RU2581070C1 - Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir - Google Patents
Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2581070C1 RU2581070C1 RU2015105688/03A RU2015105688A RU2581070C1 RU 2581070 C1 RU2581070 C1 RU 2581070C1 RU 2015105688/03 A RU2015105688/03 A RU 2015105688/03A RU 2015105688 A RU2015105688 A RU 2015105688A RU 2581070 C1 RU2581070 C1 RU 2581070C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- coagulant
- formation
- injection
- Prior art date
Links
- 239000000701 coagulant Substances 0.000 title claims abstract description 34
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 23
- 239000010936 titanium Substances 0.000 title claims abstract description 23
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 23
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 45
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 45
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 55
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 26
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 19
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 12
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 230000002250 progressing effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 45
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 25
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 21
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 17
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 12
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 11
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 10
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 10
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 9
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 8
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 8
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 8
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 7
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 239000000047 product Substances 0.000 description 5
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 5
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 4
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 4
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 3
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- 150000003609 titanium compounds Chemical class 0.000 description 3
- 229910018072 Al 2 O 3 Inorganic materials 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 aluminum salt Chemical class 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000001112 coagulating effect Effects 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 2
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 229920000592 inorganic polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 2
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical class O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 2
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 2
- FDNAPBUWERUEDA-UHFFFAOYSA-N silicon tetrachloride Chemical class Cl[Si](Cl)(Cl)Cl FDNAPBUWERUEDA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 2
- 229910004762 CaSiO Inorganic materials 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 229910017625 MgSiO Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910010413 TiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052910 alkali metal silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K aluminium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[OH-].[Al+3] WNROFYMDJYEPJX-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical class Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- YADYSHISCDOTDA-UHFFFAOYSA-N azane;silicic acid Chemical compound N.O[Si](O)(O)O YADYSHISCDOTDA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000001354 calcination Methods 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005660 chlorination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 1
- GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M dimethyl-bis(prop-2-enyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C=CC[N+](C)(C)CC=C GQOKIYDTHHZSCJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 150000004679 hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000006194 liquid suspension Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000008239 natural water Substances 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 150000003961 organosilicon compounds Chemical class 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000010094 polymer processing Methods 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000008213 purified water Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- LIVNPJMFVYWSIS-UHFFFAOYSA-N silicon monoxide Chemical class [Si-]#[O+] LIVNPJMFVYWSIS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002893 slag Substances 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000004659 sterilization and disinfection Methods 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 239000004408 titanium dioxide Substances 0.000 description 1
- XJDNKRIXUMDJCW-UHFFFAOYSA-J titanium tetrachloride Chemical class Cl[Ti](Cl)(Cl)Cl XJDNKRIXUMDJCW-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- HDUMBHAAKGUHAR-UHFFFAOYSA-J titanium(4+);disulfate Chemical class [Ti+4].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O HDUMBHAAKGUHAR-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
- 238000011269 treatment regimen Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/162—Injecting fluid from longitudinally spaced locations in injection well
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
Description
Область техникиTechnical field
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования охвата нефтяных пластов заводнением, и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи или при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for controlling the coverage of oil reservoirs by water flooding, and may find application in the development of heterogeneous permeability and oil saturation of an oil reservoir or in progressive water cut of produced fluid.
Предшествующий уровень техникиState of the art
Проблема наиболее полного извлечения нефти из недр была и остается одной из ключевых проблем в нефтедобывающей промышленности.The problem of the most complete extraction of oil from the bowels has been and remains one of the key problems in the oil industry.
В настоящее время заводнение - самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В России свыше 90% всей нефти добывают из заводняемых месторождений. В США из таких месторождений также получают значительную часть добычи нефти.At present, water flooding is the most widespread type of impact on the layers of developed fields in the world. In Russia, over 90% of all oil is produced from waterflood deposits. In the USA, a significant portion of oil production is also obtained from such fields.
Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне. Однако применение указанного метода часто приводит к образованию высокопромытых зон, что снижает его эффективность и приводит к обводнению добываемой продукции.Waterflooding of oil fields is used to displace oil with water from the reservoirs and maintain the reservoir pressure at a given level. However, the application of this method often leads to the formation of highly washed zones, which reduces its effectiveness and leads to flooding of the produced products.
Для повышения охвата пласта заводнением по толщине и по площади, а следовательно, и увеличения нефтеизвлечения необходимо увеличить сопротивление движению воды в промытых высокопроницаемых зонах нефтеносного пласта и тем самым направить воду от заводнения в неохваченные вытеснением более низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки. Это приведет к выравниванию неоднородности пласта по проницаемости, исключив из разработки обводненные высокопроницаемые зоны, задействованные ранее со стороны нагнетательных скважин вытеснением, и изменению гидродинамических потоков в пласте. Такой результат можно достигнуть путем закачки в пласт композиций, ограничивающих фильтрацию через зону нагнетания воды в высокообводненные (или полностью промытые), ранее задействованные в разработке нефтяные пласты.To increase the coverage of the formation by flooding in thickness and area, and consequently increase oil recovery, it is necessary to increase the resistance to movement of water in the washed high-permeability zones of the oil-bearing formation and thereby direct the water from flooding into the low-permeable oil-saturated layers not covered by the displacement. This will lead to equalization of the heterogeneity of the formation in terms of permeability, eliminating from the development of watered high-permeability zones, previously used from the side of injection wells by displacement, and a change in hydrodynamic flows in the formation. Such a result can be achieved by injecting compositions into the formation that restrict filtration through the water injection zone into highly watered (or completely washed) oil formations previously used in the development.
В настоящее время достаточно хорошо известно большое количество методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием, таких как закачка загущенной полимерами воды, пены, периодическая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость отдельных высокопроницаемых промытых вытесняющим агентом пропластков, силикатно-щелочных растворов (СЩР), полимердисперсных систем (ПДС), а также разнообразных гелеобразующих в пластовых условиях композиций химреагентов.At present, quite a lot of methods are known for increasing the coefficient of formation coverage by exposure, such as injection of polymer-thickened water, foam, periodic injection of reagents that reduce the permeability of individual highly permeable interlayers washed with a displacing agent, silicate-alkaline solutions (SSR), and polymer-dispersed systems ( PDS), as well as a variety of compositions of chemical reagents gelling under formation conditions.
