RU2508446C1 - Method of development of heterogeneous-layer oil deposits - Google Patents
Method of development of heterogeneous-layer oil deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2508446C1 RU2508446C1 RU2012142623/03A RU2012142623A RU2508446C1 RU 2508446 C1 RU2508446 C1 RU 2508446C1 RU 2012142623/03 A RU2012142623/03 A RU 2012142623/03A RU 2012142623 A RU2012142623 A RU 2012142623A RU 2508446 C1 RU2508446 C1 RU 2508446C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- agent
- water
- wells
- formation
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородных обводненных пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for producing oil from heterogeneous flooded formations at a late stage of oil field development.
Известен способ селективной изоляции притока пластовых вод в нефтяные скважины, предусматривающий закачку водорастворимых полимеров акрилового ряда [Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации скважин. - М. Недра, с.31]. Механизм изоляции пластовых вод основан на взаимодействии акриловых полимеров с многовалентными солями пластовых вод или адсорбции полимеров на породе. Однако этот способ применим только при изоляции пластовых высокоминерализованных вод хлоркальциевого типа.A known method for the selective isolation of the influx of formation water into oil wells, involving the injection of water-soluble polymers of acrylic series [Kleshenko II, Grigoryev AV, Telkov AP Insulation work during completion and operation of wells. - M. Nedra, p.31]. The mechanism of isolation of formation water is based on the interaction of acrylic polymers with multivalent salts of formation water or the adsorption of polymers on the rock. However, this method is applicable only for the isolation of highly saline water of calcium chloride type.
Известен способ ограничения вод притока в скважину, включающий последовательную закачку водного раствора силиката натрия и отвердителя - [SU, №1423726, Е21В 33/12, 1988]. При этом водный раствор силиката натрия вступает в реакцию с отвердителем - раствором соляной кислоты, в результате которой образуется высоковязкий гель, который затем превращается в твердообразное вещество - кремнезоль, закупоривающий поры.A known method of limiting the flow of water into the well, including the sequential injection of an aqueous solution of sodium silicate and hardener - [SU, No. 1423726, ЕВВ 33/12, 1988]. In this case, an aqueous solution of sodium silicate reacts with a hardener - a solution of hydrochloric acid, which results in the formation of a highly viscous gel, which then turns into a solid substance - silica sol, clogging the pores.
К недостаткам этого способа относится, то, что в процессе закачки происходит преждевременное и неравномерное смешение закачиваемых растворов, с образованием блокирующего экрана вблизи линии нагнетания и даже в стволе скважины. В результате состав не доходит до места назначения и не достигается широкого охвата обводненных зон пласта.The disadvantages of this method include the fact that during the injection process premature and uneven mixing of the injected solutions occurs, with the formation of a blocking screen near the injection line and even in the wellbore. As a result, the composition does not reach its destination and wide coverage of flooded zones of the formation is not achieved.
Наиболее близким аналогом изобретения является способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений (РФ, №2128768, Е21В 43/22, 1999 г.), применяемый при обработке призабойных зон добывающих или нагнетательных скважин с целью изоляции водопритоков в добывающие скважины и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, а также при изоляции заколонных перетоков в скважинах и при ликвидации старых скважин. По способу закачивают изолирующий агент через нагнетательные скважины, отбирают нефть через добывающие скважины. При обводнении добывающих скважин в скважины закачивают изолирующий агент на основе силиката натрия и соляной кислоты. Скважину выдерживают в течение суток и запускают в работу.The closest analogue of the invention is a method for developing stratified heterogeneous oil fields (RF, No. 2128768, ЕВВ 43/22, 1999), used in the treatment of bottom-hole zones of production or injection wells in order to isolate water inflows into production wells and to align the injectivity profile of injection wells as well as during isolation of annular overflows in wells and during the liquidation of old wells. According to the method, an insulating agent is pumped through injection wells, oil is taken through production wells. When watering producing wells, an isolating agent based on sodium silicate and hydrochloric acid is pumped into the wells. The well is maintained during the day and put into operation.
Недостатком способа является низкая эффективность изоляции, малое время гелеобразования, низкая прочность (30Па) и опасность выпадения осадков солей кремниевой кислоты при встрече гелеобразующего состава с высокоминерализованными пластовыми водами.The disadvantage of this method is the low insulation efficiency, short gelation time, low strength (30Pa) and the danger of precipitation of silicic acid salts when the gel-forming composition meets highly mineralized formation waters.
В изобретении решается техническая задача повышения эффективности изоляции за счет увеличения времени гелеобразования, увеличения прочности геля.The invention solves the technical problem of increasing the efficiency of insulation by increasing the gelation time, increasing the strength of the gel.
Задача решается тем, что в способе разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, закачку в нагнетательные или добывающие скважины при обводнении добывающих скважин изолирующего агента на основе силиката натрия и кислоты, выдержку скважин в течение суток и запуск их в работу, согласно предлагаемому изобретению предварительно, перед закачкой изолирующего агента в пласт, закачивают оторочку пресной воды в объеме, обеспечивающем несмешение пластовой воды с изолирующим агентом до времени его загелевания, но не менее одного объема НКТ, выдержку осуществляют после продавки агента в пласт а в качестве изолирующего агента используют гелеобразующую композицию в следующем составе, масс.%:The problem is solved in that in a method for developing stratified heterogeneous oil fields, which includes injecting a working agent through injection wells, taking oil through production wells, injecting an insulating agent based on sodium silicate and acid, flooding the producing wells with an insulating agent, holding the wells in during the day and putting them into operation, according to the invention, first, before pumping the insulating agent into the formation, a rim of fresh water is pumped in volume, ensuring which does not mix formation water with an insulating agent until the time of gelation, but not less than one volume of tubing, the exposure is carried out after the agent is pushed into the formation, and a gelling composition in the following composition is used as an insulating agent, wt.%:
Таким образом, предлагаемый способ отличается от аналога новизной состава и способом закачки состава в пласт. Дополнительное введение ацетата хрома к кислотно-гелеобразующей системе (силикат натрия + сульфаминовая кислота) приводит к еще большему упрочнению системы. Это происходит за счет образования комплексов между отрицательно заряженными силикат ионами и трехвалетным катионом хрома в трехмерном виде. Таким образом гель образуется за счет водородных связей с кремниевой кислотой, упрочняется пространственными силикат ацетатными комплексами.Thus, the proposed method differs from the analogue of the novelty of the composition and the method of pumping the composition into the reservoir. The additional introduction of chromium acetate to the acid-gel-forming system (sodium silicate + sulfamic acid) leads to further hardening of the system. This occurs due to the formation of complexes between negatively charged silicate ions and the trivalent chromium cation in three-dimensional form. Thus, the gel is formed due to hydrogen bonds with silicic acid, hardened by spatial silicate acetate complexes.
Кроме того, отличием от прототипа и новизной способа является способ закачки, заключающийся в предварительном закачивании в пласт оторочки пресной воды для оттеснения минерализованных пластовых вод, с целью предотвращения выпадения осадков при реакции солей металлов с силикат ионами по схеме:In addition, the difference from the prototype and the novelty of the method is the injection method, which consists in preliminary pumping fresh water rims into the reservoir to displace mineralized formation water, in order to prevent precipitation during the reaction of metal salts with silicate ions according to the scheme:
Na2Si3O7+CaCl2=CaSi3O7|+2NaClNa 2 Si 3 O 7 + CaCl 2 = CaSi 3 O 7 | + 2NaCl
Na2Si3O7+MgCl2=MgSi3O7|+2NaClNa 2 Si 3 O 7 + MgCl 2 = MgSi 3 O 7 | + 2NaCl
Объем оторочки пресной воды подбирают таким образом, чтобы во время проталкивания в пласт изолирующего агента, вследствие образования «языков», композиция не смешивалась бы с минерализованной пластовой водой до окончания срока гелеобразования. Для этого объем оторочки пресной воды берут не менее одного объема НКТ, чем больше этот объем, тем лучше получаемый изоляционный эффект.The volume of the rim of fresh water is selected so that during pushing into the reservoir an insulating agent, due to the formation of “tongues”, the composition would not mix with mineralized formation water until the gelation period expires. For this, the volume of fresh water rim takes at least one volume of tubing, the larger this volume, the better the obtained insulation effect.
Для определения оптимального соотношения реагентов были проведены опыты с различными соотношениями компонентов.To determine the optimal ratio of reagents, experiments were carried out with different ratios of components.
Использовался порошкообразный силикат натрия, высушенный на распылительной сушилке завода ОАО «Дубитель» с модулем 2,95. Сульфаминовая кислота (САК) применялась 15%-ной концентрации с плотностью 1,083 г/см3 Powdered sodium silicate was used, dried on a spray dryer of the Dubitel OJSC plant with a 2.95 module. Sulfamic acid (SAK) was applied at a 15% concentration with a density of 1.083 g / cm 3
Ацетат хрома (AX) использовался в виде 10%-ного раствора с плотностью 1,039 г/см3.Chromium acetate (AX) was used as a 10% solution with a density of 1.039 g / cm 3 .
Моноэтаноламин (МЭА) брали в товарной неразбавленной форме.Monoethanolamine (MEA) was taken in commercial undiluted form.
В основном исследования проводились с изолирующими агентами, содержащими в своем составе 5-7% силиката натрия, при которых получается достаточная прочность геля (1000-7000 Па) при требуемом времени загелевания (10-20 часов).The studies were mainly conducted with insulating agents containing 5-7% sodium silicate, in which sufficient gel strength (1000-7000 Pa) was obtained with the required gelation time (10-20 hours).
По данным проведенных лабораторных работ построены графики зависимости времени начала гелеобразования и прочности полученного геля от концентрации сульфаминовой кислоты (САК) рисунок 1.According to the data of the laboratory work, graphs were plotted against the time of gelation onset and the strength of the gel obtained on the concentration of sulfamic acid (SAA) Figure 1.
Как видно из рисунка, при увеличении содержания сульфаминовой кислоты в растворе, прочность изолирующего агента увеличивается, а время начала гелеобразования уменьшается, поэтому для получения достаточно прочных гелей с требуемым временем гелеобразования необходимо выбрать оптимальную концентрацию сульфаминовой кислоты, что составляет от 0,8% до 1,6% масс.As can be seen from the figure, with an increase in the content of sulfamic acid in the solution, the strength of the insulating agent increases and the start time of gelation decreases, therefore, to obtain sufficiently strong gels with the required gelation time, it is necessary to choose the optimal concentration of sulfamic acid, which is from 0.8% to 1 6% of the mass.
При содержании САК более 1,6% масс. резко сокращается время гелеобразования, хотя прочность имеет высокие показатели. При уменьшении количества САК менее 0,8 образование геля идет медленно, но снижаются прочностные характеристики.When the content of NAO more than 1.6% of the mass. sharply reduced gelation time, although the strength is high. With a decrease in the amount of NAO less than 0.8, the gel formation is slow, but the strength characteristics decrease.
Как видно из рисунка, по сравнению с прототипом у заявляемого состава время гелеобразования увеличивается в 2,28 раз, а прочность увеличивается в 230 раз.As can be seen from the figure, in comparison with the prototype of the inventive composition, the gel time increases by 2.28 times, and the strength increases by 230 times.
Таким образом, поставленная техническая задача в заявляемом изобретении считается решенной.Thus, the technical task in the claimed invention is considered solved.
Пример осуществления заявляемого способа на добывающей скважине. Глубина скважины 3500 м, НКТ спущено на 3250 м, толщина продуктивного пласта 2,5 м.An example implementation of the proposed method on a production well. The depth of the well is 3500 m, the tubing is lowered to 3250 m, the thickness of the reservoir is 2.5 m.
Готовится 25 м3 водоизолирующего агента следующего состава: 6,4% силиката натрия, 0,7% ацетата хрома, 1,064% САК, 2,5% МЭА и 89, 366% воды.Preparing 25 m 3 of a water-insulating agent of the following composition: 6.4% sodium silicate, 0.7% chromium acetate, 1.064% NAO, 2.5% MEA and 89, 366% water.
Первоначально в НКТ подается 25 м3 пресной воды. Вслед за пресной водой производится закачка 25 м3 водоизолирующего агента (2,5 объема НКТ). Затем в НКТ подается 10 м3 продавочной жидкости (в качестве которой применяется пресная вода) и весь предыдущий объем жидкостей продавливается в пласт. Скважина на сутки оставляется на затвердевание геля, затем приступают к процессу освоения.Initially, 25 m 3 of fresh water is supplied to the tubing. Following fresh water, 25 m 3 of an insulating agent (2.5 volumes of tubing) is pumped. Then, 10 m 3 of squeezing fluid (which uses fresh water) is supplied to the tubing and the entire previous volume of fluids is forced into the reservoir. The well is left for a day to solidify the gel, then proceed to the development process.
Пример осуществления заявляемого способа на нагнетательной скважине. Глубина скважины 3000 м, трубы нагнетания спущены на 2900 м, мощность принимающего пласта 1,5 м.An example implementation of the proposed method on an injection well. The depth of the well is 3000 m, the discharge pipes are lowered to 2900 m, the thickness of the receiving formation is 1.5 m.
Готовится 15 м3 водоизолирующего агента, содержащего 6,7% масс. силиката натрия, 0,82% масс. ацетата хрома, 0,85% сульфаминовой кислоты и 1,50% моноэтаноламина и 90,13% воды.Prepares 15 m 3 water-insulating agent containing 6.7% of the mass. sodium silicate, 0.82% of the mass. chromium acetate, 0.85% sulfamic acid and 1.50% monoethanolamine and 90.13% water.
В нагнетательные трубы первоначально подается 20 м3 оторочки пресной воды (два объема труб), следом закачивается 15 м3 водоизолирующего агента. Вся эта смесь продавливается в пласт продавочной жидкостью (пресная вода) в объеме нагнетательных труб 10 м3. Скважина оставляется на 24 часа на «схватывание», затем возобновляется работа по нагнетанию воды.Initially, 20 m 3 of fresh water rims (two volumes of pipes) are initially fed into the discharge pipes, followed by 15 m 3 of an insulating agent. All this mixture is squeezed into the reservoir by squeezing liquid (fresh water) in the volume of injection pipes of 10 m 3 . The well is left for “setting” for 24 hours, then work on pumping water resumes.
Применение предлагаемого способа позволит успешно разрабатывать неоднородные по проницаемости, обводненные залежи при одновременном увеличении коэффициента нефтеотдачи и снижения обводненности продукции.The application of the proposed method will allow you to successfully develop heterogeneous permeability, waterlogged deposits while increasing the coefficient of oil recovery and reducing water cut of the product.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012142623/03A RU2508446C1 (en) | 2012-10-05 | 2012-10-05 | Method of development of heterogeneous-layer oil deposits |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012142623/03A RU2508446C1 (en) | 2012-10-05 | 2012-10-05 | Method of development of heterogeneous-layer oil deposits |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2508446C1 true RU2508446C1 (en) | 2014-02-27 |
Family
ID=50152231
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012142623/03A RU2508446C1 (en) | 2012-10-05 | 2012-10-05 | Method of development of heterogeneous-layer oil deposits |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2508446C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2704662C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for isolating water influx into well |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4081029A (en) * | 1976-05-24 | 1978-03-28 | Union Oil Company Of California | Enhanced oil recovery using alkaline sodium silicate solutions |
SU1423726A1 (en) * | 1986-08-28 | 1988-09-15 | Государственный научно-исследовательский и проектный институт по освоению месторождений нефти и газа "Гипроморнефтегаз" | Method of temporary isolation of hole bottom-adjoining zone of formation |
US5268112A (en) * | 1990-12-21 | 1993-12-07 | Union Oil Company Of California | Gel-forming composition |
RU2124124C1 (en) * | 1997-06-05 | 1998-12-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "НОМАК" | Method for isolation of water-permeable bed |
RU2128768C1 (en) * | 1998-08-13 | 1999-04-10 | О.Р.С. Ойл Рекавери Сервисез Лимитед | Method for development of stratified non-uniform oil deposits |
RU2304706C2 (en) * | 2005-10-10 | 2007-08-20 | Вера Викторовна Живаева | Method of controlling development of nonuniform oil formation |
RU2377399C2 (en) * | 2008-02-26 | 2009-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Oil reservoir production method |
RU2397195C1 (en) * | 2008-03-31 | 2010-08-20 | Государственное научное учреждение "Институт механики металлополимерных систем имени В.А. Белого Национальной академии наук Беларуси" | Gel-forming compositions for well water sealing |
-
2012
- 2012-10-05 RU RU2012142623/03A patent/RU2508446C1/en active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4081029A (en) * | 1976-05-24 | 1978-03-28 | Union Oil Company Of California | Enhanced oil recovery using alkaline sodium silicate solutions |
SU1423726A1 (en) * | 1986-08-28 | 1988-09-15 | Государственный научно-исследовательский и проектный институт по освоению месторождений нефти и газа "Гипроморнефтегаз" | Method of temporary isolation of hole bottom-adjoining zone of formation |
US5268112A (en) * | 1990-12-21 | 1993-12-07 | Union Oil Company Of California | Gel-forming composition |
RU2124124C1 (en) * | 1997-06-05 | 1998-12-27 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "НОМАК" | Method for isolation of water-permeable bed |
RU2128768C1 (en) * | 1998-08-13 | 1999-04-10 | О.Р.С. Ойл Рекавери Сервисез Лимитед | Method for development of stratified non-uniform oil deposits |
RU2304706C2 (en) * | 2005-10-10 | 2007-08-20 | Вера Викторовна Живаева | Method of controlling development of nonuniform oil formation |
RU2377399C2 (en) * | 2008-02-26 | 2009-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Oil reservoir production method |
RU2397195C1 (en) * | 2008-03-31 | 2010-08-20 | Государственное научное учреждение "Институт механики металлополимерных систем имени В.А. Белого Национальной академии наук Беларуси" | Gel-forming compositions for well water sealing |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2704662C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for isolating water influx into well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2456439C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
CN100591742C (en) | Method of raising oil deposit crude petroleum recovery ratio | |
US3656550A (en) | Forming a barrier between zones in waterflooding | |
CN109577909A (en) | A kind of extra permeability oilfield selectivity frothy gel water plugging and profile controlling method | |
CN110671085B (en) | Horizontal well acidizing process based on composite acid system | |
RU2286446C1 (en) | Acid well bottom zone treatment method | |
CN105062444A (en) | High temperature swellable granule plugging agent and preparation method thereof | |
US2807324A (en) | Method of increasing oil recovery | |
CN108456511A (en) | A kind of layer is interior to generate CO2System and its application | |
RU2508446C1 (en) | Method of development of heterogeneous-layer oil deposits | |
RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
RU2661973C2 (en) | Method of leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells | |
RU2515675C1 (en) | Isolation method of water influx to oil producer | |
RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
RU2495902C1 (en) | Sealing mud and method of sealing influx of reservoir fluid or gas | |
RU2397195C1 (en) | Gel-forming compositions for well water sealing | |
RU2616893C1 (en) | Method for limiting water influx in producing oil wells | |
CN109294540A (en) | A kind of profile control agent of oil deposit deep part and preparation method thereof of resistance to high mine degree | |
RU2536529C1 (en) | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir | |
RU2425209C2 (en) | Treatment method of carbonate and carbonate-containing formations (versions) | |
CN103497748B (en) | A kind ofly the envelope of stratum residual polymer is utilized to alter agent and envelope alters method | |
RU2536070C1 (en) | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools | |
RU2614997C1 (en) | Method of water inflow limitation in fractured carbone reservoirs | |
RU2169261C1 (en) | Method of formation of temporary barrier in filter zone of development well and equalization of injectivity profile of injection wells | |
RU2307146C2 (en) | Compound for isolation of watered oil collectors |