RU2398102C1 - Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr - Google Patents
Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr Download PDFInfo
- Publication number
- RU2398102C1 RU2398102C1 RU2009137096/03A RU2009137096A RU2398102C1 RU 2398102 C1 RU2398102 C1 RU 2398102C1 RU 2009137096/03 A RU2009137096/03 A RU 2009137096/03A RU 2009137096 A RU2009137096 A RU 2009137096A RU 2398102 C1 RU2398102 C1 RU 2398102C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- polyacrylamide
- aqueous solution
- oil recovery
- bentonite clay
- clay powder
- Prior art date
Links
Landscapes
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке заводнением трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП. Предложенный способ обеспечивает выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин с неоднородными нефтяными пластами с наличием каналов (трещин) с низкими фильтрационными сопротивлениями и ограничение добычи попутно добываемой воды.The invention relates to the oil industry and can be used in the development by flooding of fractured and porous formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing - hydraulic fracturing. The proposed method ensures the alignment of the injectivity profile of injection wells with heterogeneous oil reservoirs with channels (cracks) with low filtration resistances and the limitation of production of associated produced water.
Известен способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после ГРП (US №2002/0169085, 14.11.2002, 11 с.), включающий закачку водного (с концентрацией до 1%) раствора полимера - полиакриламида как линейного, так и со сшивателем, в т.ч. соединениями хрома, с введением в порции его кварцевого песка.There is a method of increasing oil recovery in fractured and porous formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing (US No. 2002/0169085, 11/14/2002, 11 pp.), Including the injection of an aqueous (with a concentration of up to 1%) polymer solution — polyacrylamide, both linear and co a stapler, including chromium compounds, with the introduction of quartz sand in portions of it.
Наиболее близким техническим решением, взятым за аналог и прототип, является способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после ГРП (US №2007/0267191, 27.11.2007, 6 с.), включающий закачку водного (с концентрацией до 0.3%) раствора полимера - полиакриламида как линейного, так и со сшивателем, в т.ч. соединениями хрома, с введением в порции его бентонитового глинопорошка и кварцевого песка.The closest technical solution, taken as an analogue and prototype, is a way to increase oil recovery of fractured and porous formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing (US No. 2007/0267191, 11/27/2007, 6 pp.), Including the injection of water (with a concentration of up to 0.3% ) polymer solution - polyacrylamide both linear and with a crosslinker, incl. chromium compounds, with the introduction of bentonite clay powder and silica sand in portions.
Предлагаемый способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП является более эффективным для повышения нефтеотдачи пластов, чем прототип.The proposed method of increasing oil recovery in fractured and porous formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing - hydraulic fracturing is more effective for increasing oil recovery than the prototype.
Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающий закачку водного раствора полиакриламида со сшивателем - соединением хрома, с использованием добавки бентонитового глинопорошка и кварцевого песка, отличающийся тем, что используют бентонитовый глинопорошок модифицированный и в виде смеси его с кварцевым песком, осуществляют вначале закачку водного раствора, содержащего 0,01-0,30 мас.% частично гидролизованного полиакриламида и 0,1-0,6 мас.% сшивателя - хромсодержащего соединения, продавку водой, затем - закачку водного раствора полиакриламида с вязкостью на 10% большей вязкости пластовой воды, в котором суспендированно 3-10 мас.% смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с начальным их соотношением 10:1 при последующем увеличении концентрации песка до соотношения 1:2.A method of increasing oil recovery in fractured and porous formations with artificially created fractures after hydraulic fracturing - hydraulic fracturing, which includes injecting an aqueous solution of polyacrylamide with a crosslinker - a chromium compound, using an additive of bentonite clay powder and silica sand, characterized in that they use modified bentonite clay powder and in the form of a mixture it with quartz sand, first carry out the injection of an aqueous solution containing 0.01-0.30 wt.% partially hydrolyzed polyacrylamide and 0.1-0.6 wt.% a crosslinker - a chromium-containing compound, pumped with water, then - injection of an aqueous solution of polyacrylamide with a viscosity 10% higher than the viscosity of produced water, in which 3-10 wt.% of a mixture of modified bentonite clay powder and silica sand with an initial ratio of 10: 1 are suspended with a subsequent increase sand concentration to a ratio of 1: 2.
В результате закачки поступающие в пласт частицы глинистой суспензии и кварцевого песка начинают взаимодействовать со свободными функциональными группами полиакриламида со сшивателем, в результате происходит процесс флокуляции сшитой полимерно-глинисто-кварцевой системы (ПГКС) в высокопроницаемых зонах пласта и увеличение фильтрационного сопротивления флокулянта приводит к перераспределению фильтрационных потоков. Последующее нагнетание вытесняющего агента (воды) способствует извлечению нефти из низкопроницаемых неохваченных вытеснением зон пласта.As a result of injection, particles of clay slurry and silica sand entering the formation begin to interact with the free functional groups of polyacrylamide with a crosslinker; as a result, the crosslinked polymer-clay-quartz system (PHC) flocculates in highly permeable zones of the formation and an increase in the filtration resistance of the flocculant leads to a redistribution of filtration streams. Subsequent injection of the displacing agent (water) helps to extract oil from low-permeability unplanned areas of the formation.
В качестве сшивающего агента, вводимого в ПГКС, используют хромокалиевые квасцы по ГОСТ 4162-79, ацетат хрома по ТУ 6-09-5380-88, бихромат калия по ГОСТ 2652-78, бихромат натрия по ГОСТ 2651-88 с концентрацией от 0,1% до 0,6%. Количество частично гидролизованного полиакриламида, глинистой суспензии, кварцевого песка и сшивающего агента берут в зависимости от удельной приемистости скважин и толщины пласта. Путем подбора концентраций реагентов можно регулировать время гелеобразования и проводить перераспределение потоков в любой зоне неоднородного пласта. В качестве глинопорошка используется модифицированный бентонитовый глинопорошок марки ПМБА. Перед проведением закачки проверяется скважина на трех режимах с построением индикаторной кривой для оценки характера промытых зон и трещин. Объем, концентрация компонентов и темп закачки выбирается в зависимости от проведенных исследований. Для доказательства соответствия заявленного как изобретение приводим конкретные примеры осуществления способа. Экспериментальные работы проведены на одном из месторождений Западной Сибири, на скважине №713.As a cross-linking agent introduced into PHC, chromium potassium alum is used according to GOST 4162-79, chromium acetate according to TU 6-09-5380-88, potassium dichromate according to GOST 2652-78, sodium dichromate according to GOST 2651-88 with a concentration of 0, 1% to 0.6%. The amount of partially hydrolyzed polyacrylamide, clay slurry, silica sand and a crosslinking agent is taken depending on the specific injectivity of the wells and the thickness of the formation. By selecting the concentrations of the reagents, it is possible to control the gelation time and redistribute the flows in any zone of the heterogeneous formation. As a clay powder, a modified bentonite clay powder of the PMBA brand is used. Before the injection, the well is tested in three modes with the construction of an indicator curve to assess the nature of the washed zones and cracks. The volume, concentration of components and the rate of injection is selected depending on the studies. To prove compliance with the claimed invention, we give specific examples of the method. Experimental work was carried out at one of the fields in Western Siberia, at well No. 713.
В начале закачивается смесь 0,30%-ного водного раствора полиакриламида и 0,6%-ного сшивателя - бихромата калия не выше давления нагнетания, продавливается оторочкой воды в объеме НКТ и дополнительно до 5 м3 в пласт. Вторым этапом закачивается 10%-ная смесь модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка в 0,005%-ном водном растворе полиакриламида с вязкостью на 10% выше вязкости пластовой воды - соответственно 0,55 сП (раствора) и 0,5 сП (воды), при давлении выше давления нагнетания на 30%. Закачка суспензии глины и кварцевого песка производится по схеме - вначале концентрация глины и концентрация песка в соотношении 10:1, с последующим увеличением концентрации песка до соотношения 1:2, в зависимости от изменения приемистости и давления нагнетания в процессе закачки. Далее идет продавка оторочки воды в объеме одного объема НКТ и дополнительно до 5 м3 в пласт. Количество последующих чередующих циклов зависит от результатов исследований индикаторной кривой, изменения приемистости и давления нагнетания в процессе закачки.At the beginning, a mixture of a 0.30% aqueous solution of polyacrylamide and a 0.6% crosslinker, potassium dichromate, not higher than the injection pressure, is pumped, squeezed by the rim of the water in the tubing and an additional 5 m 3 into the formation. The second stage injects a 10% mixture of modified bentonite clay powder and quartz sand in a 0.005% aqueous solution of polyacrylamide with a viscosity 10% higher than the viscosity of produced water - 0.55 cP (solution) and 0.5 cP (water), respectively, at pressure above discharge pressure by 30%. The suspension of clay and quartz sand is injected according to the scheme - first, the clay concentration and sand concentration are in a ratio of 10: 1, followed by an increase in sand concentration to a ratio of 1: 2, depending on the change in injectivity and injection pressure during the injection process. Next is the sale of water rims in the amount of one tubing volume and an additional 5 m 3 into the reservoir. The number of subsequent alternating cycles depends on the results of studies of the indicator curve, changes in injectivity and discharge pressure during the injection process.
В процессе поиска известных решений не обнаружено вышепредложенного технического решения при разработке нефтяных трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после ГРП, охваченных заводнением. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявленного способа как изобретение.In the process of searching for known solutions, the above technical solution was not found in the development of oil fractured and porous formations with artificially created fractures after hydraulic fracturing covered by water flooding. This allows us to conclude that the claimed method as an invention.
Предложенная совокупность признаков разработанного способа обеспечивает эффективное перераспределение фильтрационных потоков в объеме пласта за счет повышенной вязкости закачиваемых суспензий. Воздействие на пласт с целью регулирования разработки нефтяного месторождения осуществляется в результате протекания следующих процессов. При совместной закачке водного раствора полимера и смешенных дисперсных глинисто-песочных частиц происходит существенное увеличение стабильности суспензии и увеличение ее вязкости. Стабилизированная полимером более стойкая суспензия смеси дисперсных частиц способна фильтроваться в объем пласта по наиболее проницаемым водопромытым интервалам и трещинам, в том числе и образованных после ГРП, не осаждаясь на забое скважины. При этом за счет более глубокого проникновения дисперсных частиц в пласт и вязкостных свойств стабилизированной полимером суспензии происходит перераспределение фильтрационных потоков и подключение к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.The proposed set of features of the developed method provides an effective redistribution of filtration flows in the reservoir volume due to the increased viscosity of the injected suspensions. The impact on the reservoir in order to regulate the development of the oil field is carried out as a result of the following processes. With the joint injection of an aqueous polymer solution and mixed dispersed clay-sand particles, a significant increase in the stability of the suspension and an increase in its viscosity occur. A polymer-stabilized, more stable suspension of a mixture of dispersed particles is able to filter into the reservoir volume at the most permeable water-washed intervals and fractures, including those formed after hydraulic fracturing, without being deposited on the bottom of the well. At the same time, due to the deeper penetration of dispersed particles into the formation and the viscous properties of the polymer stabilized suspension, redistribution of filtration flows occurs and the formation of stagnant and slightly drained zones of the formation is connected.
Использование разработанного способа позволяет эффективно регулировать разработку нефтяных месторождений заводнением с целью увеличения нефтеотдачи пластов.Using the developed method allows you to effectively regulate the development of oil fields by water flooding in order to increase oil recovery.
Предложенный способ может быть использован для воздействия на пласты с различными коллекторскими свойствами, включая в первую очередь трещиноватые и(или) пористые с искусственно созданными трещинами после ГРП, за счет этого достигается более равномерное вытеснение нефти из пласта, что способствует увеличению нефтеотдачи.The proposed method can be used to act on formations with various reservoir properties, including primarily fractured and (or) porous with artificially created cracks after hydraulic fracturing, due to this a more uniform displacement of oil from the reservoir is achieved, which helps to increase oil recovery.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009137096/03A RU2398102C1 (en) | 2009-10-08 | 2009-10-08 | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009137096/03A RU2398102C1 (en) | 2009-10-08 | 2009-10-08 | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2398102C1 true RU2398102C1 (en) | 2010-08-27 |
Family
ID=42798797
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009137096/03A RU2398102C1 (en) | 2009-10-08 | 2009-10-08 | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2398102C1 (en) |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2456439C1 (en) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells |
RU2473798C1 (en) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of well formation |
RU2507386C2 (en) * | 2011-12-13 | 2014-02-20 | Дамир Мидхатович Сахипов | Method of increasing oil recovery of fractured and porous beds with induced fractures after breakdown |
RU2528805C1 (en) * | 2013-03-05 | 2014-09-20 | Гайдар Тимергалеевич Апасов | Method of increasing oil yield in inhomogeneous, highly-flooded, porous and fractured-porous, low- and high-temperature productive stratum |
RU2536070C1 (en) * | 2013-08-19 | 2014-12-20 | Тимергалей Кабирович Апасов | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools |
RU2605218C2 (en) * | 2014-11-06 | 2016-12-20 | Дамир Мидхатович Сахипов | Method of increasing oil recovery of fractured, well permeable, average-permeable porous beds and beds with artificially created cracks after hydraulic fracturing-fhf |
RU2627502C1 (en) * | 2016-02-12 | 2017-08-08 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Development method of non-homogeneous oil formation with use of polymer-dispersed composition |
RU2743157C1 (en) * | 2020-03-23 | 2021-02-15 | Павел Владимирович Химченко | Method of increasing oil recovery |
-
2009
- 2009-10-08 RU RU2009137096/03A patent/RU2398102C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2456439C1 (en) * | 2011-01-11 | 2012-07-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells |
RU2473798C1 (en) * | 2011-10-12 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing of well formation |
RU2507386C2 (en) * | 2011-12-13 | 2014-02-20 | Дамир Мидхатович Сахипов | Method of increasing oil recovery of fractured and porous beds with induced fractures after breakdown |
RU2528805C1 (en) * | 2013-03-05 | 2014-09-20 | Гайдар Тимергалеевич Апасов | Method of increasing oil yield in inhomogeneous, highly-flooded, porous and fractured-porous, low- and high-temperature productive stratum |
RU2536070C1 (en) * | 2013-08-19 | 2014-12-20 | Тимергалей Кабирович Апасов | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools |
RU2605218C2 (en) * | 2014-11-06 | 2016-12-20 | Дамир Мидхатович Сахипов | Method of increasing oil recovery of fractured, well permeable, average-permeable porous beds and beds with artificially created cracks after hydraulic fracturing-fhf |
RU2627502C1 (en) * | 2016-02-12 | 2017-08-08 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Development method of non-homogeneous oil formation with use of polymer-dispersed composition |
RU2743157C1 (en) * | 2020-03-23 | 2021-02-15 | Павел Владимирович Химченко | Method of increasing oil recovery |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2398102C1 (en) | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr | |
CN105062444A (en) | High temperature swellable granule plugging agent and preparation method thereof | |
EA008533B1 (en) | Method of selecting polymer gel-forming composition for increase oil recovery and carrying out water-shutoff operation | |
RU2507386C2 (en) | Method of increasing oil recovery of fractured and porous beds with induced fractures after breakdown | |
RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
CN105385429A (en) | Heterogeneous system for oil displacement or profile control of heterogeneous reservoirs and preparation method for heterogeneous system | |
RU2608137C1 (en) | Method of development of inhomogeneous oil formation | |
RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
RU2579093C1 (en) | Method for repeated hydraulic fracturing | |
RU2605218C2 (en) | Method of increasing oil recovery of fractured, well permeable, average-permeable porous beds and beds with artificially created cracks after hydraulic fracturing-fhf | |
RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
RU2131022C1 (en) | Method of treatment of injection wells | |
RU2090746C1 (en) | Method for regulation of development of oil deposits by waterflooding | |
RU2125648C1 (en) | Method for increasing oil recovery from oil deposit | |
RU2530007C2 (en) | Method of oil pool development | |
RU2391489C2 (en) | Method of formation absorption zone isolation | |
RU2162142C2 (en) | Method of developing oil formations nonuniform in permeability | |
RU2302519C2 (en) | Method for watered non-uniform oil reservoir permeability treatment | |
RU2250989C1 (en) | Oil deposit extraction method | |
RU2217575C2 (en) | Way to seal off flooded sections of formation | |
RU2770192C1 (en) | Acid composition for treatment of the bottomhole zone of a high-temperature carbonate reservoir | |
RU2266398C2 (en) | Reservoir oil recovery enhancement method | |
RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
RU2267602C1 (en) | Oil reservoir development method | |
RU2347896C1 (en) | Oil field development method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20111009 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20130627 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151009 |