RU2547025C1 - Method of development of oil deposits with nonuniform permeability (versions) - Google Patents
Method of development of oil deposits with nonuniform permeability (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2547025C1 RU2547025C1 RU2014116217/03A RU2014116217A RU2547025C1 RU 2547025 C1 RU2547025 C1 RU 2547025C1 RU 2014116217/03 A RU2014116217/03 A RU 2014116217/03A RU 2014116217 A RU2014116217 A RU 2014116217A RU 2547025 C1 RU2547025 C1 RU 2547025C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- suspension
- surfactant
- solution
- injection
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, а именно повышению нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений.The invention relates to the oil industry, in particular, to methods for developing heterogeneous permeability of oil reservoirs, namely, increasing oil recovery while increasing the coverage of the reservoir by exposure and increasing the efficiency of oil displacement in heterogeneous reservoirs in the late stages of field development.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодическую закачку через нагнетательную скважину оторочек водной дисперсии (пат.RU №2136872, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.09.1999, Бюл. №25). В водной дисперсии в качестве дисперсионной фазы используют смесь глинопорошка и порошка водорастворимого полимера. Водную дисперсию закачивают оторочками. Переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 1-10%. В каждой последующей оторочке уменьшают количество глинопорошка и увеличивают количество порошка водорастворимого полимера. При этом общее уменьшение количества глинопорошка лежит в пределах от 15 до 0 вес. % при увеличении количества порошка водорастворимого полимера в пределах от 0,001 до 1 вес. %. В качестве полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы.There is a method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells, the injection of a working agent through injection wells, and the periodic injection of water dispersion rims through an injection well (Pat. RU No. 2136872, IPC ЕВВ 43/22, published on 09/10/1999, Bull. No. 25). In an aqueous dispersion, a mixture of clay powder and a water-soluble polymer powder is used as the dispersion phase. The aqueous dispersion is injected with rims. The transition from one rim to another is carried out with increasing injection pressure by 1-10%. In each subsequent rim, the amount of clay powder is reduced and the amount of water-soluble polymer powder is increased. Moreover, the total decrease in the amount of clay powder lies in the range from 15 to 0 weight. % with an increase in the amount of powder of a water-soluble polymer in the range from 0.001 to 1 weight. % The polymer used is polyacrylamide or cellulose ethers.
Недостатком данного способа является низкая эффективность извлечения нефти вследствие того, что закачка водной дисперсии вызывает снижение проницаемости промытых зон, а последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов.The disadvantage of this method is the low efficiency of oil recovery due to the fact that the injection of an aqueous dispersion causes a decrease in the permeability of the washed zones, and the subsequent injection of water leads only to partial washing of the oil from the pore channels.
Известен способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающий последовательную закачку через нагнетательные скважины водной системы водорастворимого полимера и глины и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ. В качестве указанного раствора используют смесь неионогенных ПАВ или неионогенного и анионоактивного сульфированного ПАВ в углеводородном растворителе (пат.RU №2487234, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.07.2013, Бюл. №19).A known method of developing a heterogeneous permeability of irrigated oil reservoirs, including sequential injection through injection wells of an aqueous system of a water-soluble polymer and clay and a solution of a surfactant - surfactant. As the specified solution, a mixture of nonionic surfactants or nonionic and anionic sulfonated surfactants in a hydrocarbon solvent is used (Pat. RU No. 2487234, IPC ЕВВ 43/22, published on July 10, 2013, Bull. No. 19).
Недостатком способа является многокомпонентность раствора ПАВ, что создает трудности при использовании способа в промысловых условиях.The disadvantage of this method is the multicomponent solution of a surfactant, which creates difficulties when using the method in commercial conditions.
Известен способ разработки нефтяных залежей, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины полимердисперсной системы в количестве 1-25% объема пор и раствора ПАВ с последующим вытеснением водой (пат.RU №1566820, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.02.1996, Бюл. №16).A known method of developing oil deposits, including the selection of oil through production wells and injection through injection wells of a polymer dispersed system in an amount of 1-25% of the pore volume and surfactant solution, followed by water displacement (Pat. RU No. 1566820, IPC ЕВВ 43/22, publ. 10.02 .1996, Bull. No. 16).
Способ малоэффективен для увеличения нефтеотдачи пластов из-за использования неионогенного ПАВ (НПАВ) с низкими нефтеотмывающими свойствами, обусловленными недостаточно низким межфазным натяжением.The method is ineffective for increasing oil recovery due to the use of nonionic surfactants (nonionic surfactants) with low oil washing properties due to insufficiently low interfacial tension.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающий циклическую закачку водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии и последующее воздействие на пласт водным раствором химреагента (пат.RU №2065947, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.08.1996, Бюл. №20). В качестве химреагента используют раствор, содержащий нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 300 до 580, оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 и растворитель.The closest in technical essence is a method of developing heterogeneous permeability of flooded oil reservoirs, including the cyclic injection of an aqueous solution of partially hydrolyzed polyacrylamide and clay slurry and subsequent exposure of the reservoir to an aqueous solution of a chemical agent (US Pat. No. 2065947, IPC ЕВВ 43/22, publ. 08/27/08 .1996, Bull. No. 20). As a chemical reagent, a solution containing petroleum or synthetic sulfonates with an equivalent weight of 300 to 580, hydroxyethylated alkyl phenols with a degree of hydroxyethylation of 8 to 16, and a solvent are used.
Недостатком способа является низкая технологичность вследствие недостаточно высоких нефтеотмывающих свойств раствора ПАВ, многокомпонентности и высокой вязкости состава, что затрудняет его приготовление в промысловых условиях и закачку в пласт и приводит к низкой нефтеотдаче пластов.The disadvantage of this method is the low processability due to insufficiently high oil washing properties of the surfactant solution, multicomponent composition and high viscosity of the composition, which complicates its preparation in the field and injection into the reservoir and leads to low oil recovery.
Способ также сложен в осуществлении из-за использования чередующейся закачки водного раствора частично гидродролизованного полимера и глинистой суспензии, который не обеспечивает полного блокирования высокопроницаемых обводненных зон и вовлечения в разработку ранее недренируемых пропластков продуктивного пласта за счет выравнивания фронта заводнения и увеличения охвата пластов воздействием. В результате нефтеотдача пласта остается невысокой.The method is also difficult to implement due to the use of alternating injection of an aqueous solution of partially hydrolyzed polymer and clay slurry, which does not completely block highly permeable waterlogged zones and involve previously undrained reservoir layers in the development due to the equalization of the waterflood front and increased formation coverage. As a result, oil recovery remains low.
Техническими задачами предложения являются увеличение нефтеотдачи пласта и расширение технологических возможностей способа.The technical objectives of the proposal are to increase oil recovery and the expansion of technological capabilities of the method.
Технические задачи решаются способом разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающим последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ.Technical problems are solved by the method of developing oil reservoirs heterogeneous in permeability, including the sequential injection of an aqueous suspension of polymer and clay powder and a surfactant solution — surfactant — through the injection well.
Новым является то, что до закачки в пласт указанной суспензии предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией от 0,15 до 40 г/л в качестве ПАВ используют ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, мас.%:It is new that prior to injection of the specified suspension into the formation, the initial injectivity of the injection well is determined at pressure on the water main and water mineralization; in water with mineralization from 0.15 to 40 g / l, surfactants of complex action with a pour point of not higher than are used as surfactants minus 30 ° C with a kinematic viscosity of 35-50 cSt - a water-alcohol solution of a nonionic surfactant-monoalkyl ethers of polyethylene glycol in the following ratio of components, wt.%:
закачку в пласт указанных суспензии и раствора ПАВ комплексного действия осуществляют в объемном соотношении (1-3):1 в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины - при приемистости 200-400 м3/сут - 1-2:1, 400-500 м3/сут - 2-3:1, более 500 м3/сут - 3:1, а между указанными суспензией и раствором указанного ПАВ комплексного действия производят закачку воды с минерализацией от 0,15 до 40 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.%.the specified suspension and solution of a surfactant of complex action are injected into the formation in a volume ratio (1-3): 1, depending on the initial injectivity of the injection well - at an injection rate of 200-400 m 3 / day - 1-2: 1, 400-500 m 3 / day - 2-3: 1, more than 500 m 3 / day - 3: 1, and between the specified suspension and a solution of the specified complex surfactant, water is injected with a salinity of 0.15 to 40 g / l or an aqueous suspension of polyacrylamide with a concentration from 0.0001 to 0.1 wt.%.
Также технические задачи решаются способом разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающим последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ.Also, technical problems are solved by the method of developing heterogeneous permeability of oil reservoirs, including the sequential injection through the injection well of an aqueous suspension of polymer and clay powder and a solution of a surfactant - surfactant.
Новым является то, что до закачки в пласт указанной суспензии предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией от 40 до 300 г/л в качестве ПАВ используют комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% и алкилдиметилбензиламмоний хлорид 10 мас.%, при следующем соотношении компонентов, мас.%:New is that before the injection of the specified suspension into the formation, the initial injectivity of the injection well is determined at pressure on the water main and water mineralization; in water with mineralization from 40 to 300 g / l, a complex surfactant with a pour point of not higher than minus 40 ° is used as a surfactant C containing a complex-acting surfactant with a pour point of no higher than minus 30 ° C and a kinematic viscosity of 35-50 cSt - an aqueous-alcoholic solution of nonionic surfactant monoalkyl ethers of polyethylene glycol 90 wt.% And alkyl dimethylbenzylammonium chloride 10 wt.%, in the following ratio of components, wt.%:
закачку в пласт указанных суспензии и раствора комплексного ПАВ осуществляют в объемном соотношении (1-3): 1 в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе - при приемистости 200-400 м3/сут - 1-2:1, 400-500 м 3/сут - 2-3:1, более 500 м3/сут - 3:1, а между указанными суспензией и раствором комплексного ПАВ производят закачку воды с минерализацией от 40 до 300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.%.the suspension and complex surfactant solution are injected into the formation in a volume ratio (1-3): 1, depending on the initial injectivity of the injection well at a pressure on the water supply - at an injection rate of 200-400 m 3 / day - 1-2: 1, 400- 500 m 3 / day - 2-3: 1, more than 500 m 3 / day - 3: 1, and between the specified suspension and the solution of complex surfactants, water is injected with mineralization from 40 to 300 g / l or an aqueous suspension of polyacrylamide with a concentration of 0.0001 to 0.1 wt.%.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
По первому вариантуAccording to the first option
Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию закачиваемой воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты. Определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), начальной приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ комплексного действия.A section of the injection well is selected and an analysis of its development is carried out. A complex of hydrodynamic and geophysical studies is carried out. The remaining oil reserves are determined by the injection well section, adjusted for horizons and formations. The initial injection rate of the injection well is determined at the pressure on the water supply, the salinity of the injected water, the allowable pressure on the production casing and reservoirs. Production wells are determined that are hydrodynamically coupled to the injection well. Based on the analysis of geological and technological indicators (reservoir permeability, thickness of oil-saturated reservoir, porosity, oil and liquid production rate, water cut of produced products), initial injectivity of an injection well, preliminary injection volumes of an aqueous polymer and clay powder suspension and a complex surfactant solution are calculated.
Приготовление и закачку водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ комплексного действия осуществляют существующими в нефтедобыче стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д.Preparation and injection of an aqueous suspension of polymer and clay powder and a complex surfactant solution is carried out by standard installations of the KUDR type, CA-320, etc., existing in oil production.
Водную суспензию полимера и глинопорошка готовят непосредственно перед закачкой в нагнетательную скважину следующим образом.An aqueous suspension of polymer and clay powder is prepared immediately before injection into the injection well as follows.