Известен способ регулирования нефтяных пластов (патент США №4332297, опубл. 1982 г.) посредством избирательного регулирования потока жидкости через зоны коллектора с высокой проницаемостью закачкой водного раствора полимера с последующей закачкой водного раствора силиката щелочного металла. Недостатком способа является низкая эффективность, особенно на поздней стадии разработки, т.к. в пористой среде растворы не перемешиваются и не образуют во всем объеме ни ассоциатов, ни осадка, что не создает эффективного сопротивления течению воды при последующем заводнении. В результате нефтеотдача остается невысокой.A known method of regulating oil reservoirs (US patent No. 4332297, publ. 1982) by selectively controlling the flow of fluid through the zone of the reservoir with high permeability by injection of an aqueous polymer solution followed by injection of an aqueous solution of alkali metal silicate. The disadvantage of this method is the low efficiency, especially at a late stage of development, because in a porous medium, the solutions do not mix and do not form any associates or sediment in the entire volume, which does not create effective resistance to water flow during subsequent flooding. As a result, oil recovery remains low.
Одним из эффективных методов воздействия для глубокой обработки пласта является процесс селективной изоляции водопроводящих каналов водоизолирующими составами на основе силиката натрия, испытанный и внедренный на обводненных нефтяных залежах. В основе технологии применения силикатных составов лежит их способность взаимодействовать с ионами поливалентных металлов или другими агентами с образованием водорастворимых осадков CaSiO3, MgSiO3, Mg(OH)2, Са(ОН)2 или гелеобразных систем. Осадки солей кремнекислоты являются коллоидами, они способны снижать проницаемость среды в 4-10 раз. Осадки гидроокиси магния и кальция снижают проницаемость в меньшей степени, в 1,5-2 раза. Замечено, что гели кремнекислоты обладают малой механической прочностью на сжатие (менее 102 МПа) и характеризуются некоторым начальным напряжением сдвига. Эффект тампонирования достигается вследствие наличия у геля начального сдвига, но из-за малого его значения тампонирующий экран, полученный на его основе, быстро разрушается и вытесняется. Механическая прочность геля повышается путем введения в силикатные растворы специальных добавок, что позволяет сохранить тампонирующий эффект водоизолирующего слоя в обводненных зонах при очень большой депрессии (до 20-25 МПа). К таким добавкам относятся полимеры, при использовании которых образуются межмолекулярные связи между стенками пор и поверхностью осадков, что способствует повышению стабильности слоя и его прочности. Широкие возможности применения силикатов обусловливаются их свойствами, которые сохраняются даже при высоком давлении и температуре до 200°С. Это позволило разработать и внедрить с их использованием способы селективного ограничения водопритоков из глубокозалегающих высокотемпературных коллекторов. В этих условиях большинство полимерных и кремнийорганических составов малоэффективны.One of the effective methods of exposure for deep processing of the reservoir is the process of selective isolation of water supply channels with sodium silicate-based water-insulating compounds, tested and implemented on waterlogged oil deposits. The technology of using silicate compositions is based on their ability to interact with polyvalent metal ions or other agents to form water-soluble precipitates of CaSiO 3 , MgSiO 3 , Mg (OH) 2 , Ca (OH) 2 or gel-like systems. Precipitation of silicic acid salts are colloids, they are able to reduce the permeability of the medium by 4-10 times. Precipitation of magnesium hydroxide and calcium reduce permeability to a lesser extent, 1.5-2 times. It has been noted that silicic acid gels have low mechanical compressive strength (less than 10 2 MPa) and are characterized by some initial shear stress. The plugging effect is achieved due to the initial shift in the gel, but because of its small value, the plugging screen obtained on its basis is rapidly destroyed and displaced. The mechanical strength of the gel is increased by introducing special additives into silicate solutions, which allows you to save the plugging effect of the water-insulating layer in flooded areas with very large depression (up to 20-25 MPa). Such additives include polymers, the use of which forms intermolecular bonds between the pore walls and the surface of the sediment, which helps to increase the stability of the layer and its strength. The wide range of application of silicates is due to their properties, which are preserved even at high pressure and temperature up to 200 ° C. This made it possible to develop and implement with their use methods of selective limitation of water inflow from deep-seated high-temperature reservoirs. Under these conditions, most polymer and organosilicon compounds are ineffective.
Способностью к образованию объемных гелеобразных стабильных осадков во времени обладают аммиачно-силикатные растворы с хлористым кальцием. С целью повышения стабильности осадков при повышении температуры до 70-80°C исследовались добавки различных водорастворимых полимеров, обладающих флокулирующей способностью, например ПАА, гипана, демана ВПК-402.The ability to form voluminous gel-like stable sediments in time is possessed by ammonia-silicate solutions with calcium chloride. In order to increase the stability of precipitation with increasing temperature to 70-80 ° C, additives of various water-soluble polymers with flocculating ability, for example, PAA, hypane, and VPK-402 deman, were studied.
В качестве загущенной воды известен метод закачивания в пласт водных растворов различных полимеров, например полиакриламида (ПАА). В зависимости от товарных свойств полимера при приемлемых концентрациях вязкость воды может быть увеличена в несколько десятков раз. При закачке в пласт растворов полиакриламида увеличивается коэффициент охвата залежи воздействием за счет выравнивания вязкости нефти и вытесняющей жидкости. Одновременно происходит некоторое уменьшение средней приемистости нагнетательных скважин из-за повышения вязкости закачиваемой воды. Кроме того, на приемистость скважины оказывает влияние снижение фазовой проницаемости для воды из-за взаимодействия и адсорбции молекул полимера на поверхности породы. Анализ эффективности обычного полимерного заводнения показывает, что область применения его, как и других методов повышения нефтеотдачи пластов, ограничивается обводненностью добываемой жидкости, равной 60-70% и обусловленной, как правило, образованием в продуктивном пласте промытых высокопроницаемых зон. В этих условиях фильтрационное сопротивление пористой среды при обработке полимером практически не изменяется. Этим объясняется более эффективное применение полимерного заводнения на более ранней стадии разработки нефтяных месторождений.As thickened water, a method of injecting into the formation aqueous solutions of various polymers, for example polyacrylamide (PAA), is known. Depending on the commercial properties of the polymer at acceptable concentrations, the viscosity of water can be increased several tens of times. When polyacrylamide solutions are injected into the reservoir, the coverage coefficient of the reservoir increases due to the equalization of the viscosity of oil and displacing fluid. At the same time, there is a slight decrease in the average injectivity of injection wells due to an increase in the viscosity of the injected water. In addition, the injectivity of the well is affected by a decrease in the phase permeability for water due to the interaction and adsorption of polymer molecules on the rock surface. An analysis of the effectiveness of conventional polymer flooding shows that its field of application, as well as other methods of enhancing oil recovery, is limited by the water cut of the produced fluid equal to 60-70% and, as a rule, is caused by the formation of washed highly permeable zones in the reservoir. Under these conditions, the filtration resistance of the porous medium during polymer processing remains practically unchanged. This explains the more effective use of polymer flooding at an earlier stage in the development of oil fields.
Известен способ добычи нефти путем последовательной закачки в пласт порций растворов вязкоупругих составов на основе полиакриламида ПАА и соли алюминия с оторочками пресной воды между ними (Патент РФ №2086757, опубл. 1997). Недостатком этого способа является то, что в пласт закачивается по одной оторочке ПАА и соли алюминия с буфером воды между ними с устья каждой скважины. При закачке оторочек компонентов (полимера и соли алюминия) и буфера воды малого объема (до 10-50 м3), обеспечивающих качественное смешивание ПАА и соли алюминия, воздействие на пласт будет не эффективно из-за недостаточного объема оторочки после смешивания ПАА и соли алюминия. При увеличении количества реагентов до количества, достаточного для получения результатов кольматации и выравнивания фронтов заводнения пласта, невозможно достижение качественного смешения в пласте при использовании по одной оторочке компонентов и требуется практически двукратное увеличение закачки количества реагентов, что ведет к увеличению затрат на реализацию способа. Кроме того, при приготовлении раствора ПАА на поверхности для закачки в скважину необходимо полное растворение ПАА в пресной воде в течение 60 мин, в сточной воде в течение 90 мин, что приводит к лишним затратам. При этом после закачки состава в пласт требуется выдержка скважины в течение трех суток на период гелеобразования, что связано также с дополнительной затратой времени на проведение процесса. Приготовление и закачка состава производится индивидуально в одну скважину с устья.A known method of oil production by sequentially pumping portions of solutions of viscoelastic compositions based on PAA polyacrylamide and aluminum salt with fresh water rims between them (RF Patent No. 2086757, publ. 1997). The disadvantage of this method is that one rim of PAA and aluminum salt are pumped into the formation with a buffer of water between them from the mouth of each well. When injecting component rims (polymer and aluminum salt) and a small volume water buffer (up to 10-50 m 3 ) providing high-quality mixing of PAA and aluminum salt, the formation will not be effective due to insufficient rim volume after mixing PAA and aluminum salt . When the amount of reagents is increased to a quantity sufficient to obtain the results of the mudding and leveling of the waterflooding fronts, it is impossible to achieve high-quality mixing in the reservoir when using one rim of components and it requires an almost twofold increase in the injection of the number of reagents, which leads to an increase in the cost of implementing the method. In addition, when preparing a PAA solution on the surface for injection into the well, it is necessary to completely dissolve the PAA in fresh water for 60 minutes and in wastewater for 90 minutes, which leads to unnecessary costs. In this case, after injection of the composition into the formation, exposure of the well is required for three days for the period of gelation, which is also associated with an additional investment of time for the process. Preparation and injection of the composition is carried out individually in one well from the wellhead.
Следует отметить, что с повышением температуры пласта более 70°C происходят разрушение молекул полимеров и снижение эффективности его применения для повышения нефтеотдачи пластов. При коэффициенте проницаемости пласта менее 0,1 мкм2 процесс полимерного заводнения трудно реализуем, так как размеры молекул раствора больше размеров пор и происходит либо его кольматация в призабойной зоне, либо механическое разрушение молекул полимера.It should be noted that with an increase in the temperature of the formation over 70 ° C, the destruction of polymer molecules and a decrease in the effectiveness of its use to increase oil recovery occur. When the permeability coefficient of the formation is less than 0.1 μm 2, the process of polymer flooding is difficult to implement, since the size of the solution molecules is larger than the pore size and either colmatization occurs in the bottomhole zone or mechanical destruction of the polymer molecules.
В условиях повышенной солености пластовых вод и содержания солей кальция и магния водные растворы наиболее доступных полимеров становятся неустойчивыми, нарушается их структура и пропадает эффект загущения воды, а более устойчивые полимеры биологического происхождения пока практически недоступны.Under conditions of increased salinity of formation waters and the content of calcium and magnesium salts, aqueous solutions of the most accessible polymers become unstable, their structure is violated and the effect of thickening of water disappears, and more stable polymers of biological origin are practically inaccessible.
Наиболее близким является способ разработки неоднородной обводненной нефтяной залежи (патент РФ №2528183, опубл.10.09.2014), включающий закачку через нагнетательные скважины водного раствора коагулянта (рабочий агент), включающего водные растворы солей многовалентных металлов, водные растворы сшивающих агентов, полимердисперсную систему и ПАВ. Причем закачку реагентов ведут в зависимости от текущего коэффициента нефтеотдачи и обводненности нефтепродукта, в виде их отдельных оторочек или в виде их смеси с компонентами полимердисперсной системы и с буферным объемом воды между компонентами полимердисперсной системы.The closest is a method for developing a heterogeneous waterlogged oil reservoir (RF patent No. 2528183, published September 10, 2014), which includes injecting an aqueous solution of a coagulant (working agent) through injection wells, including aqueous solutions of salts of multivalent metals, aqueous solutions of crosslinking agents, a polymer dispersed system, and Surfactant. Moreover, the reagents are injected depending on the current oil recovery coefficient and the water content of the oil product, in the form of their individual rims or as a mixture of them with the components of the polymer dispersed system and with the buffer volume of water between the components of the polymer dispersed system.
Недостатком используемого рабочего агента является наличие полимерного реагента. Полимеры являются дефицитными и дорогостоящими продуктами, не стабильными при высоких пластовых температурах и повышенной минерализации, процесс такого заводнения достаточно трудоемкий.The disadvantage of the working agent used is the presence of a polymer reagent. Polymers are scarce and expensive products, not stable at high reservoir temperatures and high salinity, the process of such water flooding is quite laborious.
Поэтому с точки зрения уменьшения затрат на увеличение нефтеотдачи существенный интерес представляют методы, основанные на использовании более стабильных не разрушающихся в пластовых условиях химических продуктов, работающих в широком диапазоне температур (без ограничения) и минерализации пластовой воды, обеспечивающие возможность закачки значительного объема рабочих растворов от объема порового пространства без ограничения во времени, в то время как у стандартных систем время закачки ограничено временем сшивки или гелеобразования, как правило, менее 3-7 часов и температуры.Therefore, from the point of view of reducing the cost of enhanced oil recovery, methods based on the use of more stable chemical products that do not collapse under formation conditions operating in a wide temperature range (without limitation) and formation water mineralization, which make it possible to pump a significant volume of working solutions from pore space without time limitation, while for standard systems the injection time is limited by the time of crosslinking or gelation I tend to be less than 3-7 hours and temperature.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
Технический результат, на достижение которого направлено заявленное изобретение, заключается в увеличении фильтрационных сопротивлений в высокопроводящих каналах пористой среды, что приводит к изменению гидродинамических потоков и перераспределению закачиваемых вод, выравниванию неоднородности пласта по проницаемости, исключению из разработки обводненных высокопроницаемых зон, что приводит к увеличению охвата пластов заводнением на 10-30% (в зависимости от профиля приемистости нагнетательных скважин) и нефтеотдачи залежи на 0,01-2%.The technical result to which the claimed invention is directed is to increase filtration resistances in highly conductive channels of a porous medium, which leads to a change in hydrodynamic flows and redistribution of injected water, equalization of reservoir heterogeneity in permeability, exclusion from development of flooded highly permeable zones, which leads to increased coverage reservoirs by water flooding by 10-30% (depending on the injectivity profile of injection wells) and oil recovery by 0.01-2%.
Указанный технический результат заключается в применении известного коагулянта, полученного из титансодержащей руды лейкоксен, в виде его 1-30%-ной водной суспензии для обработки обводненного нефтяного пласта путем закачки ее в указанный нефтяной пласт.The specified technical result consists in the use of a known coagulant obtained from titanium-containing leucoxene ore in the form of its 1-30% aqueous suspension for treating a waterlogged oil reservoir by pumping it into said oil reservoir.
При этом в зависимости от приемистости нагнетательных скважин общий объем закачки рабочего агента может составлять 600-3600 м3, количество циклов закачки 3-5, а время выдержки между циклами 36-72 часа.Moreover, depending on the injectivity of injection wells, the total injection volume of the working agent can be 600-3600 m 3 , the number of injection cycles 3-5, and the exposure time between cycles 36-72 hours.
Возможный объем закачки и концентрации рабочего агента от величины приемистости скважины: при приемистости меньше 150 м3/сут применяют рабочий агент концентрации 1-4% при приемистости 150-300 м3/сут применяют рабочий агент концентрации 4-5%, 300-700 м3/сут применяют рабочий агент концентрации 5-6%, при приемистости 700-1500 м3/сут применяют рабочий агент концентрации 7-10%, при приемистости больше 1500 м3/сут применяют рабочий агент концентрации 10-30%.Possible injection volume and concentration of the working agent on the magnitude injectivity: the pick-up of less than 150 m 3 / day employed worker agent concentration 1-4% at the pick-up of 150-300 m 3 / day employed worker agent concentration 4-5% 300-700 m 3 / day, a working agent of a concentration of 5-6% is used, with an injectivity of 700-1500 m 3 / day, a working agent of a concentration of 7-10% is used, with an injectivity of more than 1500 m 3 / day, a working agent of a concentration of 10-30% is used.
После реализации процесса обработки скважины с применением рабочего агента на основе титанового коагулянта и последующей выдержки нагнетательную скважину переводят под закачку воды в прежний режим работы.After the well treatment process is implemented using a working agent based on a titanium coagulant and subsequent exposure, the injection well is transferred to the previous operating mode for water injection.
Применяемый коагулянт, полученный из титансодержащей руды, является стабильным в пластовых условиях в широком диапазоне температур (без ограничения) и минерализации пластовой воды, не имеет усадки, так как в его составе отсутствуют полимеры, способ заводнения пласта технологически достаточно прост.The used coagulant obtained from titanium-containing ore is stable under formation conditions in a wide temperature range (without limitation) and mineralization of produced water, has no shrinkage, since there are no polymers in it, the method of formation flooding is technologically quite simple.
Способ получения указанного коагулянта, применяемого для очистки и обеззараживания природных и сточных вод, раскрыт в патенте РФ №2367618, опубл. 20.09.2009 и патенте РФ №2399591, опубл. 20.09.2010, и включает прокаливание флотационного концентрата из титансодержащей руды лейкоксен до концентрата с содержанием диоксида титана не менее 50% и диоксида кремния не более 25%, смешение полученного концентрата, кокса и лигносульфонатов в соотношении 4:1,3:1, хлорирование при температуре не менее 600°C, отстаивание и фильтрацию шлаков примесей из жидких хлоридов титана и кремния с последующим гидролизом хлоридов титана и кремния и добавлением гидроксида алюминия.A method of obtaining the specified coagulant used for the purification and disinfection of natural and waste water is disclosed in the patent of the Russian Federation No. 2367618, publ. September 20, 2009 and RF patent No. 2399591, publ. 09/20/2010, and includes calcining a flotation concentrate from titanium-containing leucoxene ore to a concentrate with a titanium dioxide content of at least 50% and silicon dioxide no more than 25%, mixing the resulting concentrate, coke and lignosulfonates in a ratio of 4: 1.3: 1, chlorination at at a temperature of at least 600 ° C, settling and filtering slag impurities from liquid titanium and silicon chlorides, followed by hydrolysis of titanium and silicon chlorides and the addition of aluminum hydroxide.
Полученный заявленным способом коагулянт, используемый для обработки обводненных нефтяных пластов в виде 1-30%-ной водной суспензии, содержит ингредиенты - сульфаты, оксигидросульфаты, хлориды и оксигидрохлориды титана, кремния и алюминия, количественное содержание которых рассчитывают из необходимого состава содержания оксидов титана, кремния и алюминия. Суммарное содержание сульфатов и оксигидросульфатов титана составляет не более 0,03 мас %, кремния - не более 0,005 мас.%, алюминия - не более 0,026 мас.%. Таким образом, в сумме сульфаты и оксигидросульфаты титана, кремния и алюминия составляют не более 0,061 мас.%. Содержание в общей массе коагулянта сульфатов и оксигидросульфатов является минимальным и их влияние на коагулирующие свойства в процессе водоподготовки незначительно.Obtained by the claimed method, the coagulant used for the treatment of flooded oil reservoirs in the form of a 1-30% aqueous suspension contains ingredients - sulfates, oxyhydrosulfates, chlorides and oxyhydrochlorides of titanium, silicon and aluminum, the quantitative content of which is calculated from the required composition of the content of titanium, silicon oxides and aluminum. The total content of titanium sulfates and oxyhydrosulfates is not more than 0.03 wt.%, Silicon - not more than 0.005 wt.%, Aluminum - not more than 0.026 wt.%. Thus, the total sulfates and oxyhydrosulfates of titanium, silicon and aluminum are not more than 0.061 wt.%. The content in the total mass of the coagulant of sulfates and oxyhydrosulfates is minimal and their effect on the coagulating properties in the process of water treatment is insignificant.
Содержание в составе коагулянта хлоридов и оксигидрохлоридов титана, кремния и алюминия положительно влияет на его коагулирующие свойства реагента.The content of titanium, silicon and aluminum chlorides and oxyhydrochlorides in the coagulant positively affects its coagulating properties of the reagent.
Суммарное содержание хлоридов и оксигидрохлоридов титана составляет не менее 2,3 мас.%, кремния - не менее 0,75 мас.%, алюминия - не менее 5,2 мас.%. Общее количество хлоридов и оксихлоридов титана, кремния и алюминия в составе коагулянта составляет не менее 8,25 мас.% (достаточно значимо по отношению к общей массе). Однако эти количества, пересчитанные на оксиды, составляют менее трети (2,3 мас.%) и уже входят в общее содержание оксида титана, которое в коагулянте составляет не менее 10,6 мас.%.The total content of titanium chlorides and oxyhydrochlorides is not less than 2.3 wt.%, Silicon - not less than 0.75 wt.%, Aluminum - not less than 5.2 wt.%. The total amount of chlorides and oxychlorides of titanium, silicon and aluminum in the composition of the coagulant is at least 8.25 wt.% (Quite significant in relation to the total weight). However, these amounts, converted to oxides, make up less than a third (2.3 wt.%) And are already included in the total content of titanium oxide, which in the coagulant is at least 10.6 wt.%.
С учетом изложенного, «пересчет на оксиды» предполагает, что в общем количестве (пересчитанных в мас.%) оксидах уже присутствуют и сульфаты, и оксигидросульфаты, и хлориды и оксигидрохлориды титана, кремния и алюминия, и поэтому в полученном коагулянте указаны ингредиенты, в пересчете на оксиды, в следующем соотношении в мас.%:In view of the foregoing, “conversion to oxides” suggests that the total amount (converted in wt.%) Of oxides already contains sulfates, and oxyhydrosulfates, and chlorides and oxyhydrochlorides of titanium, silicon and aluminum, and therefore, the ingredients indicated in the coagulant obtained are in terms of oxides, in the following ratio in wt.%:
оксид титана - не менее 10,6;titanium oxide - not less than 10.6;
оксид алюминия - не более 76,5;aluminum oxide - not more than 76.5;
оксид кремния - не менее 5,0;silicon oxide - not less than 5.0;
примесные соединения серы, железа, кальция, хлора - не более 0,5;impurity compounds of sulfur, iron, calcium, chlorine - not more than 0.5;
содержание воды - не более 7,4.water content - not more than 7.4.
При добавлении вышеуказанного коагулянта в сильно загрязненную воду (с механическими примесями, органикой), представляющую собой равновесную коллоидную систему, наряду с образованием неорганического геля из соединений титана происходит разрушение коллоидной системы - воды, содержащей большое количество загрязнений, за счет электростатического притяжения загрязняющих частиц из коллоидной системы к адсорбционным центрам соединений титана. Равновесие коллоидной системы (загрязненной воды) нарушается - происходит налипание частиц-загрязнителей на частицы соединений титана и алюминия. Таким образом, происходит флокуляция - слипание частиц коллоидной системы, при которой мелкие частицы, находящиеся во взвешенном состоянии в воде, образуют рыхлые хлопьевидные скопления, т.е. флокулы.When the above coagulant is added to heavily contaminated water (with mechanical impurities, organic matter), which is an equilibrium colloidal system, along with the formation of an inorganic gel from titanium compounds, the colloidal system — water containing a large amount of contaminants — is destroyed due to the electrostatic attraction of polluting particles from colloidal systems to the adsorption centers of titanium compounds. The equilibrium of the colloidal system (contaminated water) is violated - the contaminant particles adhere to the particles of titanium and aluminum compounds. Thus, flocculation occurs - coalescence of particles of the colloidal system, in which small particles in suspension in water form loose flocculent clusters, i.e. flocs.
Указанный коагулянт в определенных концентрациях при взаимодействии с очищенной водой образует гелеобразные структуры в виде однородной микродисперсной смеси.The specified coagulant in certain concentrations when interacting with purified water forms gel-like structures in the form of a homogeneous microdispersed mixture.
Соединения титана (TiCl4, TiO2) являются наиболее активной частью реагента и при взаимодействии с водой образуют развитые линейные структуры - неорганический полимер, состоящий из сцепленных частиц с большим количеством адсорбционных центров, которые за счет электростатического притяжения образуют коллоидную систему в виде геля.Titanium compounds (TiCl 4 , TiO 2 ) are the most active part of the reagent and, when interacting with water, form developed linear structures - an inorganic polymer consisting of adhered particles with a large number of adsorption centers, which, due to electrostatic attraction, form a colloidal system in the form of a gel.
Содержащиеся в коагулянте соединения алюминия (AlCl3, Al2O3) дополнительно создают тонкодисперсную взвесь, которая упрочняет образованную гелевую систему. В зависимости от концентрации коагулянта жидкая суспензия даже после отделения твердых частиц путем фильтрации обладает большей вязкостью, чем вода - растворитель.The aluminum compounds contained in the coagulant (AlCl 3 , Al 2 O 3 ) additionally create a fine suspension, which strengthens the gel system formed. Depending on the concentration of the coagulant, a liquid suspension even after separation of solid particles by filtration has a higher viscosity than water - solvent.
Для закачки в пласт суспензию коагулянта готовят на поверхности путем приготовления его суспензии в относительно «чистой воде», не содержащей большого количества загрязняющих частиц. При этом в зависимости от концентрации коагулянта образуется лишь неорганический гель, который большими порциями закачивают в нагнетательные скважины. При поступлении в поровое пространство он в виде поршня выталкивает ранее закачанные порции нагнетаемой воды, качество которой также регламентируется нормативными документами. Проникновение дополнительных загрязнений в закачиваемый раствор коагулянта обусловлено лишь контактом с небольшим количеством остаточной нефти, содержащейся в промытых зонах коллектора, и возможным частичным контактом с пластовой водой, имеющей более высокую минерализацию, чем закачиваемая вода. Таким образом, вода, содержащая коагулянт при закачке в пласт практически не контактирует с большим количеством загрязнений, что позволяет беспрепятственно осуществить закачку больших объемов.For injection into the formation, a coagulant suspension is prepared on the surface by preparing its suspension in relatively “clean water” that does not contain a large amount of contaminating particles. In this case, depending on the concentration of the coagulant, only an inorganic gel is formed, which is pumped in large portions into injection wells. Upon entering the pore space, it pushes out previously pumped portions of injected water in the form of a piston, the quality of which is also regulated by regulatory documents. The penetration of additional contaminants into the injected coagulant solution is due only to contact with a small amount of residual oil contained in the washed zones of the reservoir and possible partial contact with formation water having a higher salinity than the injected water. Thus, the water containing the coagulant when injected into the formation practically does not come into contact with a large amount of contaminants, which allows the injection of large volumes without hindrance.
По мере продвижения закачанных порций реагента по промытым и обводненным фильтрационным каналам на активных адсорбционных центрах происходит коагуляция твердых взвешенных частиц и остатков нефти. В результате образуются флокулы, которые дополнительно упрочняют закачанные порции реагента. Кроме того, за счет сил электростатического притяжения происходит сцепление свободных адсорбционных центров с минералами стенок порового пространства, что также упрочняет и закрепляет закачанные порции реагента в промытых зонах, что также способствует снижению проницаемости высокопроводящих каналов.As the injected portions of the reagent move along the washed and flooded filtration channels at the active adsorption centers, coagulation of suspended solids and oil residues occurs. As a result, flocs are formed, which additionally strengthen the injected portions of the reagent. In addition, due to the forces of electrostatic attraction, free adsorption centers adhere to the minerals of the walls of the pore space, which also strengthens and fixes the injected portions of the reagent in the washed zones, which also helps to reduce the permeability of highly conductive channels.
Осуществление изобретенияThe implementation of the invention
Технология закачки в нагнетательные скважины воды, содержащей заявленный коагулянт, относится к категории потокоотклоняющих. Задача указанных технологий состоит в блокировании или снижении проницаемости наиболее промытых зон коллектора, что дает возможность расширить зону нефтевытеснения, что, в свою очередь, способствует увеличению коэффициента охвата, текущего коэффициента нефтеотдачи и снизжению обводненности добываемой жидкости. При увеличении концентрации титанового коагулянта в рабочем агенте возрастает величина снижения проницаемости промытых зон и повышается эффективность потокоотклонения, однако могут возникать ограничения технологического и экономического характера (возможность прокачки, стоимостные характеристики).The technology of pumping water containing the claimed coagulant into injection wells is classified as flow diverting. The task of these technologies is to block or reduce the permeability of the most washed zones of the reservoir, which makes it possible to expand the oil displacement zone, which, in turn, helps to increase the coverage factor, the current oil recovery coefficient and reduce the water cut of the produced fluid. With an increase in the concentration of titanium coagulant in the working agent, the decrease in the permeability of the washed zones increases and the efficiency of flow rejection increases, however, technological and economic limitations may occur (possibility of pumping, cost characteristics).
Эффективность применения технологии оценивается величиной дополнительной добычи нефти на одну обработку (скв./операцию). Для разных объектов (в зависимости от ГФХ, состояния разработки) дополнительная добыча может составлять от 200 до 2400 тонн нефти. Прямую зависимость между концентрацией суспензии ТК в рабочем растворе и дополнительной добычей привести сложно, поскольку концентрация ТК в первую очередь определяется приемистостью нагнетательных скважин (ГФХ) при выборе стратегии обработок.The effectiveness of technology application is estimated by the amount of additional oil production per treatment (wells / operation). For different facilities (depending on the GFH, development status), additional production may range from 200 to 2400 tons of oil. It is difficult to bring a direct relationship between the concentration of a suspension of TC in the working solution and additional production, since the concentration of TC is primarily determined by the injectivity of injection wells (GPC) when choosing a treatment strategy.
В целом, эффективность потокоотклоняющих технологий выше на ранних стадиях разработки, чем на заключительных, что характерно для всех технологий ПНП, включая и классические: полимерное заводнение, заводнение с ПАВ и ASP, газовые методы.In general, the efficiency of flow diverting technologies is higher in the early stages of development than in the final stages, which is typical for all technologies of PNP, including classic ones: polymer flooding, flooding with surfactants and ASP, gas methods.
Основным компонентом реагента для закачки в пласт является водная суспензия коагулянта, получаемого из титансодержащей руды. Получаемый коагулянт представляет собой сложную композицию на основе соединений титана и алюминия (оксидов, гидроксидов, хлоридов и оксигидрохлоридов). Водный раствор (суспензия) коагулянта является неорганическим полимером. Коагулянт представляет собой белый мелкодисперсный порошок с низкой объемной плотностью 0,80±0,1 г/см, при смешивании с водой образует суспензию, размер частиц растворенного в воде коагулянта - около 5 мкм. В диапазоне концентраций 1-30% водный раствор является ньютоновской жидкостью, при этом раствор имеет pH=4-5. Содержащиеся в коагулянте соединения алюминия (AlCl3, Al2O3) дополнительно создают тонкодисперсную взвесь, которая упрочняет образованную гелевую систему. В целом, гелеобразная система с повышенной вязкостью увеличивает фильтрационные сопротивления в высокопроводящих каналах пористой среды, что приводит к перераспределению закачиваемых вод и увеличению охвата пластов заводнением.The main component of the injection reagent is an aqueous suspension of a coagulant obtained from titanium-containing ore. The resulting coagulant is a complex composition based on compounds of titanium and aluminum (oxides, hydroxides, chlorides and oxyhydrochlorides). The aqueous solution (suspension) of the coagulant is an inorganic polymer. The coagulant is a white fine powder with a low bulk density of 0.80 ± 0.1 g / cm, when mixed with water forms a suspension, the particle size of the coagulant dissolved in water is about 5 microns. In the concentration range of 1-30%, the aqueous solution is a Newtonian liquid, while the solution has a pH of 4-5. The aluminum compounds contained in the coagulant (AlCl 3 , Al 2 O 3 ) additionally create a fine suspension, which strengthens the gel system formed. In general, a gel-like system with increased viscosity increases filtration resistance in highly conductive channels of a porous medium, which leads to a redistribution of injected water and an increase in the coverage of formations by water flooding.
Технология обработки нагнетательных скважин включает следующие стадии:The technology for processing injection wells includes the following stages:
Выбор концентрация рабочего агента зависит от проницаемости и эффективной мощности пласта и фактической приемистости нагнетательной скважины, которая является производной фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) объекта, то есть от толщины, пористости, проницаемости коллектора, наличия высокопроницаемых каналов и т.д. Рекомендуемые концентрации реагента от приемистости скважины:The choice of the concentration of the working agent depends on the permeability and effective thickness of the formation and the actual injectivity of the injection well, which is a derivative of the filtration-capacitive properties (FES) of the object, that is, on the thickness, porosity, permeability of the reservoir, the presence of highly permeable channels, etc. Recommended reagent concentrations from the injectivity of the well:
≤150 м3/сут, концентрация 1-4%≤150 m 3 / day, concentration 1-4%
150-300 м3/сут, концентрация 4-5%150-300 m 3 / day, concentration 4-5%
300-700 м3/сут, концентрация 5-6%300-700 m 3 / day, concentration 5-6%
700-1500 м3/сут, концентрация 7-10%700-1500 m 3 / day, concentration 7-10%
>1500 м3/сут, концентрация 10-30%> 1500 m 3 / day, concentration of 10-30%
1.1. Выбор объема закачки на одну скважину.1.1. Choice of injection volume per well.
Объем закачиваемого реагента выбирают с учетом результатов трассерных исследований, которые проводят по общепринятым методикам и позволяют определить суммарные объемы высокопроницаемых фильтрационных каналов (эффективный объем трубок тока). С учетом коэффициента запаса, рекомендуемый общий объем одной обработки составляет 1,5-2,5 указанного объема суммарных эффективных трубок тока и составляет 600-3600 м3.The volume of injected reagent is selected taking into account the results of tracer studies, which are carried out according to generally accepted methods and allow determining the total volumes of highly permeable filtration channels (effective volume of current tubes). Taking into account the safety factor, the recommended total volume of one treatment is 1.5-2.5 of the indicated volume of the total effective current tubes and is 600-3600 m 3 .
Рекомендуемые объемы одной обработки по стадиям: Recommended volumes of one treatment per stage:
- 1 цикл - 0,5 эффективного объема трубок тока.- 1 cycle - 0.5 effective volume of current tubes.
- 2 цикл - 1,0 эффективного объема трубок тока.- 2 cycle - 1.0 effective volume of current tubes.
- 3 цикл - 1,5 эффективного объема трубок тока.- 3 cycle - 1.5 effective volume of current tubes.
Порядок реализации этапов обработки нагнетательных скважин: выбор количества циклов, выбор объемов каждого цикла, времени выдержки.The order of implementation of the stages of treatment of injection wells: the choice of the number of cycles, the choice of the volumes of each cycle, the exposure time.
1.2. Количество циклов: количество циклов определяют из необходимости снижения проницаемости указанных выше каналов и в каждом случае выбирают индивидуально. Рекомендуемое количество - 3, возможно увеличение до 5.1.2. Number of cycles: the number of cycles is determined from the need to reduce the permeability of the above channels and in each case is selected individually. The recommended amount is 3, an increase of up to 5 is possible.
1.3. Время между циклами: 36-72 часа выбирают для обеспечения дополнительного осадкообразования (флокуляции) в пласте с учетом средней продолжительности восстановления пластового давления до 90-95% от текущего давления по участку, после цикла закачки титанового коагулянта.1.3. Time between cycles: 36-72 hours are chosen to provide additional sedimentation (flocculation) in the reservoir, taking into account the average duration of reservoir pressure recovery up to 90-95% of the current pressure in the area, after the titanium coagulant injection cycle.
Объемы циклов определяются исходя из объема высокопроводящих каналов (по результатам трассерных исследований) - трубок тока. Увеличение объемов обработки с каждым циклом связано с неодинаковым распределением проводимости и объемов каждой трубки тока и необходимостью последовательного блокирования высокопроводящих обводненных каналов между нагнетательными и добывающими скважинами.Cycle volumes are determined based on the volume of highly conductive channels (based on tracer studies) - current tubes. The increase in treatment volumes with each cycle is associated with an unequal distribution of conductivity and volumes of each current tube and the need for sequential blocking of highly conductive flooded channels between injection and production wells.
Опыт применения потокоотклоняющих технологий свидетельствует о максимальной эффективности технологий на ранних стадии заводнения и высокой фильтрационной неоднородности продуктивного разреза. Тем не менее, применение на поздних стадиях эффективность достаточна высока и в обязательном порядке технологии должны применяться в связи с увеличением фильтрационной неоднородности (рост фазовых проницаемостей для воды) и снижением КПД закачиваемой воды, движущейся по сложившимся каналам фильтрации (трубкам тока) без совершения полезной работы по вытеснению нефти.The experience of the use of flow diverting technologies indicates the maximum efficiency of the technologies in the early stages of water flooding and high filtration heterogeneity of the productive section. Nevertheless, the use in the later stages of the efficiency is quite high and technologies must be applied without fail due to an increase in filtering heterogeneity (an increase in phase permeabilities for water) and a decrease in the efficiency of the injected water moving along the existing filtration channels (current pipes) without performing useful work oil displacement.
Разрабатывают неоднородное многопластовое нефтяное месторождение. Отбор продукции осуществляется через добывающие скважины, закачку воды для вытеснения нефти ведут через нагнетательные скважины. Для регулирования охвата пластов заводнением проводят обработки нагнетательных скважин путем закачки в них рабочего агента - суспензии коагулянта на основе титансодержащей руды. Для оценки эффективности работ выполняется анализ состояния разработки месторождения, изменения обводненности продукции и приемистости нагнетательных скважин.A heterogeneous multilayer oil field is being developed. The selection of products is carried out through production wells, water is injected to displace oil through injection wells. To control the coverage of the reservoirs by flooding, injection wells are treated by pumping a working agent in them - a coagulant suspension based on titanium-containing ore. To assess the effectiveness of the work, an analysis is made of the state of development of the field, changes in water cut and injectivity of injection wells.
Пример. Выделяют участок залежи со средней обводненностью продукции около 90% и с приемистостью нагнетательных скважин до 150-300 м3/сут. Залежь имеет следующие характеристики: толщина продуктивного пласта - 10 м, глубина водонефтяного контакта - 1980 м, пластовое давление - 18,6 МПа, пластовая температура - (-74°C), пористость - в пределах от 12 до 24%, проницаемость - 250·10-3 мкм2, начальная нефтенасыщенность - 0,7, неоднородность 0,5, вязкость нефти в пластовых условиях - 7,0 мПа·с, плотность нефти - 0,86 г/см3, минерализация пластовой воды - 260 г/л. Текущий коэффициент нефтеотдачи залежи составляет 0,36.Example. A section of the deposit is distinguished with an average water cut of about 90% and with an injection capacity of up to 150-300 m 3 / day. The reservoir has the following characteristics: reservoir thickness - 10 m, water-oil contact depth - 1980 m, reservoir pressure - 18.6 MPa, reservoir temperature - (-74 ° C), porosity - from 12 to 24%, permeability - 250 · 10 -3 μm 2 , initial oil saturation - 0.7, heterogeneity 0.5, oil viscosity in reservoir conditions - 7.0 MPa · s, oil density - 0.86 g / cm 3 , mineralization of produced water - 260 g / l The current oil recovery factor of the reservoir is 0.36.
Залежь разрабатывают с применением заводнения. Для обработки выбирают рабочий агент - водную суспензию, содержащую 5% титанового коагулянта, и закачивают через 1-8 нагнетательных скважин, из добывающих скважин ведется отбор продукции - обводненная жидкость со средней долей нефти около 80-90%.The deposit is developed using flooding. For processing, a working agent is selected - an aqueous suspension containing 5% titanium coagulant, and pumped through 1-8 injection wells, production is being taken from production wells - an irrigated liquid with an average oil fraction of about 80-90%.
Один цикл включает закачку водных растворов реагента в объеме 600-1200 м3 на 1 нагнетательную скважину. После закачки всего объема рабочего агента на основе титанового коагулянта в количестве 1800-3600 м3 на 1 нагнетательную скважину и последующей выдержки нагнетательную скважину переводят под закачку воды, разработку месторождения продолжают в прежнем режиме.One cycle includes the injection of aqueous reagent solutions in a volume of 600-1200 m 3 per 1 injection well. After injection of the entire volume of the working agent based on titanium coagulant in an amount of 1800-3600 m 3 per 1 injection well and subsequent exposure, the injection well is transferred to water injection, the development of the field is continued as before.
В результате проведения мероприятий коэффициент нефтеотдачи залежи составил 0,37.As a result of the measures, the oil recovery coefficient of the deposit was 0.37.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015105688/03A RU2581070C1 (en) | 2015-02-19 | 2015-02-19 | Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015105688/03A RU2581070C1 (en) | 2015-02-19 | 2015-02-19 | Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2581070C1 true RU2581070C1 (en) | 2016-04-10 |
Family
ID=55794396
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015105688/03A RU2581070C1 (en) | 2015-02-19 | 2015-02-19 | Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2581070C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2648135C1 (en) * | 2016-12-19 | 2018-03-22 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method of oil field development |
| RU2657904C1 (en) * | 2017-07-31 | 2018-06-18 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Method for developing the oil deposit |
| RU2693104C1 (en) * | 2018-07-30 | 2019-07-01 | Владимир Витальевич Муляк | Composition of reagent for development of oil field by flooding and method of its application |
| RU2716316C1 (en) * | 2019-09-04 | 2020-03-11 | Владимир Витальевич Муляк | Oil deposit development method |
| RU2735821C1 (en) * | 2020-06-09 | 2020-11-09 | Владимир Витальевич Муляк | Method of increasing oil recovery of formations |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2086557C1 (en) * | 1991-08-13 | 1997-08-10 | Циба-Гейги АГ | N-methylated bis-4-piperidyl phosphite and method for production of composition being stable by oxidation, heat and light attack |
| RU2250989C1 (en) * | 2004-08-13 | 2005-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма "Иджат" | Oil deposit extraction method |
| RU2367618C2 (en) * | 2007-09-26 | 2009-09-20 | Закрытое акционерное общество "СИТТЕК" (ЗАО "СИТТЕК") | Titanous coagulant used for purification of oil-containing oilfield saltwater up to potable water quality, method thereof (versions) and complex system thereof |
| RU2399591C1 (en) * | 2009-03-06 | 2010-09-20 | Закрытое акционерное общество "СИТТЕК" (ЗАО "СИТТЕК") | Method of obtaining titanium coagulant for purifying and decontaminating natural and waste water and method of using titanium coagulant for purifying and decontaminating natural and waste water (versions) |
| RU2528183C1 (en) * | 2013-07-02 | 2014-09-10 | Газизов Айдар Алмазович | Method of oil pool development |
-
2015
- 2015-02-19 RU RU2015105688/03A patent/RU2581070C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2086557C1 (en) * | 1991-08-13 | 1997-08-10 | Циба-Гейги АГ | N-methylated bis-4-piperidyl phosphite and method for production of composition being stable by oxidation, heat and light attack |
| RU2250989C1 (en) * | 2004-08-13 | 2005-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма "Иджат" | Oil deposit extraction method |
| RU2367618C2 (en) * | 2007-09-26 | 2009-09-20 | Закрытое акционерное общество "СИТТЕК" (ЗАО "СИТТЕК") | Titanous coagulant used for purification of oil-containing oilfield saltwater up to potable water quality, method thereof (versions) and complex system thereof |
| RU2399591C1 (en) * | 2009-03-06 | 2010-09-20 | Закрытое акционерное общество "СИТТЕК" (ЗАО "СИТТЕК") | Method of obtaining titanium coagulant for purifying and decontaminating natural and waste water and method of using titanium coagulant for purifying and decontaminating natural and waste water (versions) |
| RU2528183C1 (en) * | 2013-07-02 | 2014-09-10 | Газизов Айдар Алмазович | Method of oil pool development |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2648135C1 (en) * | 2016-12-19 | 2018-03-22 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method of oil field development |
| RU2657904C1 (en) * | 2017-07-31 | 2018-06-18 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Method for developing the oil deposit |
| RU2693104C1 (en) * | 2018-07-30 | 2019-07-01 | Владимир Витальевич Муляк | Composition of reagent for development of oil field by flooding and method of its application |
| RU2716316C1 (en) * | 2019-09-04 | 2020-03-11 | Владимир Витальевич Муляк | Oil deposit development method |
| RU2735821C1 (en) * | 2020-06-09 | 2020-11-09 | Владимир Витальевич Муляк | Method of increasing oil recovery of formations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2581070C1 (en) | Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir | |
| CN103043831B (en) | Treatment method of continental shale gas well fracturing operation waste liquid | |
| AU2013216930B2 (en) | Compositions and methods for treatment of well bore tar | |
| US3556221A (en) | Well stimulation process | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| RU2476665C2 (en) | Isolation method of water influx in well | |
| US11028312B2 (en) | Treating seawater for hydrocarbon production | |
| HUE025298T2 (en) | Treatment fluids for wetting control of multiple rock types and associated methods | |
| CN104310628A (en) | Reutilization method of water-base fracturing flowback fluid | |
| WO2008119620A1 (en) | Plugging of high permeability regions of subterranean formations | |
| JP2020532627A (en) | Enhanced high temperature crosslinked crushing fluid | |
| CN104445753B (en) | A kind of oil and gas well drilling waste water treatment process | |
| CN110945208A (en) | Method for increasing oil recovery from a formation (embodiment) | |
| RU2693104C1 (en) | Composition of reagent for development of oil field by flooding and method of its application | |
| RU2516400C1 (en) | Alum-gypsum-potassium drill mud and method of its production | |
| RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| RU2716316C1 (en) | Oil deposit development method | |
| CA2964623A1 (en) | Activity enhanced scale dispersant for treating inorganic sulfide scales | |
| RU2397195C1 (en) | Gel-forming compositions for well water sealing | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| Liu et al. | Application of PAC and flocculants for improving settling of solid particles in oilfield wastewater with high salinity and Ca2+ | |
| RU2735821C1 (en) | Method of increasing oil recovery of formations | |
| RU2114991C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2108455C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2213216C1 (en) | Composition for treatment of bottomhole formation zone |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner |