RU2391490C2 - Method of blocking water-producing formations - Google Patents
Method of blocking water-producing formations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2391490C2 RU2391490C2 RU2008130743/03A RU2008130743A RU2391490C2 RU 2391490 C2 RU2391490 C2 RU 2391490C2 RU 2008130743/03 A RU2008130743/03 A RU 2008130743/03A RU 2008130743 A RU2008130743 A RU 2008130743A RU 2391490 C2 RU2391490 C2 RU 2391490C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- pressure
- water
- reservoir
- injection
- Prior art date
Links
Landscapes
- Application Of Or Painting With Fluid Materials (AREA)
- Building Environments (AREA)
- Sealing Material Composition (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам, способствующим блокированию и ограничению водопритока в добывающие скважины, как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах и выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах.The invention relates to the oil industry, in particular to methods that facilitate blocking and limiting water inflow into production wells, both in terrigenous and carbonate reservoirs and alignment of the injectivity profile in injection wells.
Известен способ изоляции обводненных нефтяных коллекторов, включающий закачку в пласт изоляционного состава на основе смеси нефти, полимера кислот акрилового ряда и гликоля (патент РФ №2167282, МКИ Е21В 43/138).A known method of isolation of waterlogged oil reservoirs, which includes injecting into the formation an insulating composition based on a mixture of oil, polymer of acrylic acid series and glycol (RF patent No. 2167282, MKI E21B 43/138).
К недостаткам способа относится то, что при таком осуществлении его с водой реагирует с последующим образованием геля только приграничная часть состава, а последующая не прореагировавшая часть его выносится из скважины при последующем освоении ее. Это приводит к недостаточной эффективности способа и неоправданной потере части реагента.The disadvantages of the method include the fact that in this embodiment it reacts with water with the subsequent formation of a gel, only the cross-border part of the composition, and the subsequent unreacted part of it is removed from the well during its subsequent development. This leads to insufficient efficiency of the method and unjustified loss of part of the reagent.
Известен также способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий порцианальную закачку при чередовании с водой в продуктивный пласт суспензию водорастворимого полира в не вызывающей набухание жидкости с уменьшением в каждой порции концентрации полимера (авт.св. №1501597, МКИ Е21В 43/22).There is also known a method of developing heterogeneous permeability of oil reservoirs, including the portioned injection of water-soluble polish in a non-swelling liquid while alternating with water into the reservoir, with a decrease in polymer concentration in each portion (ed. St. No. 1501597, MKI E21B 43/22).
К недостаткам способа относится то, что такая дисперсная полимерная система не может проникнуть в коллекторы малой и средней проницаемости, а также отсутствие селективности при проведении работ, т.к. по данному способу предусматривается перемешивание полимера с водой в пласте.The disadvantages of the method include the fact that such a dispersed polymer system cannot penetrate into the reservoirs of low and medium permeability, as well as the lack of selectivity during the work, because this method involves mixing the polymer with water in the formation.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий периодическую закачку в пласт блокирующего состава на углеводородной и гелеобразующей жидкости до снижения приемистости скважин на 30-70% ниже установившегося ранее и повышения пластового давления на 0,5-1,5 МПА выше начального с последующей остановкой закачки до достижения пластового давления на 0,5-1,5 МПА ниже начального пластового давления (патент РФ №2094601, МКИ Е21В 43/22).The closest in technical essence is the method of developing an oil reservoir, which includes periodic injection of blocking composition into the reservoir with hydrocarbon and gelling fluid until the well injectivity decreases by 30-70% below the previously established pressure and the reservoir pressure increases by 0.5-1.5 MPA above the initial followed by stopping the injection until the reservoir pressure is 0.5-1.5 MPA lower than the initial reservoir pressure (RF patent No. 2094601, MKI E21B 43/22).
К недостаткам способа относится то, что при такой последовательности проведения работ вследствие снижения пластового давления весь блокирующий состав будет преимущественно двигаться по высокопроницаемым пропласткам, что приведет к недостаточному охвата пласта воздействием гидрофильных коллекторов с малой проницаемостью.The disadvantages of the method include the fact that with such a sequence of operations, due to a decrease in reservoir pressure, the entire blocking composition will mainly move along highly permeable layers, which will lead to insufficient formation coverage by the action of hydrophilic reservoirs with low permeability.
Целью изобретения является увеличение эффективности изоляции обводненных коллекторов нефтяного пласта за счет увеличения блокирующего эффекта обводненных пор пласта и повышения степени охвата гидрофильных коллекторов селективным воздействием.The aim of the invention is to increase the insulation efficiency of flooded reservoirs of the oil reservoir by increasing the blocking effect of flooded pores of the reservoir and increasing the degree of coverage of hydrophilic reservoirs by selective exposure.
Поставленная цель достигается тем, что в способе блокирования водоносных пластов, включающем циклическую закачку в пласт блокирующего состава на жидкофазной полимерной основе в не вызывающей набухание жидкости с последующей остановкой закачки, в начале каждого цикла закачивают оторочку воды в объеме 5-20% от объема блокирующего состава, закачку его и оторочки воды производят при давлении выше пластового в 1,5-2,1 раза, в конце каждого цикла закачки состава снижают давление до пластового и производят временную выдержку закачки, равную предварительно установленному времени гелеобразования блокирующего состава в пластовых условиях. В блокирующем составе используют например, полимер FLOPAM™ DW 430 фирмы SNF s.a.s в нефти или битуме (Catalogue produits Polymeres hydrosolubles).This goal is achieved by the fact that in the method of blocking aquifers, including cyclic injection into the reservoir of a blocking composition on a liquid-phase polymer base in a non-swelling liquid and then stopping the injection, at the beginning of each cycle, a rim of water is pumped in the amount of 5-20% of the volume of the blocking composition , its injection and water rims are carried out at a pressure above the reservoir by 1.5-2.1 times, at the end of each cycle of injection of the composition, they reduce the pressure to the reservoir and produce a temporary holding of the injection equal to ritelno set gel time blocking composition in situ. In the blocking composition, for example, the polymer FLOPAM ™ DW 430 from SNF s.a.s. in oil or bitumen (Catalog produits Polymeres hydrosolubles) is used.
Сущность предлагаемого способа заключается в следующем. Из-за разностей вязкости воды и нефти подвижность воды (К/М) в пластовых условиях значительно выше подвижности нефти. Поэтому закачиваемая в начале каждого цикла оторочка пресной воды будет проникать преимущественно в гидрофобные водонасыщенные коллекторы, причем плотность воды незначительно отличается от плотности блокирующего состава, что исключает взаимоперемешивание воды и состава в НКТ.The essence of the proposed method is as follows. Due to differences in the viscosity of water and oil, the mobility of water (K / M) in reservoir conditions is significantly higher than the mobility of oil. Therefore, the rim of fresh water injected at the beginning of each cycle will penetrate mainly into hydrophobic water-saturated reservoirs, and the density of the water is slightly different from the density of the blocking composition, which eliminates the mixing of water and the composition in the tubing.
Блокирующий состав на жидкофазной полимерной основе в не вызывающей набухание жидкости (нефти или битуме) характеризуется гомогенностью состава, относительно низкой вязкостью и, соответственно, высокой подвижностью. Благодаря этому состав при давлении выше пластового в 1,1-2,1 раза проникает не только в высокопроницаемые коллекторы, но и в поры с мелкой и средней проницаемости и контактирует с водой в водонасыщенных коллекторах.The blocking composition on a liquid-phase polymer base in a non-swelling liquid (oil or bitumen) is characterized by a homogeneous composition, relatively low viscosity and, accordingly, high mobility. Due to this, the composition at a pressure above the reservoir 1.1-2.1 times penetrates not only into highly permeable reservoirs, but also into pores with small and medium permeability and comes in contact with water in water-saturated reservoirs.
Однако при таком осуществлении способа с водой реагирует с последующим образованием геля только приграничная часть состава, а последующая часть его движется по коллекторам за контактирующей приграничной частью состава, с водой не реагирует и выносится из скважины при последующем освоении ее. Для устранения этого недостатка в предлагаемом способе в конце каждого цикла закачки состава снижают давление до пластового и производят временную выдержку закачки, равную предварительно установленному времени гелеобразования состава в пластовых условиях. При этом снижают давление до пластового, что обеспечивает гелеобразование контактирующей с водой части состава без дальнейшего ето продвижения в пласт. Благодаря этому, после блокирования обработанных в первом цикле водонасыщенных коллекторов, при последующем цикле закачки новая порция блокирующего состава будет проникать в другие, не заблокированные в предыдущем цикле закачки, водонасыщенные коллекторы. В результате за счет перераспределения направления движения изолирующего состава увеличивается охват изолируемой зоны воздействием, а блокирующий состав в полном объеме расходуется по назначению.However, in such an implementation of the method, only the transboundary part of the composition reacts with the subsequent gel formation, and the subsequent part of it moves through the collectors behind the contacting transboundary part of the composition, does not react with water and is discharged from the well during its subsequent development. To eliminate this drawback in the proposed method at the end of each injection cycle of the composition reduce the pressure to the reservoir and produce a temporary holding injection, equal to the preset gelation time of the composition in reservoir conditions. At the same time, the pressure is reduced to the reservoir, which ensures the gelation of the part of the composition in contact with water without further advancement into the reservoir. Due to this, after blocking the water-saturated reservoirs treated in the first cycle, during the subsequent injection cycle, a new portion of the blocking composition will penetrate other water-saturated reservoirs that were not blocked in the previous injection cycle. As a result, due to the redistribution of the direction of movement of the insulating composition, the coverage of the insulated zone by exposure increases, and the blocking composition is fully consumed for its intended purpose.
Предлагаемый способ был испытан в лабораторных условиях. Исследования проводили на линейных моделях пласта длиной 7 см, диаметром 2,7 см, заполненных песком диаметром 0,4-0,06 мм. Большой разброс размеров фракций песка способствовал созданию в модели каналов различной проницаемости. Испытания проводили следующим образом. Определяли время гелеобразования блокирующего состава при контакте в водой, которое равнялось 1 часу. Определяли проницаемость модели по воде и воздуху, насыщали ее дистиллированной водой, а затем нефтью. Для создания модели обводненного нефтяного пласта через предварительно заполненную нефтью модель прокачивали воду до полного обесцвечивания конечного продукта на выходе модели. После этого, регулируя задвижку на выходе модели, создавали противодавление 0,3 МПа, имитирующее пластовое давление, и при повышенном давлении в модель порциями закачивали оторочку воды и изолирующий состав с временной выдержкой на реакцию согласно предварительно установленному времени гелеобразования состава. Затем, после проведения всех циклов закачки, снижали давление, закрывали модель на 48 часов и определяли давление прорыва модели пласта водой. При этом воду для определения давления прорыва подавали на выход модели, моделируя тем самым направление движения флюида пласт-скважина.The proposed method was tested in laboratory conditions. The studies were carried out on linear models of the formation 7 cm long, 2.7 cm in diameter, filled with sand with a diameter of 0.4-0.06 mm. A large variation in the sizes of sand fractions contributed to the creation of different permeability channels in the model. The tests were carried out as follows. The gelation time of the blocking composition upon contact in water was determined, which was 1 hour. The permeability of the model in water and air was determined, saturated with distilled water, and then with oil. To create a model of a water-cut oil reservoir, water was pumped through a model pre-filled with oil until the final product was completely discolored at the model output. After that, by adjusting the gate valve at the model’s output, they created a 0.3 MPa backpressure simulating reservoir pressure, and at elevated pressure, a rim of water and an insulating composition with a reaction time delay were pumped into the model in portions according to the preset gelation time of the composition. Then, after carrying out all injection cycles, the pressure was reduced, the model was closed for 48 hours and the breakthrough pressure of the reservoir model was determined by water. In this case, water for determining the breakthrough pressure was supplied to the output of the model, thereby simulating the direction of the fluid-reservoir-fluid motion.
Для определения оптимальной величины давления закачки оторочки воды и состава по сравнению с пластовым давлением провели ряд лабораторных экспериментов с использованием описанной методики. При этом объем оторочки воды составлял 10% от объема состава. Результаты приведены в табл.1.To determine the optimal value of the injection pressure of the rim of the water and the composition in comparison with the reservoir pressure, a number of laboratory experiments were carried out using the described technique. The volume of the rim of the water was 10% of the volume of the composition. The results are shown in table 1.
Таким образом, установлено, что оптимальная величина давления закачки оторочки воды и состава по сравнению с пластовым равно 1,1-2.1 раз, т.к. при меньшем превышении давления давление прорыва уменьшается, а при большем не повышается.Thus, it was found that the optimal value of the injection pressure of the water rim and composition compared to the reservoir is 1.1-2.1 times, because with a smaller excess of pressure, the breakthrough pressure decreases, but with a larger one it does not increase.
Были проведены испытания по определению оптимального объема закачки оторочки воды по сравнению с объемом блокирующего состава. При этом превышение давления закачки над пластовым составляло 1,6 раз.Tests were conducted to determine the optimal injection volume of the water rim compared with the volume of the blocking composition. In this case, the excess of injection pressure over the reservoir was 1.6 times.