В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией от 0,15 до 40 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют полимер в виде порошка. При смешении с водой образуется суспензия, которая подается в смесительную емкость. В эту же емкость с помощью шнекового дозатора подается глинопорошок. Полученную водную суспензию полимера и глинопорошка закачивают через нагнетательную скважину.Polymer in the form of a powder is dosed into the water coming from the water supply from the cluster pump station (SPS) with a salinity of 0.15 to 40 g / l through a funnel with a jet pump using a screw batcher. When mixed with water, a suspension forms, which is fed into the mixing tank. Clay powder is fed into the same container using a screw batcher. The resulting aqueous suspension of polymer and clay powder is pumped through an injection well.
Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ комплексного действия и их концентрации выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе (табл. 1).The volume ratio of the aqueous polymer suspension and clay powder and the complex surfactant solution and their concentration are selected depending on the injectivity of the injection well at a pressure on the water conduit (Table 1).
После закачки водной суспензии полимера и глинопорошка осуществляют закачку воды с минерализацией от 0,15 до 40 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.% в объеме 5-20 м3. Затем закачивают раствор ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля (концентрация водно-спиртового раствора составляет 70 мас.%) в воде с минерализацией от 0,15 до 40 г/л.After injecting an aqueous suspension of polymer and clay powder, water is injected with a salinity of 0.15 to 40 g / l or an aqueous suspension of polyacrylamide with a concentration of 0.0001 to 0.1 wt.% In a volume of 5-20 m 3 . Then, a complex-action surfactant solution with a pour point of not higher than minus 30 ° C and kinematic viscosity of 35-50 cSt is pumped — an aqueous-alcoholic solution of a nonionic surfactant-monoalkyl ethers of polyethylene glycol (the concentration of an aqueous-alcoholic solution is 70 wt.%) In water with a salinity of 0.15 to 40 g / l.
Раствор ПАВ комплексного действия подается дозировочным насосом в нагнетательную линию перед насосом высокого давления с концентрацией от 0,001 до 1,0 мас.%.The complex-action surfactant solution is supplied by the metering pump to the discharge line in front of the high-pressure pump with a concentration of from 0.001 to 1.0 wt.%.
По второму вариантуAccording to the second option
Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, а также добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), начальной приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ.A section of the injection well is selected and an analysis of its development is carried out. A complex of hydrodynamic and geophysical studies is carried out. The remaining oil reserves are determined by the injection well section, adjusted for horizons and formations. The initial injectivity of the injection well is determined at a pressure on the water conduit, the salinity of the water, the permissible pressure on the production casing and reservoirs, as well as production wells that are hydrodynamically connected to the injection well. Based on the analysis of geological and technological parameters (permeability of the reservoir, thickness of the oil-saturated reservoir, porosity, oil and liquid production rate, water cut of the produced product), initial injection rate of the injection well, preliminary volumes of injection of an aqueous suspension of polymer and clay powder and a solution of complex surfactant are calculated.
Приготовление и закачку водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ осуществляют существующими в нефтедобыче стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д.The preparation and injection of an aqueous suspension of polymer and clay powder and a solution of a complex surfactant is carried out by standard installations in the oil industry such as KUDR, CA-320, etc.
Водную суспензию полимера и глинопорошка готовят непосредственно перед закачкой в нагнетательную скважину следующим образом.An aqueous suspension of polymer and clay powder is prepared immediately before injection into the injection well as follows.
В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией от 40 до 300 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют полимер в виде порошка. При смешении с водой образуется суспензия, которая подается в смесительную емкость. В эту же емкость с помощью шнекового дозатора подается глинопорошок. Полученную водную суспензию полимера и глинопорошка закачивают через нагнетательную скважину.Polymer in the form of a powder is dosed into the water coming from the water supply from a cluster pump station (SPS) with a salinity of 40 to 300 g / l, through a funnel with a jet pump using a screw batcher. When mixed with water, a suspension forms, which is fed into the mixing tank. Clay powder is fed into the same container using a screw batcher. The resulting aqueous suspension of polymer and clay powder is pumped through an injection well.
Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ и их концентрации выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе (табл. 1).The volume ratio of the aqueous polymer suspension and clay powder and the complex surfactant solution and their concentration are selected depending on the injectivity of the injection well at a pressure on the water conduit (Table 1).
После закачки водной суспензии полимера и глинопорошка осуществляют закачку воды с минерализацией от 40 до 300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.% в объеме 5-20 м3. Затем закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора составляет 50 мас.%) и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% в воде с минерализацией от 40 до 300 г/л.After injection of an aqueous suspension of polymer and clay powder, water is injected with a salinity of 40 to 300 g / l or an aqueous suspension of polyacrylamide with a concentration of from 0.0001 to 0.1 wt.% In a volume of 5-20 m 3 . Then, a solution of a complex surfactant with a pour point of no higher than minus 40 ° C containing a complex-action surfactant with a pour point of no higher than 30 ° C and a kinematic viscosity of 35-50 cSt is injected — an aqueous-alcoholic solution of nonionic surfactant-monoalkyl ethers of polyethylene glycol 90 wt.% ( the concentration of the water-alcohol solution is 50 wt.%) and the mass fraction of alkyldimethylbenzylammonium chloride is 10 wt.% in water with a salinity of 40 to 300 g / l.
Раствор комплексного ПАВ подается дозировочным насосом в нагнетательную линию перед насосом высокого давления с концентрацией от 0,001 до 1,0 мас.%.The solution of a complex surfactant is fed by a metering pump to the discharge line in front of the high pressure pump with a concentration of from 0.001 to 1.0 wt.%.
Для приготовления водной суспензии полимера и глинопорошка используют следующие реагенты:The following reagents are used to prepare an aqueous suspension of polymer and clay powder:
- в качестве полимера используют полиакриламиды (ПАА) отечественного или импортного производства с молекулярной массой не менее 5×106, со степенью гидролиза в пределах от 5 до 20%, массовая доля основного вещества - не менее 90%;- polyacrylamides (PAA) of domestic or imported production with a molecular weight of at least 5 × 10 6 , with a degree of hydrolysis ranging from 5 to 20%, mass fraction of the main substance of at least 90% are used as a polymer;
- в качестве глинопорошка используют бентонитовые глинопорошки, хорошо набухающие в пресной воде.- bentonite clay powders that swell well in fresh water are used as clay powder.
В качестве ПАВ используют:As a surfactant use:
- ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля, плотность при 20°C 1,06-1,11 г/см3, pH 6-10 ед., внешний вид - прозрачная жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета, массовая доля активного вещества не менее 30 мас.% - водно-спиртовой раствор смеси неионогенных (моноалкилфениловый эфиры полиэтиленгликоля) поверхностно-активных веществ, концентрация водно-спиртового раствора не менее 70 мас.% (для осуществления способа по первому варианту);- A surfactant with a complex action with a pour point of no higher than minus 30 ° C and a kinematic viscosity of 35-50 cSt - an aqueous-alcoholic solution of a nonionic surfactant-monoalkyl ethers of polyethylene glycol, density at 20 ° C 1.06-1.11 g / cm 3 , pH 6-10 units, appearance - a clear liquid from colorless to light yellow in color, the mass fraction of the active substance is not less than 30 wt.% - water-alcohol solution of a mixture of nonionic (monoalkylphenyl ethers of polyethylene glycol) surfactants, the concentration of water-alcohol a solution of at least 70 wt.% (for the method according to the first embodiment);
- комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.%, массовой долей активного вещества не менее 40 мас.% - водно-спиртовой раствор смеси неионогенных (моноалкилфениловый эфиры полиэтиленгликоля) и катионных (алкилдиметилбензиламмоний хлорид) поверхностно-активных веществ, pH 6-9 ед., внешний вид - жидкость от светло-желтого до коричневого цвета, концентрацией водно-спиртового раствора - не менее 50 мас.% (для осуществления способа по второму варианту).- a complex surfactant with a pour point of no higher than minus 40 ° C, containing a complex-action surfactant with a pour point of no higher than 30 ° C and a kinematic viscosity of 35-50 cSt - a water-alcohol solution of nonionic surfactant-monoalkyl ethers of polyethylene glycol 90 wt.% and mass fraction alkyldimethylbenzylammonium chloride 10 wt.%, mass fraction of the active substance at least 40 wt.% - water-alcohol solution of a mixture of nonionic (monoalkylphenyl ethers of polyethylene glycol) and cationic (alkyldimethylbenzylammonium chloride) surfactants, pH 6–9 units, appearance — liquid from light yellow to brown in color, with a concentration of a water-alcohol solution of at least 50 wt.% (for implementing the method according to the second embodiment).
Для оценки нефтеотмывающих свойств раствора комплексного ПАВ использовали показатель - межфазное натяжение растворов комплексных ПАВ на границе «нефть-вытесняющая жидкость» в воде с минерализацией от 0,15 до 300 г/л. Результаты исследований приведены в табл. 2.To assess the oil washing properties of a solution of a complex surfactant, an indicator was used - the interfacial tension of solutions of complex surfactants at the oil-displacing liquid boundary in water with a salinity of 0.15 to 300 g / l. The research results are given in table. 2.
Анализ полученных данных показывает, что предлагаемые растворы комплексных ПАВ (опыты 1, 6, 4, 9, табл. 2) по сравнению с прототипом (опыты 11-14, табл. 2) имеют более низкие значения межфазного натяжения на границе «нефть-вытесняющая жидкость».Analysis of the obtained data shows that the proposed solutions of complex surfactants (experiments 1, 6, 4, 9, table. 2) compared with the prototype (experiments 11-14, table. 2) have lower values of interfacial tension at the oil-displacing interface liquid".
Кроме того, наилучшими нефтеотмывающими свойствами обладает ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля (концентрация водно-спиртового раствора составляет 70 мас.%) в воде с минерализацией от 0,15 до 40 г/л (опыты 1-3, табл. 2), а комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора составляет 50 мас.%) в воде с минерализацией от 40 до 300 г/л (опыты 8-10, табл. 2).In addition, a complex-acting surfactant with a pour point of no higher than minus 30 ° C and a kinematic viscosity of 35-50 cSt has the best oil washing properties — a water-alcohol solution of a nonionic surfactant-monoalkyl ethers of polyethylene glycol (the concentration of an aqueous-alcohol solution is 70 wt.%) In water with a salinity of 0.15 to 40 g / l (experiments 1-3, table. 2), and a complex surfactant with a pour point not higher than minus 40 ° C, containing a complex surfactant with a pour point not higher than 30 ° C and kinematic viscosity 35-50 cSt - water alcohol solution of nonionic surfactant-monoalkyl ethers of polyethylene glycol 90 wt.% and a mass fraction of alkyl dimethylbenzylammonium chloride 10 wt.% (the concentration of an aqueous-alcohol solution is 50 wt.%) in water with a salinity of 40 to 300 g / l (experiments 8-10, table 2).
Также из табл. 2 видно, что комплексные ПАВ обладают низкой вязкостью (опыты 1-10, табл. 2) по сравнению с прототипом (опыты 11, 13, табл. 2). Вследствие этого комплексные ПАВ обладают хорошей проникающей способностью в пласт.Also from the table. 2 shows that complex surfactants have a low viscosity (experiments 1-10, table. 2) compared with the prototype (experiments 11, 13, table. 2). As a result, complex surfactants have good penetration into the reservoir.
Эффективность предлагаемого способа и способа по прототипу в лабораторных условиях оценивалась по двум показателям - остаточному фактору сопротивления (ОФС) и коэффициенту нефтеизвлечения. Эксперименты проводят на моделях пласта, представляющих собой две одинаковые трубки (длиной 0,5 м, площадью поперечного сечения 6,4 см2). Подбором величины зерен кварцевого песка создают необходимую проницаемость каналов модели пласта. Через модель пропускают пресную или минерализованную воду, которую затем замещают нефтью плотностью 0,810-0,890 г/см3. Далее проводят вытеснение нефти водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л с замером на выходе объемов нефти и воды.The effectiveness of the proposed method and the method of the prototype in the laboratory was evaluated by two indicators - the residual resistance factor (OFS) and the oil recovery coefficient. The experiments are carried out on reservoir models, which are two identical tubes (0.5 m long, 6.4 cm 2 cross-sectional area). By selecting the magnitude of the grains of quartz sand create the necessary permeability of the channels of the reservoir model. Fresh or mineralized water is passed through the model, which is then replaced with oil with a density of 0.810-0.890 g / cm 3 . Next, the oil is displaced by water with a salinity of 0.15 to 300 g / l with a measurement of the output of oil and water.
В табл. 3 приведены результаты лабораторных исследований на насыпных физических моделях пласта по определению остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтеизвлечения при последовательной закачке водной суспензии полимера и глинопорошка, воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.% и раствора ПАВ.In the table. Figure 3 shows the results of laboratory studies on bulk physical models of the formation to determine the residual resistance factor and oil recovery coefficient during sequential injection of an aqueous suspension of polymer and clay powder, water with a salinity of 0.15 to 300 g / l or an aqueous suspension of polyacrylamide with a concentration of 0.0001 to 0.1 wt.% And surfactant solution.
Пример 1. В модель пласта закачивают водную суспензию полимера с концентрацией 0,0001 мас.% и глинопорошка с концентрацией 1,0 мас.%. Затем закачивают воду с минерализацией 0,15 г/л в объеме 5% от объема пор и после этого закачивают раствор ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт (концентрация водно-спиртового раствора 70 мас.%) с концентрацией 0,001 мас.%. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 0,15 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 1:1. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 55,3, а остаточный фактор сопротивления - 13,4 (см. табл. 3, опыт 1).Example 1. An aqueous polymer suspension with a concentration of 0.0001 wt.% And clay powder with a concentration of 1.0 wt.% Are pumped into the reservoir model. Then, water with a salinity of 0.15 g / l is pumped into a volume of 5% of the pore volume, and then a complex-acting surfactant solution with a pour point of not higher than minus 30 ° C and a kinematic viscosity of 35-50 cSt (water-alcohol solution concentration of 70 wt. .%) with a concentration of 0.001 wt.%. Oil is replaced by water with a mineralization of 0.15 g / l by pumping water with measurement at the outlet of the volumes of oil and water. The volume ratio of the aqueous polymer suspension and clay powder is 1: 1. The oil recovery factor is 55.3, and the residual resistance factor is 13.4 (see table 3, experiment 1).
Пример 2. В модель пласта закачивают водную суспензию полимера с концентрацией 0,005 мас.% и глинопорошка с концентрацией 8 мас.%. Затем закачивают водную суспензию полиакриламида с концентрацией 0,1 в объеме 10% от объема пор и после этого закачивают раствор ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт (концентрация водно-спиртового раствора 70 мас.%) с концентрацией 0,05 мас.%. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 0,15 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды.Example 2. An aqueous polymer suspension with a concentration of 0.005 wt.% And clay powder with a concentration of 8 wt.% Are pumped into the reservoir model. Then, an aqueous suspension of polyacrylamide with a concentration of 0.1 in a volume of 10% of the pore volume is pumped and then a complex-action surfactant solution with a pour point of not higher than minus 30 ° C and a kinematic viscosity of 35-50 cSt (a concentration of an aqueous-alcohol solution of 70 wt. %) with a concentration of 0.05 wt.%. Oil is replaced by water with a mineralization of 0.15 g / l by pumping water with measurement at the outlet of the volumes of oil and water.
Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 2:1. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 56,8, а остаточный фактор сопротивления - 17,4 (см. табл. 3, опыт 8).The volume ratio of the aqueous polymer suspension and clay powder is 2: 1. The oil recovery coefficient is 56.8, and the residual resistance factor is 17.4 (see table 3, experiment 8).
Пример 3. В модель пласта закачивают водную суспензию полимера с концентрацией 0,0001 мас.% и глинопорошка с концентрацией 1,0 мас.%. Затем закачивают воду с минерализацией 40 г/л в объеме 5% от объема пор и после этого закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора 50 мас.%) с концентрацией 0,001 мас.%. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 40 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 1:1. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 55,5, а остаточный фактор сопротивления - 13,6 (см. табл. 3, опыт 24).Example 3. An aqueous polymer suspension with a concentration of 0.0001 wt.% And clay powder with a concentration of 1.0 wt.% Are pumped into the reservoir model. Then, water with a mineralization of 40 g / l is pumped into a volume of 5% of the pore volume, and then a solution of a complex surfactant with a pour point of not higher than minus 40 ° C and a mass fraction of alkyl dimethylbenzylammonium chloride of 10 wt.% (Concentration of an aqueous-alcoholic solution of 50 wt. %) with a concentration of 0.001 wt.%. Oil is replaced by water with a mineralization of 40 g / l by injection of water with measurement at the output of oil and water volumes. The volume ratio of the aqueous polymer suspension and clay powder is 1: 1. The oil recovery coefficient is 55.5, and the residual resistance factor is 13.6 (see table 3, experiment 24).
Пример 4. В модель пласта закачивают водную суспензию полимера с концентрацией 0,005 мас.% и глинопорошка с концентрацией 8,0 мас.%. Затем закачивают водную суспензию полиакриламида с концентрацией 0,0001 в объеме 5% от объема пор и после этого закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора 50 мас.%) с концентрацией 0,1 мас.%. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 300 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 1:1. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 57,5, а остаточный фактор сопротивления - 16,7 (см. табл. 3, опыт 26).Example 4. An aqueous polymer suspension with a concentration of 0.005 wt.% And clay powder with a concentration of 8.0 wt.% Are pumped into the reservoir model. Then, an aqueous suspension of polyacrylamide with a concentration of 0.0001 in the volume of 5% of the pore volume is pumped, and then a solution of a complex surfactant with a pour point of not higher than minus 40 ° C and a mass fraction of alkyl dimethylbenzylammonium chloride of 10 wt.% (Concentration of an aqueous-alcohol solution of 50 wt. .%) with a concentration of 0.1 wt.%. An additional displacement of oil by water with a salinity of 300 g / l is carried out by injecting water with measuring the output of oil and water. The volume ratio of the aqueous polymer suspension and clay powder is 1: 1. The oil recovery factor is 57.5, and the residual resistance factor is 16.7 (see table 3, experiment 26).
Как видно из приведенных данных табл. 3, предлагаемый способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов более эффективен по сравнению с прототипом.As can be seen from the data table. 3, the proposed method for developing heterogeneous permeability of oil reservoirs is more effective than the prototype.
Примеры конкретного осуществления способа в промысловых условияхExamples of specific implementation of the method in the field
По первому варианту (см. табл. 4, №1)According to the first option (see table. 4, No. 1)
При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным или карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанный с добывающими скважинами, определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию закачиваемой воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты. Начальная приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м3/сут при давлении на водоводе 8,5 МПа. Минерализация закачиваемой воды составляет 0,15 г/л. Комплексный ПАВ выбирают в зависимости от минерализации закачиваемой воды (0,15 г/л). Определяют объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ и концентрации компонентов в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины (табл. 1), которое составляет 1:1.When developing an oil reservoir represented by a terrigenous or carbonate reservoir, geophysical and hydrodynamic studies are performed, a section of the injection well that is hydrodynamically connected to the producing wells is identified, the initial injection rate of the injection well is determined at the pressure on the water pipe, the salinity of the injected water, the permissible pressure on the production string or formations. The initial injection rate of the injection well is 200 m 3 / day at a pressure of 8.5 MPa on the water conduit. The mineralization of the injected water is 0.15 g / l. A complex surfactant is selected depending on the salinity of the injected water (0.15 g / l). The volume ratio of the aqueous polymer and clay powder suspension and the complex surfactant solution and the concentration of components are determined depending on the initial injectivity of the injection well (Table 1), which is 1: 1.
Общий объем водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 125 м3, объем раствора комплексного ПАВ составляет 125 м3. Допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 13,0 МПа.The total volume of an aqueous suspension of polymer and clay powder is 125 m 3 , the volume of a solution of complex surfactant is 125 m 3 . Allowable pressure on the production casing is 13.0 MPa.
Водную суспензию полимера с концентрацией 0,0001 мас.% и глинопорошка с концентрацией 1,0 мас.% готовят непосредственно перед закачкой в пласт. В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией 0,15 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют полиакриламид с концентрацией 0,0001 мас.% в виде порошка. При смешении с водой образуется суспензия, которая подается в смесительную емкость. В эту же емкость с помощью шнекового дозатора подается бентонитовый глинопорошок с концентрацией 1,0 мас.%. Полученную водную суспензию полимера и глинопорошка в объеме 125 м3 закачивают в пласт через нагнетательную скважину.An aqueous suspension of a polymer with a concentration of 0.0001 wt.% And clay powder with a concentration of 1.0 wt.% Is prepared immediately before injection into the reservoir. Polyacrylamide with a concentration of 0.0001 wt.% In the form of a powder is metered into the water coming from the water supply from a cluster pump station (SPS) with a salinity of 0.15 g / l, through a funnel with a jet pump using a screw batcher. When mixed with water, a suspension forms, which is fed into the mixing tank. Bentonite clay powder with a concentration of 1.0 wt.% Is fed into the same tank using a screw batcher. The resulting aqueous suspension of polymer and clay powder in a volume of 125 m 3 is pumped into the reservoir through an injection well.
После закачки водной суспензии полимера и глинопорошка закачивают в пласт водную суспензию полиакриламида с концентрацией 0,0001 мас.% в объеме 10 м3. Затем закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 30°C - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля (концентрация водно-спиртового раствора составляет 70 мас.%) с концентрацией 0,001 мас.% в объеме 125 м3 и продавливают в пласт водой в объеме не менее 10 м3.After the injection of an aqueous suspension of polymer and clay powder, an aqueous suspension of polyacrylamide with a concentration of 0.0001 wt.% In a volume of 10 m 3 is pumped into the formation. Then, a solution of a complex surfactant is injected with a pour point of no higher than minus 30 ° C — an aqueous-alcoholic solution of a nonionic surfactant-monoalkyl ethers of polyethylene glycol (the concentration of an aqueous-alcoholic solution is 70 wt.%) With a concentration of 0.001 wt.% In a volume of 125 m 3 and is forced through into the reservoir with water in a volume of at least 10 m 3 .
Определяют приемистость после обработки нагнетательной скважины (140 м3/сут при давлении закачки 11,0 МПа). Затем подключают скважину под закачку воды.The injectivity is determined after treatment of the injection well (140 m 3 / day at an injection pressure of 11.0 MPa). Then connect the well for water injection.
Аналогичные примеры конкретного осуществления способа в промысловых условиях по первому варианту приведены в таблице 4 (№№1-33).Similar examples of the specific implementation of the method in the field conditions according to the first embodiment are shown in table 4 (No. 1-33).
По второму варианту (см. табл. 4, №42)According to the second option (see table. 4, No. 42)
При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным или карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанный с добывающими скважинами, определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию закачиваемой воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты. Начальная приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м3/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа. Минерализация закачиваемой воды составляет 45,8 г/л. Комплексный ПАВ выбирают в зависимости от минерализации закачиваемой воды (45,8 г/л). Определяют объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ и концентрации компонентов в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины (табл. 1), которое составляет 2:1.When developing an oil reservoir represented by a terrigenous or carbonate reservoir, geophysical and hydrodynamic studies are performed, a section of the injection well that is hydrodynamically connected to the producing wells is identified, the initial injection rate of the injection well is determined at the pressure on the water pipe, the salinity of the injected water, the permissible pressure on the production string or formations. The initial injection rate of the injection well is 200 m 3 / day at a pressure of 6.0 MPa on the water conduit. The mineralization of the injected water is 45.8 g / l. A complex surfactant is selected depending on the salinity of the injected water (45.8 g / l). The volume ratio of the aqueous polymer and clay powder suspension and the complex surfactant solution and the concentration of the components are determined depending on the initial injectivity of the injection well (Table 1), which is 2: 1.
Общий объем водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 100 м3, объем раствора комплексного ПАВ составляет 50 м3. Допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 10,5 МПа.The total amount of polymer and an aqueous suspension of clay powder is 100 m 3, the amount of complex surfactant solution is 50 m 3. Permissible pressure on the production casing is 10.5 MPa.
Водную суспензию полимера с концентрацией 0,0001 мас.% и глинопорошка с концентрацией 5,0 мас.% готовят непосредственно перед закачкой в пласт. В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией 45,8 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют полиакриламид с концентрацией 0,0001 мас.% в виде порошка. При смешении с водой образуется суспензия, которая подается в смесительную емкость. В эту же емкость с помощью шнекового дозатора подается бентонитовый глинопорошок с концентрацией 5,0 мас.%. Полученную водную суспензию полимера и глинопорошка в объеме 100 м3 закачивают в пласт через нагнетательную скважину.An aqueous suspension of a polymer with a concentration of 0.0001 wt.% And clay powder with a concentration of 5.0 wt.% Is prepared immediately before injection into the reservoir. Polyacrylamide with a concentration of 0.0001 wt.% In the form of a powder is dosed into the water coming from the water supply from a cluster pump station (SPS) with a salinity of 45.8 g / l, through a funnel with a jet pump using a screw batcher. When mixed with water, a suspension forms, which is fed into the mixing tank. Bentonite clay powder with a concentration of 5.0 wt.% Is fed into the same container using a screw batcher. The resulting aqueous suspension of polymer and clay powder in a volume of 100 m 3 is pumped into the reservoir through an injection well.
После закачки водной суспензии полимера и глинопорошка закачивают в пласт воду с минерализацией 45,8 г/л в объеме 10 м3. Затем закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора составляет 50 мас.%) с концентрацией 0,1 мас.% в объеме 50 м3 и продавливают в пласт водой в объеме не менее 10 м3.After injection of an aqueous suspension of polymer and clay powder, water with a mineralization of 45.8 g / l in a volume of 10 m 3 is pumped into the formation. Then, a solution of a complex surfactant with a pour point of not higher than minus 40 ° C containing a complex-action surfactant with a pour point of no higher than 30 ° C and a kinematic viscosity of 35-50 cSt is injected — an aqueous-alcoholic solution of nonionic surfactant-monoalkyl ethers of polyethylene glycol 90 wt.% And mass fraction of alkyldimethylbenzylammonium chloride 10 wt.% (the concentration of water-alcohol solution is 50 wt.%) with a concentration of 0.1 wt.% in a volume of 50 m 3 and is pressed into the reservoir with water in a volume of at least 10 m 3 .
Определяют приемистость после обработки нагнетательной скважины (155 м3/сут при давлении закачки 9,5 МПа). Затем подключают скважину под закачку воды.The injectivity is determined after treatment of the injection well (155 m 3 / day at an injection pressure of 9.5 MPa). Then connect the well for water injection.
Аналогичные примеры конкретного осуществления способа в промысловых условиях по второму варианту приведены в таблице 4 (№№34-66).Similar examples of the specific implementation of the method under field conditions according to the second embodiment are shown in table 4 (No. 34-66).
Результатами предлагаемого способа являются увеличение дебита нефти на 1,5 т/сут и снижение обводненности добываемой продукции с 95,5 до 89,5%. Дополнительная добыча нефти по участку составила более 1500 т нефти при продолжающемся технологическом эффекте.The results of the proposed method are an increase in oil production by 1.5 tons / day and a decrease in the water cut of the produced products from 95.5 to 89.5%. Additional oil production in the area amounted to more than 1,500 tons of oil with a continuing technological effect.
Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов позволяет увеличить нефтеотдачу пластов за счет увеличения охвата пласта воздействием и улучшения нефтеотмывающих свойств растворов комплексных ПАВ. Предложение позволяет расширить технологические возможности способа.Thus, the proposed method for the development of heterogeneous permeability of oil reservoirs allows to increase oil recovery by increasing the coverage of the formation by exposure and improving the oil washing properties of solutions of complex surfactants. The proposal allows to expand the technological capabilities of the method.
Claims (2)
закачку в пласт указанных суспензии и раствора ПАВ комплексного действия осуществляют в объемном соотношении (1-3): 1 в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины - при приемистости 200-400 м3/сут - 1-2:1, 400-500 м3/сут - 2-3:1, более 500 м3/сут - 3:1, а между указанными суспензией и раствором указанного ПАВ комплексного действия производят закачку воды с минерализацией от 0,15 до 40 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас. %.1. A method of developing a heterogeneous permeability of oil reservoirs, comprising sequentially injecting an aqueous suspension of polymer and clay powder and a surfactant solution through a injection well, a surfactant, characterized in that prior to injection into the reservoir of said suspension, the initial injectivity of the injection well is determined at a pressure in the water conduit and mineralization of water, in water with a mineralization of 0.15 to 40 g / l, surfactants of complex action with a pour point of not higher than minus 30 are used as surfactants ° C and kinematic viscosity of 35-50 cSt - water-alcohol solution of nonionic surfactant-monoalkyl ethers of polyethylene glycol in the following ratio of components, wt. %:
the specified suspension and solution of a surfactant of complex action are injected into the formation in a volume ratio (1-3): 1, depending on the initial injectivity of the injection well - at an injection rate of 200-400 m 3 / day - 1-2: 1, 400-500 m 3 / day - 2-3: 1, more than 500 m 3 / day - 3: 1, and between the specified suspension and a solution of the specified complex surfactant, water is injected with a salinity of 0.15 to 40 g / l or an aqueous suspension of polyacrylamide with a concentration from 0.0001 to 0.1 wt. %
закачку в пласт указанных суспензии и раствора комплексного ПАВ осуществляют в объемном соотношении (1-3): 1 в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе - при приемистости 200-400 м3/сут - 1-2:1, 400-500 м3/сут - 2-3:1, более 500 м3/сут - 3:1, а между указанными суспензией и раствором комплексного ПАВ производят закачку воды с минерализацией от 40 до 300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас. %. 2. A method of developing heterogeneous permeability oil reservoirs, comprising sequentially injecting through an injection well an aqueous suspension of polymer and clay powder and a surfactant solution — surfactant, characterized in that prior to injection into the formation of said suspension, the initial injectivity of the injection well is first determined at a pressure on the water conduit and water mineralization, in water with a salinity of 40 to 300 g / l, a complex surfactant with a pour point of not higher than minus 40 ° C is used as a surfactant, containing rd surfactant complex action with the pour point of not higher than minus 30 ° C and a kinematic viscosity of 35-50 cSt - aqueous-alcoholic solution of nonionic surfactant mono-esters of polyethylene glycol 90 wt. % and alkyldimethylbenzylammonium chloride 10 wt. %, in the following ratio of components, wt. %:
the suspension and complex surfactant solution are injected into the formation in a volume ratio (1-3): 1, depending on the initial injectivity of the injection well at a pressure on the water supply - at an injection rate of 200-400 m 3 / day - 1-2: 1, 400- 500 m 3 / day - 2-3: 1, more than 500 m 3 / day - 3: 1, and between the specified suspension and the solution of complex surfactants, water is injected with mineralization from 40 to 300 g / l or an aqueous suspension of polyacrylamide with a concentration of 0.0001 to 0.1 wt. %
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014116217/03A RU2547025C1 (en) | 2014-04-22 | 2014-04-22 | Method of development of oil deposits with nonuniform permeability (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014116217/03A RU2547025C1 (en) | 2014-04-22 | 2014-04-22 | Method of development of oil deposits with nonuniform permeability (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2547025C1 true RU2547025C1 (en) | 2015-04-10 |
Family
ID=53296145
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014116217/03A RU2547025C1 (en) | 2014-04-22 | 2014-04-22 | Method of development of oil deposits with nonuniform permeability (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2547025C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2704166C1 (en) * | 2018-10-09 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil formation development method |
| RU2706978C2 (en) * | 2018-04-28 | 2019-11-21 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Polymer flooding method in a weakly cemented manifold |
| CN110776891A (en) * | 2019-03-07 | 2020-02-11 | 北京盛昌百年石油科技有限公司 | Environment-friendly type pressure-reducing injection-increasing multi-twin activating agent and preparation method thereof |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4194564A (en) * | 1978-10-10 | 1980-03-25 | Texaco Inc. | Oil recovery method |
| SU1566820A1 (en) * | 1987-12-22 | 1996-02-10 | Научно-Производственное Объединение По Химизации Технологических Процессов В Нефтяной Промышленности "Союзнефтепромхим" | Method for development of oil pools |
| RU2065947C1 (en) * | 1994-04-27 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Method of developing nonuniform in respect to permeability watered oil strata |
| RU2136872C1 (en) * | 1999-02-01 | 1999-09-10 | ООО "Научно-производственное предприятие "Татройл" | Method of developing oil deposit |
| RU2367792C2 (en) * | 2007-08-30 | 2009-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Method of processing oil-field strata |
| RU2487234C1 (en) * | 2011-10-28 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of development for wet oil strata with inhomogeneous permeability |
-
2014
- 2014-04-22 RU RU2014116217/03A patent/RU2547025C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4194564A (en) * | 1978-10-10 | 1980-03-25 | Texaco Inc. | Oil recovery method |
| SU1566820A1 (en) * | 1987-12-22 | 1996-02-10 | Научно-Производственное Объединение По Химизации Технологических Процессов В Нефтяной Промышленности "Союзнефтепромхим" | Method for development of oil pools |
| RU2065947C1 (en) * | 1994-04-27 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Method of developing nonuniform in respect to permeability watered oil strata |
| RU2136872C1 (en) * | 1999-02-01 | 1999-09-10 | ООО "Научно-производственное предприятие "Татройл" | Method of developing oil deposit |
| RU2367792C2 (en) * | 2007-08-30 | 2009-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Method of processing oil-field strata |
| RU2487234C1 (en) * | 2011-10-28 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of development for wet oil strata with inhomogeneous permeability |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2706978C2 (en) * | 2018-04-28 | 2019-11-21 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Polymer flooding method in a weakly cemented manifold |
| RU2704166C1 (en) * | 2018-10-09 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil formation development method |
| CN110776891A (en) * | 2019-03-07 | 2020-02-11 | 北京盛昌百年石油科技有限公司 | Environment-friendly type pressure-reducing injection-increasing multi-twin activating agent and preparation method thereof |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105154055B (en) | A kind of ultralow interfacial tension foam flooding system and its application method | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| RU2670808C1 (en) | Method for enhancing oil recovery (variants) | |
| RU2547025C1 (en) | Method of development of oil deposits with nonuniform permeability (versions) | |
| RU2398958C1 (en) | Procedure for regulation of intake capacity profile of pressure well (versions) | |
| RU2704166C1 (en) | Oil formation development method | |
| RU2610958C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU2483202C1 (en) | Oil formation development method | |
| RU2610961C1 (en) | Justification method of input profile in injection well | |
| RU2598095C1 (en) | Method of oil reservoir extraction (versions) | |
| CN105804714A (en) | Production-increasing method adopting combination of in-situ gas generation and water plugging technology | |
| Hatzignatiou et al. | Sodium silicate gelants for water management in naturally fractured hydrocarbon carbonate formations | |
| RU2618547C1 (en) | Development method of carbonate oil formation (options) | |
| RU2608137C1 (en) | Method of development of inhomogeneous oil formation | |
| RU2487234C1 (en) | Method of development for wet oil strata with inhomogeneous permeability | |
| RU2536070C1 (en) | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools | |
| RU2644365C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation | |
| RU2496978C1 (en) | Development method of oil formations that are non-homogeneous as to permeability | |
| RU2648135C1 (en) | Method of oil field development | |
| RU2086757C1 (en) | Oil production method | |
| RU2739777C1 (en) | Petroleum formation treatment method | |
| RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
| Mehranfar et al. | Macroscopic and Microscopic Investigation of Alkaline− Surfactant− Polymer Flooding in Heavy Oil Recovery using Five-Spot Micromodels: The Effect of Shale Geometry and Connate Water Saturation | |
| RU2681134C1 (en) | Method of extraction of oil from heterogeneous on the penetration of oil structures (options) | |
| RU2738544C1 (en) | Method for development of inhomogeneous oil formation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20180627 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20181217 |