RU2559976C2 - Chemical for oil deposit development and method of oil deposit development using this chemical - Google Patents
Chemical for oil deposit development and method of oil deposit development using this chemical Download PDFInfo
- Publication number
- RU2559976C2 RU2559976C2 RU2013132089/03A RU2013132089A RU2559976C2 RU 2559976 C2 RU2559976 C2 RU 2559976C2 RU 2013132089/03 A RU2013132089/03 A RU 2013132089/03A RU 2013132089 A RU2013132089 A RU 2013132089A RU 2559976 C2 RU2559976 C2 RU 2559976C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- reagent
- water
- formation
- reservoir
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений, может быть использовано для доизвлечения остаточной нефти и увеличения нефтеотдачи, как на обычных, так и на сложнопостроенных месторождениях с неблагоприятными геолого-промысловыми факторами: неоднородными продуктивными пластами, низкой проницаемостью и резкой неоднородностью коллекторов, наличием больших зон водонефтяного контакта, высокой анизотропией пласта, наличием переслаивающихся глинистых пропластков, обширными, не охваченными процессами вытеснения застойными зонами, а также наличием высоковязкой или аномально-вязкой нефти с высоким содержанием асфальтенов, смол, парафинов.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for developing oil fields, can be used to retrieve residual oil and increase oil recovery, both in conventional and in complex fields with adverse geological and production factors: heterogeneous reservoir formations, low permeability and sharp heterogeneity reservoirs, the presence of large zones of oil-water contact, high anisotropy of the reservoir, the presence of interbedded clay layers, about extensive, not covered by the processes of crowding out stagnant zones, as well as the presence of highly viscous or abnormally viscous oil with a high content of asphaltenes, resins, paraffins.
При разработке нефтяной залежи методом заводнения через нагнетательные скважины происходит неравномерное продвижение фронта вытеснения нефти водой. При этом, в силу низкой вязкости воды продвижение ее от нагнетательных скважин к добывающим происходит с большей скоростью по наиболее проницаемой части пласта с образованием застойных, слабодренируемых зон, находящихся за фронтом вытеснения нефти водой. В силу этих факторов, особенно на нефтяных залежах со сложнопостроенными, неоднородными пластами, значительные запасы нефти остаются невырабатнными. Даже при наиболее благоприятном сочетании всех факторов текущие показатели коэффициента нефтеотдачи при обводненности добывающих скважин 85%-95% не превышают 0,54-0,65%, а остаточная нефтенасыщенность кернов находится в пределах 20-30%. При неблагоприятных условиях коэффициент нефтеотдачи составляет от 0,1 до 0,25%. Учитывая большое количество месторождений с неблагоприятными геолого-промысловыми факторами, а также широко распространенную практику форсированных режимов отбора нефти в 1950-2000 гг. на крупнейших в Российской Федерации нефтяных месторождениях (Ромашкино, Арланское, Самотлор, Федоровское и другие), повсеместное использование водорастворимых кислот для обработки скважин, интенсивное заводнение, приводящее к образованию обширных застойных зон в пласте и резкому снижению показателей разработки, в том числе и коэффициентов нефтеотдачи, можно сделать однозначный вывод о наличии в настоящее время огромных невыработанных нефтяных запасах, находящихся как в застойных зонах, так и в виде пленочной и капиллярно удерживаемой нефти на нефтяных месторождениях, находящихся в средней и поздней стадии разработки. В то же время такие месторождения имеют полную инфраструктуру для продолжения разработки. Наличие огромного фонда добывающих и нагнетательных скважин, сервисных предприятий, дорог, трубопроводов, компрессорных и насосных станций, водоводов, электростанций, линий электропередач, трансформаторных подстанций, наличие трудовых ресурсов и большого жилого фонда на нефтяных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, в то же время имеющих большие запасы нефти, значительно облегчает реализацию различных проектов доразработки этих месторождений, с одной стороны, а с другой стороны, предопределяет необходимость создания высокоэффективных способов извлечения остаточных запасов нефти. При этом решаются как экономические задачи нефтяных компаний, так и ряд государственных задач, в том числе задача по восполнению ресурсной базы путем перевода запасов нефти из категории геологических запасов в категории извлекаемых запасов. Решаются также социальные задачи по занятости населения на старых нефтяных месторождениях и экологические проблемы, поскольку не потребуется вводить в разработку много новых нефтяных месторождений.When developing an oil reservoir by flooding through injection wells, the front of the oil displacement front is unevenly moved by water. Moreover, due to the low viscosity of water, its movement from injection wells to production occurs at a higher speed along the most permeable part of the formation with the formation of stagnant, weakly drained zones located behind the front of oil displacement by water. Due to these factors, especially in oil deposits with complex, heterogeneous formations, significant oil reserves remain undeveloped. Even with the most favorable combination of all factors, the current indicators of the oil recovery coefficient at watering of producing wells of 85% -95% do not exceed 0.54-0.65%, and the residual oil saturation of the cores is in the range of 20-30%. Under adverse conditions, the recovery factor is from 0.1 to 0.25%. Given the large number of fields with unfavorable geological factors, as well as the widespread practice of forced oil withdrawal regimes in 1950-2000. in the largest oil fields in the Russian Federation (Romashkino, Arlanskoye, Samotlor, Fedorovskoye and others), the widespread use of water-soluble acids for well treatment, intensive flooding, which leads to the formation of extensive stagnant zones in the reservoir and a sharp decrease in development indicators, including oil recovery rates , we can make an unambiguous conclusion about the presence at present of huge untreated oil reserves located both in stagnant zones, and in the form of film and are capillary held th oil in oil fields that are in the middle and late stages of development. At the same time, such deposits have the full infrastructure to continue development. The presence of a huge fund of production and injection wells, service enterprises, roads, pipelines, compressor and pumping stations, water pipelines, power plants, power lines, transformer substations, the availability of labor resources and large housing stock in oil fields at a late stage of development, at the same time having large oil reserves, greatly facilitates the implementation of various projects for the additional development of these fields, on the one hand, and on the other hand, determines the need to create Highly efficient methods for extracting residual oil reserves. At the same time, both the economic tasks of oil companies and a number of government tasks are being addressed, including the task of replenishing the resource base by transferring oil reserves from the category of geological reserves to the category of recoverable reserves. The social tasks of employment in old oil fields and environmental problems are also being addressed, since it will not be necessary to introduce many new oil fields into development.