Эксперименты проводили аналогично вышеприведенным. Результаты опытов приведены в табл.2The experiments were carried out similarly to the above. The results of the experiments are shown in table.2
Таким образом, оптимальное количество объема закачки оторочки воды по сравнению с объемом блокирующего состава составляет 5-20%, т.к. при уменьшении этого количества давление прорыва снижается, а при увеличении - не возрастает.Thus, the optimal amount of water rim injection volume compared to the volume of the blocking composition is 5-20%, because with a decrease in this amount, the breakout pressure decreases, and with an increase, it does not increase.
Способ в пластовых условиях осуществляют следующим образом. Определяют время гелеобразования блокирующего соствава в пластовых условиях (при пластовом давлении) при контакте в водой. В обводненную нефтяную скважину при давлении в 1,1-2,1 раза выше пластового порциями последовательно закачивают оторочку воды в объеме 5-20% и изолирующий состав, со снижением давления до пластового и временной выдержкой на реакцию после каждого цикла закачки согласно предварительно установленному времени гелеобразования состава. Количество циклов закачки определяют исходя из геолого-физических условий пласта и реакции скважины на закачку. Затем, после проведения всех циклов закачки, снижают давление до пластового и закрывают скважину на 48 часов, после чего осваивают скважину известными методами.The method in reservoir conditions is as follows. Determine the gelation time of the blocking composition under reservoir conditions (at reservoir pressure) upon contact with water. A water rim in the amount of 5-20% and an insulating composition are sequentially pumped in portions of water at a pressure of 1.1-2.1 times higher than the reservoir in series with a decrease in pressure to the reservoir and temporary exposure to the reaction after each injection cycle according to a pre-set time gelation composition. The number of injection cycles is determined based on the geological and physical conditions of the formation and the reaction of the well to the injection. Then, after carrying out all injection cycles, reduce the pressure to the reservoir and close the well for 48 hours, after which the well is mastered by known methods.
Были проведены также опытно - промысловые работы по испытанию разработанного способа на добывающей скважине №15455 НГДУ «Ленино-горскнефть». Добыча жидкости на скважине до обработки составляла 10 м3/сут при обводненности добываемой продукции 98%. Пластовое давление 7,1 МПа. В скважину при давлении 10 МПа в 3 цикла было закачено в общей сложности 1,0 м3 воды и 6,0 м3 блокирующего состава на жидкофазной полимерной основе в нефти, причем после проведения каждого цикла закачки снижали давление до 7 МПа и делали выдежку в течение 1 часа (временя гелеобразования состава в пластовых условиях). После выдержки в течение 48 часов и освоении скважины обводненность снизилась до 40% при том же дебите жидкости. В блокирующем составе используют, например, полимер FLOPAM™ DW 430 фирмы SNF s.a.s в нефти (Catalogue produits Polymeres hydrosolubles).Pilot operations were also conducted to test the developed method at the production well No. 15455 of the NGDU Lenino-Gorskneft. The liquid production at the well before treatment was 10 m 3 / day with a water cut of 98%. The reservoir pressure is 7.1 MPa. A total of 1.0 m 3 of water and 6.0 m 3 of a blocking composition on a liquid-phase polymer basis in oil were pumped into the well at a pressure of 10 MPa in 3 cycles; moreover, after each injection cycle, the pressure was reduced to 7 MPa and extruded into within 1 hour (gelation time of the composition in reservoir conditions). After holding for 48 hours and developing the well, the water cut was reduced to 40% at the same fluid rate. In the blocking composition, for example, the polymer FLOPAM ™ DW 430 from SNF sas in oil (Catalog produits Polymeres hydrosolubles) is used.
Таким образом, при применении предлагаемого способа проявляется сверхсуммарный (синергетический) эффект, который заключается в том, что в совокупном результате закачки компонентов при давлении выше пластового давления в 1,1-2,1 раза, предварительной закачке перед блокирующим составом оторочки воды в объеме 5-20% от объема блокирующего состава и временной выдержке закачки, равной предварительно установленному времени гелеобразования состава в пластовых условиях, происходит увеличение эффективности изоляции обводненных коллекторов нефтяного пласта за счет увеличения блокирующего эффекта обводненных пор пласта и повышения степени охвата гидрофильных коллекторов селективным воздействием. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого решения критерию «изобретательский уровень».Thus, when applying the proposed method, an over-cumulative (synergistic) effect is manifested, which consists in the fact that the combined result of the injection of components at a pressure above the reservoir pressure is 1.1-2.1 times, preliminary injection of water rim in volume 5 before the blocking composition -20% of the volume of the blocking composition and the temporary holding time of the injection equal to the preset gelation time of the composition in reservoir conditions, there is an increase in the insulation efficiency of flooded oil reservoirs th layer due to the increase of the blocking effect of flooded formation pores and increase the coverage of the hydrophilic reservoirs selective action. This allows us to conclude that the proposed solution meets the criterion of "inventive step".
По имеющимся у авторов сведениям совокупность существенных признаков, характеризующих сущность заявляемого изобретения, не известна на уровне науки и техники, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критерию «новизна»According to the information available to the authors, the set of essential features characterizing the essence of the claimed invention is not known at the level of science and technology, which allows us to conclude that the invention meets the criterion of "novelty"
Совокупность существенных признаков, характеризующих сущность изобретения, может быть многократно использована в промышленности с получением технического результата, заключающегося в повышении эффективности изоляции обводненных коллекторов нефтяного пласта за счет увеличения блокирующего эффекта обводненных пор пласта и увеличения степени охвата гидрофильных коллекторов селективным воздействием и обуславливающего достижения поставленной цели, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критерию «промышленная применимость».The set of essential features characterizing the essence of the invention can be repeatedly used in industry to obtain a technical result consisting in increasing the insulation efficiency of flooded reservoir oil reservoirs by increasing the blocking effect of flooded reservoir pores and increasing the degree of coverage of hydrophilic reservoirs by selective exposure and determining the achievement of the goal, which allows us to conclude that the invention meets the criterion of "industrial prim ity. "
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008130743/03A RU2391490C2 (en) | 2008-07-24 | 2008-07-24 | Method of blocking water-producing formations |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008130743/03A RU2391490C2 (en) | 2008-07-24 | 2008-07-24 | Method of blocking water-producing formations |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008130743A RU2008130743A (en) | 2010-01-27 |
| RU2391490C2 true RU2391490C2 (en) | 2010-06-10 |
Family
ID=42121805
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008130743/03A RU2391490C2 (en) | 2008-07-24 | 2008-07-24 | Method of blocking water-producing formations |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2391490C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2515675C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Isolation method of water influx to oil producer |
-
2008
- 2008-07-24 RU RU2008130743/03A patent/RU2391490C2/en active
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2515675C1 (en) * | 2013-04-11 | 2014-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Isolation method of water influx to oil producer |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008130743A (en) | 2010-01-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2630543C9 (en) | Formation of cross-linking in the swellable polymer with pei | |
| US10066471B2 (en) | Method for enhancing hydrocarbon recovery from tight formations | |
| CN104120999A (en) | Oil recovery method restraining channeling in CO2 flooding process in low-permeability fractured reservoir through two-stage channeling blocking | |
| CA2520056A1 (en) | Methods and compositions for improving hydrocarbon recovery by water flow intervention | |
| US20120067570A1 (en) | Low salinity reservoir environment | |
| US20030092578A1 (en) | Subterranean formation water permeability reducing methods | |
| CA2754554C (en) | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits | |
| CA1064818A (en) | Miscible drive in heterogeneous reservoirs | |
| Shabib-Asl et al. | Comprehensive review of foam application during foam assisted water alternating gas (FAWAG) method | |
| Nutskova et al. | Investigating of compositions for lost circulation control | |
| RU2464415C2 (en) | Method of flooding oil bed | |
| RU2391490C2 (en) | Method of blocking water-producing formations | |
| US3480081A (en) | Pressure pulsing oil production process | |
| EA008533B1 (en) | Method of selecting polymer gel-forming composition for increase oil recovery and carrying out water-shutoff operation | |
| RU2442888C1 (en) | Method for formation acid treatment | |
| RU2309248C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2495229C1 (en) | Procedure for water shutoff treatment in well | |
| RU2648399C2 (en) | Method of leveling the injectivity profile of injection wells | |
| Ghedan et al. | Effect of polymers on the imbibition process: a laboratory study | |
| CN106753305A (en) | A kind of low permeability oil field low damage compound displacement system and preparation method thereof | |
| CN106916249A (en) | A kind of blocking agent suitable for low temperature high salinity reservoir water plugging and profile controlling | |
| Taabbodi et al. | Application of in-depth gel placement for water and carbon dioxide conformance control in carbonate porous media | |
| Seright et al. | Effect of CR³+ on the rheology of xanthan formulations in porous media: Before and after gelation | |
| Shaughnessy et al. | A new, low-viscosity, epoxy sand-consolidation process | |
| RU2614997C1 (en) | Method of water inflow limitation in fractured carbone reservoirs |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20121026 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner |