RU2422628C1 - Control method of water flooding of non-homogeneous reservoir beds of deposits of minefields by means of cross-linked polymer systems with filler - Google Patents
Control method of water flooding of non-homogeneous reservoir beds of deposits of minefields by means of cross-linked polymer systems with filler Download PDFInfo
- Publication number
- RU2422628C1 RU2422628C1 RU2009148563/03A RU2009148563A RU2422628C1 RU 2422628 C1 RU2422628 C1 RU 2422628C1 RU 2009148563/03 A RU2009148563/03 A RU 2009148563/03A RU 2009148563 A RU2009148563 A RU 2009148563A RU 2422628 C1 RU2422628 C1 RU 2422628C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- filler
- cross
- polymer systems
- linked polymer
- water flooding
- Prior art date
Links
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к добывающей промышленности и может быть использовано для повышения отдачи залежей, разрабатываемых с использованием заводнения.The invention relates to the mining industry and can be used to increase the return of deposits developed using water flooding.
Многочисленные геофизические, гидродинамические, индикаторные и другие промысловые исследования указывают на то, что одним из важных факторов, влияющих на эффективность разработки нефтяных месторождений с использованием заводнения, является геологическая неоднородность продуктивного разреза. Даже при незначительной неоднородности пласта по мощности или площади (вертикальная и зональная неоднородность), наличии относительно маловязкой нефти, ускоренными темпами вырабатываются пропластки с повышенной проницаемостью в разрезе. При этом, как правило, менее проницаемые пропластки разрабатываются более медленными темпами или вовсе не вовлекаются в разработку.Numerous geophysical, hydrodynamic, indicator and other field studies indicate that one of the important factors affecting the efficiency of oil field development using water flooding is the geological heterogeneity of the productive section. Even with a slight heterogeneity of the reservoir in terms of power or area (vertical and zonal heterogeneity), the presence of relatively low viscosity oil, interlayers with increased permeability in the section are produced at an accelerated pace. In this case, as a rule, less permeable layers are being developed at a slower pace or not at all involved in the development.
Методы математического и физического моделирования, а также широкие промысловые исследования позволили установить возможность повышения эффективности разработки залежей при заводнении с помощью оторочек водоизолирующих реагентов, закачиваемых в нагнетательные скважины.Methods of mathematical and physical modeling, as well as extensive field studies, have made it possible to increase the efficiency of reservoir development during water flooding using rims of water-insulating reagents pumped into injection wells.
Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2205946), включающий закачку в пласт водной суспензии на основе полиакриламида, бентонитовой глины и соединения хрома и водной суспензии на основе древесной муки, конденсированной сульфит-спиртовой барды и бихромата калия.A known method of developing an oil deposit (patent RU No. 2205946), which includes injecting into the formation an aqueous suspension based on polyacrylamide, bentonite clay and a chromium compound and an aqueous suspension based on wood flour, condensed sulphite-alcohol stillage and potassium dichromate.
Известен способ разработки неоднородных нефтяных пластов (патент RU №2313665), включающий заводнение, циклическую закачку в пласт компонентов полимердисперсной системы, содержащей полиакриламид, глинопорошок, соединение хрома и воду, отличающийся тем, что в качестве глинопорошка используют модифицированный бентонитовый глинопорошок, при этом первоначально закачивают 4-6%-ную суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка в 0,04-0,12%-ном водном растворе полиакриламида, продавливают ее в пласт буферным объемом воды и выдерживают в течение 1-3 ч, затем последовательно закачивают 1-6%-ную суспензию модифицированного бентонитового глинопорошка. в воде, содержащей 0,005-0,015% соединения хрома, при давлении на 10-40% выше давления нагнетания воды, и смесь 0,07-0,25%-ного водного раствора полиакриламида и 0,033-0,1%-ного раствора соединения хрома при давлении нагнетания воды.A known method for the development of heterogeneous oil reservoirs (patent RU No. 2313665), including flooding, cyclic injection into the reservoir of components of a polymer dispersed system containing polyacrylamide, clay powder, a chromium compound and water, characterized in that the modified bentonite clay powder is used as the clay powder; 4-6% suspension of modified bentonite clay powder in a 0.04-0.12% aqueous solution of polyacrylamide, push it into the reservoir with a buffer volume of water and incubated for 1-3 hours, then 1-6% suspension of modified bentonite clay powder is subsequently pumped. in water containing 0.005-0.015% chromium compound, at a pressure of 10-40% higher than the water injection pressure, and a mixture of 0.07-0.25% aqueous solution of polyacrylamide and 0.033-0.1% solution of chromium compound at water injection pressure.
Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений (патент RU №2346151), включающий закачку гелеобразующего состава на основе полисахарида, соединения поливалентного металла, воды и технологическую выдержку для гелеобразования, в качестве полисахарида используют гуаровую камедь, в качестве указанного соединения - оксид цинка в присутствии ацетата хрома в минерализованной воде по одному варианту и в качестве указанного соединения - оксид магния в присутствии ацетата хрома как в пресной, так и в минерализованной воде по другому варианту, а выдержку осуществляют от 3 до 5 суток, при соотношении компонентов, мас.%: гуаровая камедь 0,2-0,5, оксид цинка 0,03-0,05 и ацетат хрома 0,02-0,1 или оксид магния 0,02-0,04 и ацетат хрома 0,01-0,12, вода - остальное в вариантах соответственно.A known method of regulating the development of oil fields (patent RU No. 2346151), including the injection of a gelling composition based on a polysaccharide, a compound of a polyvalent metal, water and technological exposure for gelation, guar gum is used as a polysaccharide, zinc oxide in the presence of chromium acetate is used as the specified compound in mineralized water, according to one embodiment, and as said compound, magnesium oxide in the presence of chromium acetate in both fresh and mineralized water according to another option, and exposure is carried out from 3 to 5 days, with a ratio of components, wt.%: guar gum 0.2-0.5, zinc oxide 0.03-0.05 and chromium acetate 0.02-0.1 or oxide magnesium 0.02-0.04 and chromium acetate 0.01-0.12, water - the rest in options, respectively.
Известен способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах (патент RU №2169258), включающий закачку в пласт изолирующего состава на основе полимеров, сшивателя и воды, в качестве изолирующего состава используют дисперсию в воде карбоксиметилцеллюлозы, полиакриламида и сшивателя при соотношении компонентов, мас.%: карбоксиметилцеллюлоза 0,1-3,0, полиакриламид 0,005-0,5, сшиватель 0,01-0,2, вода - остальное, при этом изолирующий состав до гелеобразования продавливают в пласт на расстояние, обеспечивающее исключение влияния депрессии на гель до безопасного уровня. Причем при высоких приемистостях скважины изолирующий состав дополнительно содержит наполнитель в количестве 0,5-10,0 мас.%.There is a method of aligning the injection profile in injection and limiting water inflow in producing wells (patent RU No. 2169258), which includes injecting into the formation an insulating composition based on polymers, a crosslinker and water, using a dispersion of water of carboxymethyl cellulose, polyacrylamide and a crosslinking agent in the ratio of components , wt.%: carboxymethyl cellulose 0.1-3.0, polyacrylamide 0.005-0.5, a crosslinker 0.01-0.2, water - the rest, while the insulating composition is pushed into the formation at a distance to gel The clear exception is the effect of depression on the gel to a safe level. Moreover, at high injectivity of the well, the insulating composition additionally contains filler in an amount of 0.5-10.0 wt.%.
Наиболее близким аналогом является способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта (патент RU №2279540), включающий закачку в нагнетательную скважину одновременно водного раствора, содержащего полиакриламид ПАА со сшивателем, и водного раствора, содержащего поверхностно-активное вещество ПАВ и хлористый кальций, а затем закачку водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, и закачку вытесняющего агента - воды. В качестве водного раствора, содержащего ПАА со сшивателем, используют водный раствор состава, %: ПАА 0,1-0,5, сшиватель - ацетат хрома 0,01-0,05, вода - остальное, а в качестве водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, - водный раствор состава, %: неионогенное ПАВ 1,0 - 5,0, хлористый кальций 1,5-3,5, вода - остальное.The closest analogue is a method for regulating the development of a heterogeneous oil reservoir (patent RU No. 2279540), which involves injecting into an injection well an aqueous solution containing PAA polyacrylamide with a crosslinker, and an aqueous solution containing a surfactant surfactant and calcium chloride, and then injecting an aqueous a solution containing surfactant and calcium chloride, and injection of a displacing agent - water. As an aqueous solution containing PAA with a crosslinker, use an aqueous solution of the composition,%: PAA 0.1-0.5, crosslinker - chromium acetate 0.01-0.05, water - the rest, and as an aqueous solution containing surfactant and calcium chloride, an aqueous solution of the composition,%: nonionic surfactant 1.0 - 5.0, calcium chloride 1.5-3.5, water - the rest.
Недостатком является то, глина, имеющаяся в пласте под воздействием хлористого кальция, набухает, что приводит к закупорке каналов и трещин в скважине.The disadvantage is that the clay present in the formation under the influence of calcium chloride swells, which leads to blockage of channels and cracks in the well.
Целью изобретения является уменьшение количества побочных эффектов использования сшитых полимерных систем.The aim of the invention is to reduce the number of side effects of the use of crosslinked polymer systems.
Цель достигается за счет того, что в качестве наполнителя используют 0,7% раствор углекислого кальция. При этом закачку системы в скважину осуществляют порциями. В первой порции закачивают полиакриламид со сшивателем, в качестве которого используют ацетат хрома, во второй - 0,7% раствор углекислого кальция. Далее с промежутком на выдержку осуществляют до 12 циклов закачки смеси в том же порядке, но с увеличением количества углекислого кальция на 0,01% в каждом цикле.The goal is achieved due to the fact that 0.7% calcium carbonate solution is used as a filler. In this case, the system is injected into the well in portions. In the first portion, polyacrylamide is pumped with a crosslinker, which is used as chromium acetate, in the second - 0.7% calcium carbonate solution. Then, with an interval of exposure, up to 12 cycles of pumping the mixture are carried out in the same order, but with an increase in the amount of calcium carbonate by 0.01% in each cycle.
В результате достигается однородное распределение смеси, благодаря чему обводнение скважины остается регулируемым и обратимым. Исключается закупорка каналов скважины, упрощается очистка скважины от шламов.As a result, a uniform distribution of the mixture is achieved, so that the water cut of the well remains adjustable and reversible. Blocking of the borehole channels is eliminated, and well cleaning from sludge is simplified.
Осуществление изобретенияThe implementation of the invention
Перед закачкой смеси определяют приемистость скважины. Далее полиакриламид смешивают с ацетатом хрома в устройстве закачки, после чего смесь подают в скважину. Далее в скважину закачивают 0,7% раствор углекислого кальция. После выдержки снова осуществляют циклы закачки в том же порядке, но с увеличением количества углекислого кальция на 0,01% в каждом цикле.Before pumping the mixture determine the injectivity of the well. Next, the polyacrylamide is mixed with chromium acetate in the injection device, after which the mixture is fed into the well. Next, 0.7% calcium carbonate solution is pumped into the well. After exposure, injection cycles are again carried out in the same order, but with an increase in the amount of calcium carbonate by 0.01% in each cycle.
ПримерExample
Объемы закачки и состав смеси для приемистости скважины 200 м3/сут.Injection volumes and composition of the mixture for injectivity of the well 200 m 3 / day.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009148563/03A RU2422628C1 (en) | 2009-12-25 | 2009-12-25 | Control method of water flooding of non-homogeneous reservoir beds of deposits of minefields by means of cross-linked polymer systems with filler |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009148563/03A RU2422628C1 (en) | 2009-12-25 | 2009-12-25 | Control method of water flooding of non-homogeneous reservoir beds of deposits of minefields by means of cross-linked polymer systems with filler |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2422628C1 true RU2422628C1 (en) | 2011-06-27 |
Family
ID=44739236
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009148563/03A RU2422628C1 (en) | 2009-12-25 | 2009-12-25 | Control method of water flooding of non-homogeneous reservoir beds of deposits of minefields by means of cross-linked polymer systems with filler |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2422628C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2528343C1 (en) * | 2013-05-06 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method of water influx isolation and limitation to horizontal wells |
RU2722488C1 (en) * | 2019-11-26 | 2020-06-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability |
RU2739272C1 (en) * | 2020-02-07 | 2020-12-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-технологический центр "СамараНИПИнефть", сокращенно ООО "ИТЦ "СамараНИПИнефть" | Enhanced oil recovery method of bed |
-
2009
- 2009-12-25 RU RU2009148563/03A patent/RU2422628C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2528343C1 (en) * | 2013-05-06 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method of water influx isolation and limitation to horizontal wells |
RU2722488C1 (en) * | 2019-11-26 | 2020-06-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability |
RU2739272C1 (en) * | 2020-02-07 | 2020-12-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-технологический центр "СамараНИПИнефть", сокращенно ООО "ИТЦ "СамараНИПИнефть" | Enhanced oil recovery method of bed |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2382185C1 (en) | Method for injection well infectivity profile aligning and water in-flow limitation for production well (versions) | |
RU2456439C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
RU2285785C1 (en) | Injectivity profile control method for injection well and water influx restriction method for producing well | |
CN102816558A (en) | Plugging agent for deep profile control and water plugging and preparation method thereof | |
RU2422628C1 (en) | Control method of water flooding of non-homogeneous reservoir beds of deposits of minefields by means of cross-linked polymer systems with filler | |
CN101531890A (en) | Preparation method of profile control agent for oil field deep temporary blocking | |
RU2424426C1 (en) | Procedure for development of non-uniform reservoir | |
RU2483092C1 (en) | Composition of polysaccharide gel for killing of high-temperature wells | |
RU2309248C1 (en) | Oil field development method | |
RU2661973C2 (en) | Method of leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells | |
RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
CN113136185A (en) | Organic water plugging gel for low-temperature hypersalinity oil reservoir | |
RU2722488C1 (en) | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability | |
RU2283423C1 (en) | Water flow isolation method | |
RU2608137C1 (en) | Method of development of inhomogeneous oil formation | |
RU2169258C1 (en) | Method of equalization of injectivity profile in injection wells and restriction of water inflows to producing wells | |
RU2610961C1 (en) | Justification method of input profile in injection well | |
RU2616893C1 (en) | Method for limiting water influx in producing oil wells | |
RU2719699C1 (en) | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability | |
RU2431741C1 (en) | Procedure for development of non-uniform reservoir | |
RU2387806C1 (en) | Method of bottomhole support in sand wells | |
RU2693101C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
RU2704168C1 (en) | Method of water influx isolation in well | |
RU2711202C2 (en) | Method of limiting water influx in gas wells with abnormally low formation pressure | |
RU2375557C1 (en) | Method of injection wells input profile alignment and production wells water flow limitation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20111226 |