RU2527996C1 - Composition for shutoff of water influx to oil producers - Google Patents
Composition for shutoff of water influx to oil producers Download PDFInfo
- Publication number
- RU2527996C1 RU2527996C1 RU2013130691/03A RU2013130691A RU2527996C1 RU 2527996 C1 RU2527996 C1 RU 2527996C1 RU 2013130691/03 A RU2013130691/03 A RU 2013130691/03A RU 2013130691 A RU2013130691 A RU 2013130691A RU 2527996 C1 RU2527996 C1 RU 2527996C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- composition
- fatty acids
- model
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым для изоляции притока воды в добывающие нефтяные скважины.The invention relates to the oil industry, in particular to compositions used to isolate the influx of water into producing oil wells.
Известен состав для изоляции притока пластовых вод в скважину и способ его получения (см. а.с. СССР №872734, кл. Е21В 43/32, опубл. Бюл. №38 от 15.10.1981 г.). Состав содержит водный раствор диэтаноламида жирных кислот с 10-16 углеродными атомами и дисперсную фазу - парафин, который в расплавленном виде эмульгируют в нагретом выше температуры плавления парафина водном растворе эмульгатора с последующим естественным охлаждением полученной прямой эмульсии до отвердения дисперсной фазы.A known composition for isolating the influx of formation water into the well and a method for its production (see AS USSR No. 872734, class E21B 43/32, publ. Bull. No. 38 dated 10/15/1981). The composition contains an aqueous solution of fatty acid diethanolamide with 10-16 carbon atoms and a dispersed phase - paraffin, which is emulsified in molten form in an aqueous emulsifier solution heated above the melting point of paraffin, followed by natural cooling of the resulting direct emulsion until the dispersed phase solidifies.
При закачивании в скважину указанного водопарафинового состава пористая среда становится насыщенной не только водой, но и выделившимся парафином, снижающим фазовую проницаемость. Однако при использовании указанного состава для изоляции притока пластовых вод в скважину во время закачки полученной суспензии парафина в пласте будет происходить закупорка призабойной зоны отфильтрованным парафином с последующим образованием корки парафина и ростом давления. В результате из-за недостаточной глубины проникновения парафиновой фазы в призабойную зону не будет достигнута необходимая эффективность работ.When pumping the specified water-paraffin composition into the well, the porous medium becomes saturated not only with water, but also with the released paraffin, which reduces the phase permeability. However, when using this composition to isolate the influx of formation water into the well during injection of the resulting paraffin slurry into the formation, blockage of the bottomhole zone with filtered paraffin will occur, followed by the formation of a paraffin crust and pressure increase. As a result, due to insufficient depth of penetration of the paraffin phase into the bottomhole zone, the required work efficiency will not be achieved.
Известен способ ограничения водопритока и водонефтяная эмульсия, используемая в способе (см. а.с. №726305, кл. Е21В 33/138, опубл. Бюл. №13 от 05.04.1980 г.), включающий закачку в пласт гидрофильной водонефтяной эмульсии, содержащей водный раствор диэтаноламида жирных кислот с 10-16 углеродными атомами и дисперсную фазу - нефть.A known method of limiting water inflow and oil-water emulsion used in the method (see AS No. 726305, class E21B 33/138, publ. Bull. No. 13 from 04/05/1980), including the injection into the reservoir of a hydrophilic oil-water emulsion, containing an aqueous solution of diethanolamide fatty acids with 10-16 carbon atoms and a dispersed phase - oil.
Недостатком данного способа является обводнение скважин за короткий срок из-за недостаточной вязкости выделившейся при распаде эмульсии нефти.The disadvantage of this method is the watering of wells in a short period of time due to insufficient viscosity released during the decay of the oil emulsion.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ ограничения водопритока в эксплуатационные скважины (см. патент RU №2221130, Е21В 33/138, опубл. 10.01.2004 г.), содержащий водный раствор диэтаноламида жирных кислот с 10-16 углеродными атомами и парафин в качестве дисперсной фазы. Closest to the proposed invention is a method of limiting water inflow into production wells (see patent RU No. 2221130, ЕВВ 33/138, published January 10, 2004) containing an aqueous solution of fatty acid diethanolamide with 10-16 carbon atoms and paraffin as dispersed phase.
Указанный способ можно взять в качестве прототипа.The specified method can be taken as a prototype.
Недостатком прототипа является низкая селективность и фазовая неустойчивость изолирующего состава, что сказывается в конечном счете на эффективности ограничения водопритока.The disadvantage of the prototype is the low selectivity and phase instability of the insulating composition, which ultimately affects the effectiveness of limiting water inflow.
Техническим результатом заявленного изобретения является повышение эффективности проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах за счет использования гомогенного состава селективного действия к водонасыщенным участкам терригенных и карбонатных коллекторов.The technical result of the claimed invention is to increase the efficiency of waterproofing works in producing wells through the use of a homogeneous composition of selective action to water-saturated areas of terrigenous and carbonate reservoirs.
Поставленный технический результат решается за счет того, что состав включает в себя амиды жирных кислот и пресную воду.The technical result is solved due to the fact that the composition includes amides of fatty acids and fresh water.
Новым является то, что состав в качестве амидов жирных кислот содержит этаноламиды жирных кислот с 12-18 углеродными атомами, в который дополнительно включены вторичные и многоатомные спирты при следующем соотношении компонентов, мас.%:New is that the composition as fatty acid amides contains ethanolamides of fatty acids with 12-18 carbon atoms, which additionally includes secondary and polyhydric alcohols in the following ratio of components, wt.%:
Этаноламиды жирных кислот 40…50.Ethanolamides of fatty acids 40 ... 50.
Вторичный спирт 10…20.Secondary alcohol 10 ... 20.
Многоатомные спирты 10…20.Polyols 10 ... 20.
Пресная вода - остальное.Fresh water is the rest.
Состав экологически безопасен и может быть приготовлен в виде концентрата и доведен, перед использованием, до товарного вида пресной водой. В качестве сырья для производства могут быть использованы:The composition is environmentally friendly and can be prepared in the form of a concentrate and brought, before use, to its presentation with fresh water. As raw materials for production can be used:
Парафины пр-ва ОАО Химпром (г. Волгоград);Paraffins produced by JSC Khimprom (Volgograd);
Олефины пр-ва ОАО Нижнекамскнефтехим (г. Нижнекамск);Olefins produced by OAO Nizhnekamskneftekhim (Nizhnekamsk);
Этаноламины пр-ва ОАО Казаньоргсинтез (г. Казань) или ООО Синтез-ОКА (г. Дзержинск);Ethanolamines produced by Kazanorgsintez OJSC (Kazan) or Sintez-OKA LLC (Dzerzhinsk);
Этаноламиды синтетических жирных кислот пр-ва ЗАО НПО «Татхимпродукт» (г. Казань);Ethanolamides of synthetic fatty acids produced by NPO Tathimprodukt CJSC (Kazan);
Изопропанол пр-ва ОАО «Синтез» (г. Дзержинск);Isopropanol produced by Synthesis OJSC (Dzerzhinsk);
Изобутанол пр-ва Завод Бутиловых Спиртов ЗАО «Сибур-Химпром» (г. Пермь);Isobutanol, produced by Butyl Alcohol Plant CJSC Sibur-Khimprom (Perm);
Моно-, ди-, триэтиленгликоли пр-ва ОАО Нижнекамскнефтехим (г. Нижнекамск) или ОАО Казаньоргсинтез (г. Казань).Mono-, di-, triethylene glycols produced by OAO Nizhnekamskneftekhim (Nizhnekamsk) or OAO Kazanorgsintez (Kazan).
Механизм селективного действия заявленного состава основан на избирательном образовании закупоривающего изоляционного экрана при контакте с пластовой водой. В нефтенасыщенных интервалах при контакте с нефтью состав не формирует изоляционный материал. Таким образом, композиция сама «находит» в пласте зону притока пластовой воды в скважину и блокирует его.The selective action mechanism of the claimed composition is based on the selective formation of a clogging insulating screen in contact with formation water. In oil saturated intervals, when in contact with oil, the composition does not form an insulating material. Thus, the composition itself “finds” in the formation a zone of formation water inflow into the well and blocks it.
Эффективность состава достигается избирательной изоляцией обводненных интервалов нефтяного пласта, блокированием водонасыщенных (обводненных, промытых) интервалов пласта и сохранением проницаемости нефтенасыщенных, при закачке реагента по всей толщине перфорированного пласта как в вертикальных, наклонных, так и в скважинах с горизонтальными стволами.The effectiveness of the composition is achieved by selective isolation of the waterlogged intervals of the oil reservoir, blocking of the water-saturated (waterlogged, washed) intervals of the reservoir and maintaining the permeability of the oil-saturated, while injecting the reagent throughout the entire thickness of the perforated reservoir both in vertical, inclined, and in wells with horizontal bores.
Совокупность отличительных признаков заявленного состава приводит к повышению гидродинамического сопротивления в промытых заводнением зонах пласта и позволяет создавать необходимые депрессии для извлечения нефти из менее проницаемых пропластков.The combination of distinctive features of the claimed composition leads to an increase in hydrodynamic resistance in the zones of the formation washed by water flooding and allows you to create the necessary depressions to extract oil from less permeable layers.
Для подтверждения эффективности применения состава были проведены исследования на четырех моделях нефтяного пласта с параметрами, представленными в таблице.To confirm the effectiveness of the composition, studies were conducted on four models of the oil reservoir with the parameters presented in the table.
В лабораторных условиях свойства заявленного состава исследовались на одиночных моделях пласта с остаточной нефтенасыщенностью, представляющих собой металическую трубку длиной 330 мм и диаметром 33 мм, заполненную молотой породой. Для создания реликтовой водонасыщенности модели под вакуумом насыщались пластовой водой. Для создания начальной нефтенасыщенности пластовую воду из порового пространства вытесняли нефтью. Вытеснение проводили до полной стабилизации фильтрационных характеристик на выходе из пористой среды. При создании остаточной нефтенасыщенности модели подключались к напорной емкости и проводилось вытеснение нефти из порового пространства модели пластовой водой. Вытеснение нефти проводили до полной обводненности продукции на выходе модели. Все этапы эксперимента проводились при температуре 26°C.In laboratory conditions, the properties of the claimed composition were studied on single reservoir models with residual oil saturation, representing a metal tube 330 mm long and 33 mm in diameter, filled with ground rock. To create relict water saturation, the models were saturated with formation water under vacuum. To create the initial oil saturation, formation water from the pore space was replaced by oil. The displacement was carried out until the filtration characteristics were completely stabilized at the outlet of the porous medium. When creating residual oil saturation, the models were connected to the pressure vessel and oil was displaced from the pore space of the model with formation water. Oil displacement was carried out until the water cut at the output of the model. All stages of the experiment were carried out at a temperature of 26 ° C.
После создания остаточной нефтенасыщенности в поровом пространстве модели нефтяного пласта, в соответствии с постановкой задачи в эксперименте, с обратной стороны был введен состав в объеме 10% от порового объема модели. В составе содержится N-(2-гидроксиэтил)амид пальмитиновой кислоты (40%), изопропанол (20%), этиленгликоль (20%) и вода (20%). После ввода реагента было продолжено вытеснение нефти пластовой водой в первоначальном направлении. При проведении экспериментов в модели №3 и №4 реагент продавливался в пористую среду пластовой водой в объеме 10% от объема пор модели.After creating the residual oil saturation in the pore space of the oil reservoir model, in accordance with the statement of the problem in the experiment, a composition of 10% of the pore volume of the model was introduced from the reverse side. The composition contains palmitic acid N- (2-hydroxyethyl) amide (40%), isopropanol (20%), ethylene glycol (20%) and water (20%). After the introduction of the reagent, the displacement of oil by formation water in the initial direction was continued. When conducting experiments in models No. 3 and No. 4, the reagent was pressed into the porous medium with formation water in the amount of 10% of the pore volume of the model.
Проведено четыре эксперимента:Four experiments were carried out:
Модель №1 карбонатная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирущей карбонатные отложения.Model No. 1 carbonate was saturated with formation water and oil, selected from a well operating carbonate deposits.
Модель №2 терригенная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирущей карбонатные отложения.Terrigenous model No. 2 was saturated with formation water and oil taken from a well operating carbonate deposits.
Модель №3 карбонатная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирущей терригенные отложения.Model No. 3 carbonate was saturated with formation water and oil taken from a well operating terrigenous deposits.
Модель №4 терригенная насыщалась пластовой водой и нефтью, отобранными из скважины, эксплуатирущей терригенные отложения.Terrigenous model No. 4 was saturated with formation water and oil taken from a well operating terrigenous deposits.
По экспериментально полученным графикам на фиг.1-4 показано изменение проницаемости моделей пласта по воде при вытеснении нефти пластовой водой, вводе реагента и дальнейшей фильтрации пластовой воды в направлении вытеснения.According to the experimentally obtained graphs, Figs. 1-4 show a change in the permeability of formation models by water when oil is displaced by formation water, reagent is introduced and further formation water is filtered in the direction of displacement.
При анализе представленной таблицы и графиков на фиг.1-4 видим снижение проницаемости моделей от 1,85 раз (модель №4) до практически полного затухания фильтрации (модель №3).When analyzing the presented table and graphs in figures 1-4, we see a decrease in the permeability of the models from 1.85 times (model No. 4) to almost complete filter attenuation (model No. 3).
Более стабильные результаты получены при моделировании с использованием пластовой воды и нефти, отобранной из скважины, эксплуатирующей карбонатные отложения (модели №1, 2), снижение проницаемости по воде составило 6,6-6,8 раз.More stable results were obtained when modeling using produced water and oil taken from a well operating carbonate deposits (models No. 1, 2), the decrease in water permeability was 6.6-6.8 times.
Таким образом, проведенные лабораторные исследования показали, что предлагаемый реагент приводит к снижению проницаемости по воде модели пласта.Thus, laboratory studies have shown that the proposed reagent leads to a decrease in water permeability of the reservoir model.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Предлагаемый состав был использован для ограничения притока воды в добывающую скважину №1380 Дачного месторождения ОАО «Иделойл». Скважина №1380 эксплуатирует верейский горизонт среднего карбона с обводненностью добываемой продукции 95%. После закачки в продуктивный пласт 5 м3 состава обводненность снизилась до 6,7%, при этом дебит скважины по нефти увеличился в 2 раза. Эффект увеличения дебита по нефти и по снижению обводненности в скважине продолжается с марта 2011 года по настоящее время.The proposed composition was used to limit the influx of water into the production well No. 1380 of the Dachnoye field of OAO IDELOIL. Well 1380 operates the Verey horizon of middle carbon with a water cut of 95%. After pumping 5 m 3 of the composition into the reservoir, the water cut decreased to 6.7%, while the oil production rate increased by 2 times. The effect of increasing oil production and reducing water cut in the well lasts from March 2011 to the present.
Состав прост и технологичен, обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи обводненных пластов как в вертикальных, наклонных, так и в скважинах с горизонтальными стволами, в т.ч. находящихся в поздней стадии разработки.The composition is simple and technologically advanced, it is highly effective for enhancing oil recovery in flooded formations both in vertical, deviated, and in wells with horizontal shafts, including are in a late stage of development.
где Vпор - объем пор модели нефтяного пласта, см3;where V then - the pore volume of the oil reservoir model, cm 3 ;
kабс - абсолютная проницаемость (по газу), мкм2;k abs - absolute permeability (gas), μm 2 ;
kвод - проницаемость модели по воде, начальная, мкм2;k water — model water permeability, initial, μm 2 ;
Sн - максимальная (начальная) нефтенасыщенность (объем пор модели, занятый нефтью), %;S n - maximum (initial) oil saturation (pore volume of the model occupied by oil),%;
kнеф - проницаемость модели по нефти, мкм2;k nef - oil permeability of the model, μm 2 ;
Sост - нефтенасыщенность модели после вытеснения водой (в % от начальной нефтенасыщенности), %;S ost - oil saturation of the model after displacement by water (in% of the initial oil saturation),%;
kвод.ост.н/н - проницаемость модели с остаточной нефтенасыщенностью по воде, мкм2;k water.ost.n / n - the permeability of the model with residual oil saturation in water, μm 2 ;
Sост.кон - нефтенасыщенность модели после воздействия реагентом и дальнейшего вытеснения водой (в % от начальной нефтенасыщенности), %;S ost.con - oil saturation of the model after exposure to the reagent and further displacement with water (in% of the initial oil saturation),%;
kвод.кон - проницаемость модели после воздействия реагентом и дальнейшего вытеснения водой, мкм.k vod.kon - permeability of the model after exposure to the reagent and further displacement with water, microns.
Claims (1)
Этаноламиды жирных кислот 40-50.
Вторичный спирт 10-20.
Многоатомные спирты 10-20.
Пресная вода - остальное. Composition for isolating the influx of water into producing oil wells, including fatty acid amides and fresh water, characterized in that the composition contains fatty acid ethanolamides with 12-18 carbon atoms, which additionally includes secondary and polyhydric alcohols in the following ratio components, wt.%:
Ethanolamides of fatty acids 40-50.
Secondary alcohol 10-20.
Polyols 10-20.
Fresh water is the rest.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013130691/03A RU2527996C1 (en) | 2013-07-03 | 2013-07-03 | Composition for shutoff of water influx to oil producers |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013130691/03A RU2527996C1 (en) | 2013-07-03 | 2013-07-03 | Composition for shutoff of water influx to oil producers |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2527996C1 true RU2527996C1 (en) | 2014-09-10 |
Family
ID=51540203
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013130691/03A RU2527996C1 (en) | 2013-07-03 | 2013-07-03 | Composition for shutoff of water influx to oil producers |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2527996C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2669213C1 (en) * | 2017-12-27 | 2018-10-09 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки "Федеральный исследовательский центр "Казанский научный центр Российской академии наук" | Composition for insulation of water inflow to producing oil wells and intensification of oil production |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1994018431A1 (en) * | 1993-02-12 | 1994-08-18 | Chevron Research And Technology Company, A Division Of Chevron U.S.A. Inc. | Enhanced oil recovery method employing a high temperature brine tolerant foam-forming composition |
RU2068086C1 (en) * | 1994-11-15 | 1996-10-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью фирма "Интойл" | Method for treatment of bottom-hole formation zone |
RU2220999C1 (en) * | 2002-05-14 | 2004-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Composition for production and transport of crude oil and a method for preparation thereof |
RU2221130C1 (en) * | 2002-05-13 | 2004-01-10 | Открытое акционерное общество "Управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин" ОАО "УПНП и КРС" | Technique limiting water inflow into production well |
RU2504571C2 (en) * | 2011-09-21 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Composition for prevention of hydrate salt depositions and corrosion |
-
2013
- 2013-07-03 RU RU2013130691/03A patent/RU2527996C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1994018431A1 (en) * | 1993-02-12 | 1994-08-18 | Chevron Research And Technology Company, A Division Of Chevron U.S.A. Inc. | Enhanced oil recovery method employing a high temperature brine tolerant foam-forming composition |
RU2068086C1 (en) * | 1994-11-15 | 1996-10-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью фирма "Интойл" | Method for treatment of bottom-hole formation zone |
RU2221130C1 (en) * | 2002-05-13 | 2004-01-10 | Открытое акционерное общество "Управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин" ОАО "УПНП и КРС" | Technique limiting water inflow into production well |
RU2220999C1 (en) * | 2002-05-14 | 2004-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Composition for production and transport of crude oil and a method for preparation thereof |
RU2504571C2 (en) * | 2011-09-21 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Composition for prevention of hydrate salt depositions and corrosion |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2669213C1 (en) * | 2017-12-27 | 2018-10-09 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки "Федеральный исследовательский центр "Казанский научный центр Российской академии наук" | Composition for insulation of water inflow to producing oil wells and intensification of oil production |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA002840B1 (en) | Use of oil and gas field chemicals | |
US9334717B2 (en) | Enhanced oil recovery method | |
GB2442002A (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
RU2527996C1 (en) | Composition for shutoff of water influx to oil producers | |
RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
RU2397195C1 (en) | Gel-forming compositions for well water sealing | |
RU2527053C1 (en) | Development method of fractured-porous types of reservoirs | |
RU2608137C1 (en) | Method of development of inhomogeneous oil formation | |
RU2090746C1 (en) | Method for regulation of development of oil deposits by waterflooding | |
RU2669213C1 (en) | Composition for insulation of water inflow to producing oil wells and intensification of oil production | |
RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
RU2088752C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
RU2665494C2 (en) | Method for shut off of watered intervals of productive formations in horizontal wells at fields with low-permeable reservoirs | |
HU197065B (en) | Method for increasing the recovery of vertically heterogeneous petroleum reservoirs working by gas drive | |
RU2581854C1 (en) | Water-flooding of formation with surfactant of ultra low concentration | |
RU2290504C1 (en) | Method for controlling water-flooding front of oil formations | |
RU2168617C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
RU2818629C1 (en) | Method for acid treatment of bottom-hole zone of production wells of carbonate reservoir of bashkirian stage with underlying water for intensification of oil production | |
RU2386664C1 (en) | Composition for increasing oil production | |
RU2079641C1 (en) | Method of waterflooding oil formation | |
RU2119048C1 (en) | Method for treatment of nonuniform oil bed | |
RU2576726C1 (en) | Reduction method of water influx to wells | |
RU2429268C1 (en) | High-efficiency process liquid for oil industry vtzh rmd-5 | |
RU2405020C2 (en) | Compound for isolation of water inflow in gas wells |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180806 Effective date: 20180806 |
|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180807 Effective date: 20180807 |
|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180808 Effective date: 20180808 |