месторождения.In the experiment, bulk reservoir models were used. The characteristics of reservoir models are presented in table. 4. As a porous medium, disintegrated sandstone of the Arlan deposit was used.
Ход эксперимента: модель пласта насыщалась изовискозной моделью нефти Арланского месторождения, состоящей из дегазированной нефти, в которую добавлено 30% керосина. Вязкость изовискозной нефти - 19,5 мПа*с.Experiment progress: the reservoir model was saturated with an isoviscose oil model of the Arlan field, consisting of degassed oil, in which 30% of kerosene was added. The viscosity of isoviscous oil is 19.5 MPa * s.
После фильтрации пластовой воды (содержание солей 140 г/л) через пористую среду до полного прекращения вытеснения нефти и стабилизации перепада давления фильтровалась последовательно смесь ПВВ и СНО-3Б в объеме 30% от порового объема с последующей продавкой 20% дистиллерной жидкости и 10% пластовой воды. Затем фильтрация прекращалась на 10-12 часов для гелеобразования при пластовой температуре 24°С. После остановки фильтрация закачиваемой воды возобновлялась, при этом замерялся перепад давления сразу после выдержки, а также после закачивания 5 поровых объемов закачиваемой воды. Результаты фильтрационных исследований представлены в табл. 5.After filtering the produced water (salt content 140 g / l) through the porous medium until the oil displacement is completely stopped and the differential pressure is stabilized, the mixture of PVV and CHO-3B was sequentially filtered in the amount of 30% of the pore volume, followed by the delivery of 20% distillation fluid and 10% reservoir water. Then the filtration was stopped for 10-12 hours for gelation at a reservoir temperature of 24 ° C. After stopping, the filtration of injected water was resumed, while the pressure drop was measured immediately after exposure, as well as after injection of 5 pore volumes of injected water. The results of filtration studies are presented in table. 5.
Как видно из табл. 5, в результате фильтрации после 12-часовой выдержки на гелеобразование при температуре 24°С перепад давления при закачивании предлагаемого состава возрос в 25-32,9 раз (опыт 1, 2, 3 табл.2), при этом остаточный фактор сопротивления составил 13-16, в то время как при фильтрации состава по прототипу перепад давления возрос в 10,9 раз, и остаточный фактор сопротивления составил величину 5,8.As can be seen from the table. 5, as a result of filtration after 12 hours of gelation at a temperature of 24 ° C, the pressure drop during pumping of the proposed composition increased by 25-32.9 times (experiment 1, 2, 3 of Table 2), while the residual resistance factor was 13 -16, while when filtering the composition according to the prototype, the pressure drop increased 10.9 times, and the residual resistance factor amounted to 5.8.
Как видно из представленных данных, заявляемый состав обладает более высоким фактором сопротивления, что характеризует его эффективность для повышения нефтеотдачи пластов.As can be seen from the data presented, the inventive composition has a higher resistance factor, which characterizes its effectiveness for increasing oil recovery.
Таким образом, состав для увеличения добычи нефти, основанный на использовании полимера водного всесезонного (ПВВ), низкозастывающей товарной формы СНО-3Б и дистиллерной жидкости, или хлористого кальция, или хлористого магния, имеет ряд технологических преимуществ по сравнению с прототипом.Thus, the composition for increasing oil production, based on the use of an all-weather aqueous polymer (PVV), low-hardening salable form CHO-3B and distillation liquid, or calcium chloride, or magnesium chloride, has a number of technological advantages compared to the prototype.
1. Состав для увеличения добычи нефти при смешении с пластовой водой образует стабильный во времени и объеме гель.1. The composition to increase oil production when mixed with produced water forms a gel stable in time and volume.
2. Состав всесезонен, что является одним из наиболее важных преимуществ для климатических условий Урало-Поволжья и Западной Сибири.2. The composition is all-season, which is one of the most important advantages for the climatic conditions of the Ural-Volga region and Western Siberia.
3. Состав не требует использования нестандартного, дорогостоящего оборудования. Все процессы растворения и закачивания реагентов проводятся на серийном оборудовании. Реагенты экологически безопасны, биоразлагаемы. Класс опасности IV.3. The composition does not require the use of non-standard, expensive equipment. All processes of dissolving and pumping reagents are carried out on serial equipment. Reagents are environmentally friendly, biodegradable. Hazard Class IV.
4. Реагенты ПВВ, СНО-3Б, хлориды щелочно-земельных металлов не влияют отрицательно на процессы сбора и подготовки нефти.4. The reagents PVV, CHO-3B, chlorides of alkaline earth metals do not adversely affect the collection and preparation of oil.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008137156/03A RU2386664C1 (en) | 2008-09-16 | 2008-09-16 | Composition for increasing oil production |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008137156/03A RU2386664C1 (en) | 2008-09-16 | 2008-09-16 | Composition for increasing oil production |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2386664C1 true RU2386664C1 (en) | 2010-04-20 |
Family
ID=46275153
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008137156/03A RU2386664C1 (en) | 2008-09-16 | 2008-09-16 | Composition for increasing oil production |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2386664C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2527424C1 (en) * | 2013-07-01 | 2014-08-27 | Закрытое акционерное общество Опытный завод НЕФТЕХИМ | Sludge-forming for control of well input profile |
-
2008
- 2008-09-16 RU RU2008137156/03A patent/RU2386664C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2527424C1 (en) * | 2013-07-01 | 2014-08-27 | Закрытое акционерное общество Опытный завод НЕФТЕХИМ | Sludge-forming for control of well input profile |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2849483A1 (en) | Polymer-enhanced surfactant flooding for permeable carbonates | |
US11066914B2 (en) | Foam from low cost petroleum sulfonate surfactants for fracturing along with wettability alteration | |
RU2543224C2 (en) | Acid composition for treatment of wells in carbonate and terrigenous reservoirs, and acid treatment method of bottom-hole zone of formation with its application | |
CA2841457A1 (en) | Surfactant system to increase hydrocarbon recovery | |
RU2658686C2 (en) | Process for treating subterranean oil-bearing formations comprising carbonate rocks | |
RU2717012C1 (en) | Composition for bottom-hole formation treatment of oil formation | |
RU2279540C1 (en) | Method for non-uniform oil pool development control | |
RU2386664C1 (en) | Composition for increasing oil production | |
RU2249101C1 (en) | Acidic surfactant compound for processing face-adjacent zone | |
RU2397195C1 (en) | Gel-forming compositions for well water sealing | |
RU2410406C1 (en) | Oil recovery enhancing composition and preparation method thereof | |
RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
CN106050197A (en) | Analysis method for oil enhancing production mechanism of weak-based ASP flooding | |
RU2293102C1 (en) | Formulation to shut off water inflow into producing well and to control intake capacity profile of injecting wells | |
RU2261989C1 (en) | Method for water-bearing oil deposit development | |
RU2307146C2 (en) | Compound for isolation of watered oil collectors | |
RU2361898C1 (en) | Composition for regulating permeability of water flushed intervals of oil reservoir | |
RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
RU2088752C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
RU2347896C1 (en) | Oil field development method | |
RU2592005C1 (en) | Method for oil deposit development | |
RU2322582C2 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
RU2434042C1 (en) | Composition for treatment of bottomhole zone of oil reservoirs | |
RU2781204C1 (en) | Method for limiting water inflow and gas breakthrough in production boreholes and gel-forming composition for the implementation thereof |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100917 |