Основными аналогами заявляемого изобретения являются способы разработки и доразработки нефтяных залежей с применением технологий создания в пласте высоковязких оторочек путем закачки через нагнетательные скважины различных высоковязких агентов и поверхностно-активных веществ для десорбции пленочной и капиллярно удерживаемой нефти и последующее проталкивание этих высоковязких композиций от нагнетательных скважин к добывающим скважинам.The main analogues of the claimed invention are methods for the development and further development of oil deposits using technologies for creating highly viscous rims in the reservoir by injecting various highly viscous agents and surfactants through injection wells for desorption of film and capillary retained oil and subsequent pushing of these highly viscous compositions from injection wells to production wells wells.
Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт оторочки растворителя, содержащего в качестве присадки нефтерастворимый полимер и нефтерастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), с последующим проталкиванием ее газом или газом и водой (патент РФ №2034981, МКИ 6Е21В 43/22, опубл. 10.05.1995 г. Бюл., №13). Недостатком способа является высокая себестоимость дополнительно добытой остаточной нефти и низкая экономическая эффективность способа из-за необходимости организации на месторождении системы закачки газа в пласт.A known method for the development of oil deposits by injecting into the reservoir rims of a solvent containing an oil-soluble polymer and an oil-soluble surfactant as an additive, followed by pushing it with gas or gas and water (RF patent No. 2034981, MKI 6E21B 43/22, publ. May 10, 1995, Byul., No. 13). The disadvantage of this method is the high cost of additionally extracted residual oil and low economic efficiency of the method due to the need to organize a system for pumping gas into the field.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт высоковязкой оторочки из продукта совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-4 в углеводородном растворе, затем оторочки водного раствора ПАВ-продукта совместной переработки кислых гудронов и оксиэтилированного алкилфенола АФ9-12 за два цикла (патент РФ №2012787, МКИ 5Е21В 43/22, опубл. 15.05.1994 г., Бюлл. №9).The closest in technical essence and the achieved effect is a method of developing an oil deposit, including the injection into the reservoir of a highly viscous fringe from a product of the joint processing of acid tars and oxyethylated alkyl phenol AF9-4 in a hydrocarbon solution, then the fringes of an aqueous solution of a surfactant product of a joint processing of acid tars and oxyethylated alkyl phenol AF9-12 for two cycles (RF patent No. 2012787, MKI 5E21B 43/22, publ. 05/15/1994, Bull. No. 9).
Недостатком приведенного способа разработки нефтяной залежи является относительно невысокое увеличение нефтеотдачи, особенно в малопроницаемых терригенных или карбонатных пластах с высоковязкой нефтью, т.к. за счет этого способа может быть отобрана только остаточная нефть, находящаяся в трещинах и порах. Кроме этого данный способ малоэффективен на поздней стадии разработки месторождения при наличии большого количества разрывов во фронте вытеснения нефти водой и наличия обширных зон, промытых водой.The disadvantage of this method of developing an oil reservoir is a relatively low increase in oil recovery, especially in low permeable terrigenous or carbonate formations with high viscosity oil, because Due to this method, only residual oil located in cracks and pores can be selected. In addition, this method is ineffective in the late stage of field development in the presence of a large number of gaps in the front of oil displacement by water and the presence of extensive zones washed with water.
Задача изобретения - резкое увеличение нефтеотдачи и текущих дебитов добывающих скважин на нефтяных залежах с терригенными и карбонатными типами коллекторов и особенно на сложнопостроенных залежах с высокой степенью неоднородности пласта, большим количеством глинистых пропластков и большими остаточными запасами нефти в застойных зонах, а также на месторождениях с высоковязкой нефтью и нефтью с высоким содержанием асфальто-смолистых веществ и парафина.The objective of the invention is a sharp increase in oil recovery and current production wells in oil deposits with terrigenous and carbonate types of reservoirs and especially in complex deposits with a high degree of heterogeneity of the reservoir, a large number of clay layers and large residual oil reserves in stagnant zones, as well as in fields with high viscosity oil and oil with a high content of asphalt-resinous substances and paraffin.
Поставленная задача решается применением Реагента для разработки нефтяной залежи, включающего поверхностно-активное вещество - ПАВ, полученное смешиванием щелочи - едкого натра или едкого калия - с растительным маслом и дополнительно в качестве стабилизатора вязкости - ультрадисперсный углерод.The problem is solved by the use of a Reagent for the development of an oil deposit, including a surfactant - a surfactant obtained by mixing alkali - sodium hydroxide or potassium hydroxide - with vegetable oil and, in addition, ultrafine carbon as a viscosity stabilizer.
Ультрадисперсный углерод может быть произведен по известной технологии (см., например, купить http://www.plasmotherm.ru/catalog/).Ultrafine carbon can be produced by known technology (see, for example, buy http://www.plasmotherm.ru/catalog/).
В качестве растительного масла может быть использовано любое доступное масло, в частности рапсовое или подсолнечное и другие (см. статью Поверхностно-активные вещества - Википедия в сети Интернет).As a vegetable oil, any available oil can be used, in particular rapeseed or sunflower oil and others (see the article Surfactants - Wikipedia on the Internet).
Оптимальное соотношение количества Ультрадисперсного углерода и ПАВ в реагенте определено экспериментальным путем, составляет от 1% до 5% масс. к массе ПАВ и является ноу-хау правообладателя.The optimal ratio of the amount of ultrafine carbon and surfactant in the reagent is determined experimentally, from 1% to 5% of the mass. to the mass of surfactants and is the know-how of the copyright holder.
Оптимальное соотношение количества щелочи и растительного масла подбирается следующим образом: количество щелочи подбирается экспериментальным путем для каждой отдельной партии растительного масла, в количестве, необходимом для полной нейтрализации непредельных жирных кислот C14-C18, входящих в состав растительного сырья.The optimal ratio of the amount of alkali and vegetable oil is selected as follows: the amount of alkali is selected experimentally for each individual batch of vegetable oil, in an amount necessary to completely neutralize the unsaturated fatty acids C 14 -C 18 that are part of the plant material.
Поставленная задача решается также Способом разработки нефтяной залежи с использованием реагента по п. 1, включающим подачу через нагнетательные скважины указанного реагента в виде 0,5-1%-ного водного раствора, с возможностью увеличения концентрации до 10% с целью создания более вязкой оторочки, вытеснение нефти, образующейся в пласте высоковязкой оторочкой, продавливаемой в пласт закачиваемой через нагнетательные скважины водой и последующее извлечение нефти через добывающие скважины.The problem is also solved by the Method for the development of an oil reservoir using the reagent according to claim 1, including the supply of the indicated reagent through injection wells in the form of a 0.5-1% aqueous solution, with the possibility of increasing the concentration to 10% in order to create a more viscous rim, the displacement of oil generated in the reservoir by a highly viscous rim, pressed into the reservoir by water injected through injection wells, and the subsequent extraction of oil through production wells.
Кроме того, для решения поставленной задачи при подходе высоковязкой оторочки к добывающим скважинам и образовании ею в водонасыщенной части пласта фильтрационных потоков закачивают в зону разрыва сплошности высоковязкой оторочки через добывающие скважины, через водонасыщенную часть призабойной зоны пласта указанный водный раствор в объеме 10-20% объема водонасыщенной части порового пространства зоны дренировапния добывающей скважины.In addition, to solve the problem when approaching a highly viscous rim to production wells and forming filtration streams in the water-saturated part of the formation, they pump into the fracture zone of the high-viscosity rim through the production wells, through the water-saturated part of the bottom-hole formation zone, this aqueous solution in the amount of 10-20% of the volume water-saturated part of the pore space of the drainage zone of the producing well.
Исследования патентной и научно-технической литературы, других известных технических изданий в данной и смежных областях науки и техники, а также анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показали, что подобная совокупность заявленных существенных признаков является новой и ранее нигде не использовалась. В науке и технике нет объекта с идентичной заявленной совокупностью существенных признаков, обладающего высокими техническими и экономическими показателями и позволяющего получить новый технический результат, а именно прирастить извлекаемые геологические запасы нефти за счет использования новых методов вторичной добычи и повысить эффективность разработки нефтяных залежей, образуемых терригенными и карбонатными пластами, в том числе и содержащих высоковязкие нефти с высоким содержанием асфальтосмолистых веществ и парафина, за счет доизвлечения пленочной и капиллярно удерживаемой нефти, а также остаточной нефти из неохваченных процессом заводнения застойных зон.Studies of patent and scientific and technical literature, other well-known technical publications in this and related fields of science and technology, as well as analysis of well-known technical solutions selected in the search process showed that such a combination of the claimed essential features is new and has never been used before. There is no object in science and technology with an identical declared set of essential features that has high technical and economic indicators and allows to obtain a new technical result, namely to increase recoverable geological reserves of oil through the use of new methods of secondary production and increase the efficiency of development of oil deposits formed by terrigenous and carbonate formations, including those containing highly viscous oils with a high content of asphalt-resinous substances and paraffin, due to additional recovery of capillary film and retained oil and residual oil from the unreached waterflood process stagnant zones.
Все вышеуказанное позволяет сделать вывод о том, что заявляемый способ разработки нефтяной залежи соответствует критерию «новизна» и «изобретательский уровень», поскольку возможность получения указанного технического результата путем реализации в процессе разработки заявленной совокупности существенных признаков для специалиста не следует «явным образом» из существующего на настоящее время уровня развития техники разработки нефтяных месторождений.All of the above allows us to conclude that the claimed method of developing an oil deposit meets the criteria of “novelty” and “inventive step”, since the possibility of obtaining the specified technical result by implementing the claimed combination of essential features for a specialist does not “explicitly” follow from the existing At present, the level of development of oilfield development technology.
Для доказательства эффективности заявляемого изобретения и его практической полезности при промышленном применении авторами был проведен комплекс лабораторных и промысловых исследований.To prove the effectiveness of the claimed invention and its practical utility in industrial applications, the authors conducted a series of laboratory and field studies.
Для доказательства практической возможности технических решений в соответствии с заявляемым изобретением авторами были проведены промысловые испытания на Приобском нефтяном месторождении. Испытания проводились в мае 2013 г. на 3 нагнетательных скважинах. Закачку двухкомпонентного реагента производило ООО «ТЕХСЕРВИС». Куст №62, объект разработки - нефтяной пласт АС10. Буферное давление на всех скважинах составляло 19,1-19,3 МПа, давление кровли пласта - 34,5-36,5 МПа. Цель проведения испытаний заключалась в повышении приемистости нагнетательных скважин за счет очистки призабойной зоны пласта от кольматирующих частиц, глины, остатков продуктов реакции после обработки скважины другими реагентами, а также доказательства возможности образования из них высоковязкой оторочки из коллоидного раствора и перемещение ее в пласте на значительные расстояния. Результаты испытаний представлены в табл. 1.To prove the practical feasibility of technical solutions in accordance with the claimed invention, the authors conducted field tests at the Priobskoye oil field. The tests were conducted in May 2013 at 3 injection wells. The injection of a two-component reagent was carried out by TEXSERVICE LLC. Bush No. 62, the object of development is the AC10 oil reservoir. The buffer pressure at all wells was 19.1-19.3 MPa, the pressure of the formation roof was 34.5-36.5 MPa. The purpose of the tests was to increase the injectivity of injection wells by cleaning the bottom-hole zone of the formation from clogging particles, clay, residues of reaction products after treatment of the well with other reagents, as well as evidence of the possibility of formation of a highly viscous rim from the colloidal solution from them and moving it in the formation for considerable distances . The test results are presented in table. one.
В результате закачки водного раствора двухкомпонентного реагента по заявляемому изобретению во всех нагнетательных скважинах достигнут положительный эффект. Во всех скважинах, а особенно в Скв. №35931, после закачки двухкомпонентного реагента наблюдается рост приемистости в 2-2,5 раза с последующим интенсивным снижением от максимального значения и стабилизацией на уровне 108-170% от первоначальной приемистости. В табл. 2 представлены данные интерпретации результатов промысловых испытаний «Способа разработки нефтяной залежи».As a result of the injection of an aqueous solution of a two-component reagent according to the claimed invention, a positive effect was achieved in all injection wells. In all wells, and especially in SLE. No. 35931, after injection of a two-component reagent, an increase in injectivity of 2-2.5 times is observed, followed by an intensive decrease from the maximum value and stabilization at the level of 108-170% of the initial injectivity. In the table. 2 presents data interpretation of the results of field tests of the "Method for the development of oil deposits".
Интерпретация результатов промысловых испытаний позволяет сделать однозначные выводы о соответствии механизма взаимодействия двухкомпонентного реагента с породой - коллектором и пластовыми флюидами по п. 1 формулы заявленного изобретения процессам, описанным в п. 2, п. 3 заявленного изобретения. В результате этого взаимодействия в нефтяном пласте действительно образуется высоковязкая оторочка в виде смеси коллоидного раствора и микроэмульсии, в результате взаимодействия которой с пластовыми флюидами и коллектором реализуется механизм доизвлечения нефти из пласта, соответствующий описанному в отличительных существенных признаках заявленного технического решения (изобретения) механизму доизвлечения остаточной нефти.Interpretation of the results of field tests allows us to draw unambiguous conclusions about the correspondence of the mechanism of interaction of a two-component reagent with a rock - reservoir and reservoir fluids according to claim 1 of the claims of the claimed invention to the processes described in paragraph 2, paragraph 3 of the claimed invention. As a result of this interaction, a highly viscous rim in the form of a mixture of a colloidal solution and a microemulsion is actually formed in the oil reservoir, as a result of the interaction of which with the reservoir fluids and reservoir, a mechanism for additional extraction of oil from the reservoir is implemented, which corresponds to the residual recovery mechanism described in the distinctive essential features of the claimed technical solution (invention) oil.
Продуктивные пласты АС10 Приобского месторождения, как и пласты АС на других месторождениях Тюменской области характеризуются большим количеством глинистых переслаивающихся пропластков и повышенным содержанием глинистого материала в толще терригенного нефтяного пласта. Последующее после закачки двухкомпонентного реагента резкое увеличение приемистости свидетельствует об интенсивных процессах десорбции с поверхности породы пласта-коллектора кальматирующего материала в виде глинистых частиц, асфальто-смоло-парафиновых отложений и остатков продукций реакции предыдущих обработок. Десорбция кальматирующего материала сопровождается резким увеличением проницаемости в прилегающей к забою нагнетательной скважины зоне репрессии пласта и, как следствие, к интенсивному проталкиванию десорбированного материала дальше в пласт нагнетаемой водой. Некоторое замедление темпов закачки после 1-2 суток после закачки двухкомпонентного реагента в нефтяной пласт свидетельствует о формировании в нефтяном пласте высоковязкой оторочки из коллоидного раствора и микроэмульсии и начала формирования фильтрационных потоков с «поршневым» характером вытеснения. Процесс характеризуется перераспределением фильтрационных потоков из наиболее проницаемых, помытых водой зон пласта в менее проницаемые и менее промытые зоны пласта с более высоким содержанием остаточной, пленочной и капиллярно удерживаемой нефти.The AS10 productive formations of the Priobskoye field, as well as the AS strata in other fields of the Tyumen region, are characterized by a large number of interbedded clay interlayers and an increased content of clay material in the thickness of the terrigenous oil reservoir. The subsequent sharp increase in injectivity after injection of a two-component reagent indicates intense desorption from the rock surface of the reservoir of the calcining material in the form of clay particles, asphalt-resin-paraffin deposits and residues of reaction products from previous treatments. The desorption of the sizing material is accompanied by a sharp increase in permeability in the zone of formation repression adjacent to the bottom of the injection well and, as a result, to intensive pushing of the desorbed material further into the formation by pumped water. A slight slowdown in injection rates after 1-2 days after injection of a two-component reagent into the oil reservoir indicates the formation of a highly viscous rim from the colloidal solution and microemulsion in the oil reservoir and the beginning of the formation of filtration flows with a “piston” character of displacement. The process is characterized by redistribution of filtration flows from the most permeable, water-washed zones of the formation to less permeable and less washed zones of the formation with a higher content of residual, film and capillary retained oil.
В целях сравнительного анализа и подтверждения эффективности практической применимости и экономической целесообразности авторы провели комплекс физико-химических лабораторных исследований реагента по п.1 настоящего заявляемого изобретения, тестируемого в виде 0,8% водного раствора. Исследовались следующие, наиболее важные характеристики.In order to comparative analysis and confirm the effectiveness of practical applicability and economic feasibility, the authors conducted a set of physico-chemical laboratory studies of the reagent according to claim 1 of the present claimed invention, tested in the form of a 0.8% aqueous solution. The following, most important characteristics were investigated.
1. Поверхностное натяжение.1. The surface tension.
2. Отмывающие, диспергирующие и моющие свойства.2. Washing, dispersing and washing properties.
3. Влияние на пористую среду и процессы фильтрации в пласте.3. The effect on the porous medium and the processes of filtration in the reservoir.
4. Эмульгирующие способности4. Emulsifying abilities
1. Исследование поверхностного натяжения.1. The study of surface tension.
Основополагающим фактором для нефтеотмывающих и вытесняющих способностей реагента является поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефть - вода. Результаты определения межфазного натяжения водных растворов двухкомпонентного реагента по заявлемому изобретению определялись в сравнении с наиболее эффективным и распространенным аналогом АФ9-12 сталогмометрическим методом на приборе СТ-1 на границе раздела водного раствора с дизельным топливом при 20°C. Результаты представлены в табл. №3.A fundamental factor for the oil washing and displacing capabilities of the reagent is the surface tension at the oil-water interface. The results of determining the interfacial tension of aqueous solutions of a two-component reagent according to the claimed invention were determined in comparison with the most effective and common analog AF9-12 by the stalogometric method on an ST-1 device at the interface between an aqueous solution and diesel fuel at 20 ° C. The results are presented in table. Number 3.
Результаты лабораторных исследований показали снижение поверхностного натяжения в 2 раза, что говорит о высоком потенциале двухкомпонентного реагента для использования в технологиях увеличения нефтеотдачи нефтяного пласта.The results of laboratory studies showed a decrease in surface tension by 2 times, which indicates the high potential of a two-component reagent for use in technologies for increasing oil recovery in an oil reservoir.
2. Исследование нефтеотмывающих, диспергирующих и моющих свойств.2. The study of oil washing, dispersing and washing properties.
Нефтеотмывающие способности Реагента оценивали по количеству удаленной нефти с металлических пластин, предварительно выдержанных в течение 1 минуты в нефти плотностью 863 кг/м3. Удаление осуществляли при 20°C в течение 30 мин с периодическим встряхиванием. Среднее значение количества отмытой нефти 0,8% водным раствором двухкомпонентного реагента составил 98%, а 0,8% раствором реагента АФ9-12 - 29%. Моющие и диспергирующие свойства двухкомпонентного реагента в отношении асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) проверяли по методике НПО «Союзнефтепромхим» при 20°C. Полученные результаты заявленного реагента высокие и представлены в таблице табл. №4.Oil washing ability of the Reagent was evaluated by the amount of removed oil from metal plates, previously aged for 1 minute in oil with a density of 863 kg / m 3 . Removal was carried out at 20 ° C for 30 min with periodic shaking. The average value of the amount of washed oil with 0.8% aqueous solution of a two-component reagent was 98%, and 0.8% with a solution of AF9-12 reagent - 29%. The washing and dispersing properties of the two-component reagent with respect to asphalt-resin-paraffin deposits (AFS) were tested according to the methodology of Soyuzneftepromkhim NPO at 20 ° C. The results of the claimed reagent are high and are presented in the table table. Number 4.
3. Исследования влияния заявляемого реагента на пористую среду породы - коллектора и фильтрационный процессы в нефтяном пласте. Исследование физико-химических и фильтрационных свойств кернового материала до и после обработки его реагентом п. 1 заявляемого изобретения проводилось по утвержденной методике с использованием керна. Из ранее полученных авторами результатов известно [1, 2], что для увеличения проницаемости породы коллектора, представляющую собой пористую среду, наиболее перспективным являются химические методы обработки. Для этого была проведена серия фильтрационных исследований по определению изменений пористой структуры при обработке с помощью заявленного Реагента; используют натуральные мыла, полученные путем смешивания щелочи, например едкого натра или едкого калия, с растительным маслом, а в качестве стабилизатора вязкости используют ультрадисперсный нанометрический углерод с размерностью частиц 10-50 нанометров. Исследование кернов осуществлялось по следующей методике.3. Studies of the impact of the inventive reagent on the porous rock environment - reservoir and filtration processes in the oil reservoir. The study of the physico-chemical and filtration properties of the core material before and after processing it with reagent p. 1 of the claimed invention was carried out according to the approved method using core. From the results previously obtained by the authors, it is known [1, 2] that to increase the permeability of reservoir rock, which is a porous medium, the most promising are chemical processing methods. For this, a series of filtration studies was carried out to determine changes in the porous structure during processing using the claimed Reagent; they use natural soaps obtained by mixing alkali, such as caustic soda or potassium hydroxide, with vegetable oil, and ultrafine nanometric carbon with a particle size of 10-50 nanometers is used as a viscosity stabilizer. The core study was carried out according to the following method.
Перед началом исследований образцы горной породы (керны) были высушены до постоянного веса [3]. Определили пористость и проницаемость. Входные и выходные торцы образцов были сфотографированы с помощью моновидеомикроскопа. Далее проводилась фильтрация реагента, через керн терригенного коллектора, в прямом направлении с перепадом около 0,6 МПа и всесторонним обжимом 7,0 МПа. На выходе производился отбор проб реагента в мерную колбу объемом 200 см3. Объем профильтрованного реагента равен 180 см3. Затем керны были отмыты от солей и высушены до постоянного веса при температуре 105°C. Далее заново были определены пористость и проницаемость.Before the start of research, rock samples (cores) were dried to constant weight [3]. Porosity and permeability were determined. The input and output ends of the samples were photographed using a monovideo microscope. Then the reagent was filtered through the core of the terrigenous reservoir in the forward direction with a drop of about 0.6 MPa and a comprehensive crimp of 7.0 MPa. At the output, reagent samples were taken into a volumetric flask with a volume of 200 cm 3 . The volume of the filtered reagent is 180 cm 3 . Then the cores were washed from salts and dried to constant weight at a temperature of 105 ° C. Further, porosity and permeability were redefined.
Время обработки керна раствором составляет 30 минут.The processing time of the core solution is 30 minutes.
Для исследования были взяты 3 образца кернов из одной скважины №239РО. Исходные данные кернов для фильтрационных исследований представлены в таблице №5. Результаты исследования представлены в таблице №6.For the study, 3 core samples were taken from one well No. 239RO. The initial core data for filtration studies are presented in table No. 5. The results of the study are presented in table No. 6.
5. Исследования эмульгирующих свойств Реагента по п. 1 заявляемого изобретения. Эмульгирующую способность Реагента по п. 1 заявляемого изобретения оценивали путем встряхивания вручную 50 мл 0,8% водного раствора Реагента в течение 1 минуты после последовательного прибавления к данному объему по 1 мл легкой нефти плотностью 720 кг/м3 с последующей выдержкой в течение 1 мин.5. Studies of the emulsifying properties of the Reagent according to claim 1 of the claimed invention. The emulsifying ability of the Reagent according to claim 1 of the claimed invention was evaluated by manually shaking 50 ml of a 0.8% aqueous solution of the Reagent for 1 minute after sequentially adding to this volume 1 ml of light oil with a density of 720 kg / m 3 followed by exposure for 1 min .
Визуально регистрировали в верхней части цилиндра свободный объем нефти при 20°C, полученные результаты представлены в табл. №7.Visually recorded in the upper part of the cylinder the free volume of oil at 20 ° C, the results are presented in table. Number 7.
Из анализа результатов эмульгирующей способности (табл. 7) можно сделать однозначные выводы, что Реагент по п. 1 заявляемого изобретения обладает исключительно высокими по сравнению с ближайшими и наиболее эффективными аналогами эмульгирующими свойствами, превосходящими их по значению в 2-3 раза. В соответствии с данными лабораторных исследований, проведенных на химическом факультете башкирского госуниверситета, использование Реагента по п. 1 заявляемого изобретения однозначно обеспечит, при закачке его в нефтяной пласт в виде 0,8% водного раствора, образование высоковязкой водонефтяной эмульсии. Таким образом, данные лабораторных исследований подтверждают, что при реализации заявленного технического решения по пп. 2-3, изобретения действительно технически реализуемы, доказательством чего является образование водонефтяной эмульсии при смешивании 0.8% водного раствора Реагента с нефтью. Причем количество незаэмульгированной нефти крайне мало и составляет для наиболее распространенных соотношений объемов нефть / вода от 1/0,5 до 1/2 в зонах фронта вытеснения нефти водой от 20 до 35% от общего объема. Образующаяся в зоне фронта вытеснения, при контакте 0.8% водного раствора Реагента с нефтью, высоковязкая водонефтяная эмульсия является одним из основных компонентов высоковязкой оторочки, проталкиваемой далее в пласт водой. Из данных результатов лабораторных исследований следуют однозначные выводы о его эффективности, полезности, технической реализуемости, а именно:From the analysis of the results of the emulsifying ability (Table 7), we can make unambiguous conclusions that the Reagent according to claim 1 of the claimed invention has extremely high emulsifying properties compared to the closest and most effective analogues, 2-3 times superior to them in value. In accordance with the data of laboratory studies conducted at the chemical faculty of Bashkir State University, the use of the Reagent according to claim 1 of the claimed invention will unambiguously ensure, when it is pumped into the oil reservoir in the form of a 0.8% aqueous solution, the formation of a highly viscous water-oil emulsion. Thus, the data of laboratory studies confirm that when implementing the claimed technical solution according to paragraphs. 2-3, the invention is really technically feasible, the proof of which is the formation of a water-oil emulsion when mixing a 0.8% aqueous solution of the Reagent with oil. Moreover, the amount of unemulsified oil is extremely small and amounts to 1 / 0.5 to 1/2 for the most common oil / water volume ratios in the zones of oil-water displacement front from 20 to 35% of the total volume. The highly viscous water-oil emulsion formed in the area of the displacement front when a 0.8% aqueous solution of the Reagent comes in contact with oil is one of the main components of the highly viscous rim, which is pushed further into the formation by water. From these results of laboratory studies, unequivocal conclusions follow about its effectiveness, usefulness, technical feasibility, namely:
1. Водные растворы Реагента обладают чрезвычайно низкой межфазной активностью по сравнению с водными растворами ближайшего и наиболее эффективного аналога АФ 9-12;1. Aqueous solutions of the Reagent have an extremely low interfacial activity compared to aqueous solutions of the closest and most effective analogue of AF 9-12;
2. Нефтеотмывающая способность водных растворов Реагента по п. 1 заявляемого изобретения в 2-3 раза выше, чем у реагента АФ9-12;2. Oil washing ability of aqueous solutions of the Reagent according to claim 1 of the claimed invention is 2-3 times higher than that of the reagent AF9-12;
3. Водные растворы Реагента по п. 1 заявляемого изобретения в концентрации 0,8% обеспечивают полное диспергирование асфальто-смоло-парафиновых отложений с поверхности и гарантированно предотвращают повторное их налипание на рабочую поверхность.3. Aqueous solutions of the Reagent according to Claim. 1 of the claimed invention at a concentration of 0.8% ensure complete dispersion of the asphalt-resin-paraffin deposits from the surface and are guaranteed to prevent their re-sticking to the working surface.
4. Эмульгирующая способность 0,8% водного раствора Реагента по п. 1 заявляемого изобретения в 2 раза выше, чем у наиболее эффективного аналога - реагента АФ9-12.4. The emulsifying ability of a 0.8% aqueous reagent solution according to claim 1 of the claimed invention is 2 times higher than that of the most effective analogue, reagent AF9-12.
Проведенные авторами совместно с ООО «ТЕХСЕРВИС» промысловые испытания заявляемого изобретения на 3 нагнетательных скважинах на Приобском нефтяном месторождении полностью подтвердили ранее данные лабораторных исследований и доказали реализуемость, эффективность и практическую полезность заявляемого изобретения. Увеличение приемистости нагнетательных скважин свидетельствует о резком увеличении проницаемости пласта в непосредственно прилегающих к забою скважин зонах. Последующее незначительное снижение приемистости свидетельствует о начале процессов образования коллоидного раствора и формирования высоковязкой оторочки.The field tests conducted by the authors together with TECHSERVICE LLC of the claimed invention at 3 injection wells at the Priobskoye oil field fully confirmed earlier laboratory research data and proved the feasibility, effectiveness and practical usefulness of the claimed invention. An increase in injectivity of injection wells indicates a sharp increase in the permeability of the formation in the zones immediately adjacent to the bottom of the wells. The subsequent slight decrease in injectivity indicates the beginning of the formation of a colloidal solution and the formation of a highly viscous rim.
Проведенный авторами комплекс лабораторных исследований двухкомпонентного реагента и промысловые испытания способа разработки нефтяной залежи полностью подтвердили практическую реализуемость, полезность и эффективность заявленных технических решений.A set of laboratory studies of a two-component reagent and field tests carried out by the authors and field tests of a method for developing an oil reservoir fully confirmed the practical feasibility, usefulness and effectiveness of the claimed technical solutions.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013132089/03A RU2559976C2 (en) | 2013-07-10 | 2013-07-10 | Chemical for oil deposit development and method of oil deposit development using this chemical |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013132089/03A RU2559976C2 (en) | 2013-07-10 | 2013-07-10 | Chemical for oil deposit development and method of oil deposit development using this chemical |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013132089A RU2013132089A (en) | 2015-01-20 |
| RU2559976C2 true RU2559976C2 (en) | 2015-08-20 |
Family
ID=53280711
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013132089/03A RU2559976C2 (en) | 2013-07-10 | 2013-07-10 | Chemical for oil deposit development and method of oil deposit development using this chemical |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2559976C2 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| ES8802448A1 (en) * | 1985-06-12 | 1988-04-16 | Bueno Cordero Jose | Active carbon prodn. from agricultural residues |
| RU2012787C1 (en) * | 1992-04-15 | 1994-05-15 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of oil field |
| RU2034981C1 (en) * | 1992-10-15 | 1995-05-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method of exploitation of oil pool |
| RU2154617C2 (en) * | 1998-09-28 | 2000-08-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Method of purifying petroleum- and lube oil-containing waste |
| RU2305121C2 (en) * | 2001-12-21 | 2007-08-27 | Эдвард Л. БУДРО | Composition and process for improved production of oil |
| RU2007137985A (en) * | 2005-03-16 | 2009-04-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us) | Saponifiable Fatty Acids Used as Liquefying Agents for Fluids Gelled with Viscoelastic Surfactants |
-
2013
- 2013-07-10 RU RU2013132089/03A patent/RU2559976C2/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| ES8802448A1 (en) * | 1985-06-12 | 1988-04-16 | Bueno Cordero Jose | Active carbon prodn. from agricultural residues |
| RU2012787C1 (en) * | 1992-04-15 | 1994-05-15 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of oil field |
| RU2034981C1 (en) * | 1992-10-15 | 1995-05-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method of exploitation of oil pool |
| RU2154617C2 (en) * | 1998-09-28 | 2000-08-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Method of purifying petroleum- and lube oil-containing waste |
| RU2305121C2 (en) * | 2001-12-21 | 2007-08-27 | Эдвард Л. БУДРО | Composition and process for improved production of oil |
| RU2007137985A (en) * | 2005-03-16 | 2009-04-27 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (Us) | Saponifiable Fatty Acids Used as Liquefying Agents for Fluids Gelled with Viscoelastic Surfactants |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2013132089A (en) | 2015-01-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Mohsenzadeh et al. | The novel use of deep eutectic solvents for enhancing heavy oil recovery | |
| Bai et al. | Experimental study on ethanolamine/surfactant flooding for enhanced oil recovery | |
| Samanta et al. | Interactions between acidic crude oil and alkali and their effects on enhanced oil recovery | |
| Wei et al. | Influence of individual ions on oil/brine/rock interfacial interactions and oil–water flow behaviors in porous media | |
| Gregersen et al. | ASP design for the Minnelusa formation under low-salinity conditions: Impacts of anhydrite on ASP performance | |
| RU2671878C2 (en) | Method of using surface modifying treatment agents to treat subterranean formations | |
| Esfandiarian et al. | Mechanistic investigation of the synergy of a wide range of salinities and ionic liquids for enhanced oil recovery: fluid–fluid interactions | |
| Chen et al. | A comparative study of inorganic alkaline/polymer flooding and organic alkaline/polymer flooding for enhanced heavy oil recovery | |
| Zhang et al. | Application of the marangoni effect in nanoemulsion on improving waterflooding technology for heavy-oil reservoirs | |
| RU2543224C2 (en) | Acid composition for treatment of wells in carbonate and terrigenous reservoirs, and acid treatment method of bottom-hole zone of formation with its application | |
| Mohsenzadeh et al. | Effects of concentration, salinity and injection scenario of ionic liquids analogue in heavy oil recovery enhancement | |
| Shang et al. | Performance and displacement mechanism of a surfactant/compound alkaline flooding system for enhanced oil recovery | |
| Zhang et al. | Evaluation of different factors on enhanced oil recovery of heavy oil using different alkali solutions | |
| Khormali et al. | Development of a new chemical solvent package for increasing the asphaltene removal performance under static and dynamic conditions | |
| WO2006026732A1 (en) | Chemical system for improved oil recovery | |
| US20170058187A1 (en) | Enhanced oil recovery method for producing light crude oil from heavy oil fields | |
| Dai et al. | Study on the reutilization of clear fracturing flowback fluids in surfactant flooding with additives for Enhanced Oil Recovery (EOR) | |
| RU2619965C2 (en) | Treatment fluids, containing low emulsionizing surface-active agents, and related methods | |
| Wang et al. | Investigation on the interfacial properties of a viscoelastic-based surfactant as an oil displacement agent recovered from fracturing flowback fluid | |
| Atsenuwa et al. | Effect of Viscosity of Heavy Oil Class-A on Oil Recovery in SP Flooding Using Lauryl Sulphate and Gum Arabic | |
| Shedid et al. | Formation damage caused by simultaneous sulfur and asphaltene deposition | |
| Dordzie et al. | Experimental study on alternating injection of silica and zirconia nanoparticles with low salinity water and surfactant into fractured carbonate reservoirs for enhanced oil recovery | |
| Yin et al. | Main Controlling Factor of Polymer‐Surfactant Flooding to Improve Recovery in Heterogeneous Reservoir | |
| Collins et al. | Field application of a scale inhibitor squeeze enhancing additive | |
| Mahardika et al. | Enhanced heavy oil recovery by calcium hydroxide flooding with the production of viscoelastic materials: Study with 3-D x-ray tomography and 2-D glass micromodels |