RU2604627C1 - Method of increasing oil recovery by chemical treatment - Google Patents
Method of increasing oil recovery by chemical treatment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2604627C1 RU2604627C1 RU2015130485/05A RU2015130485A RU2604627C1 RU 2604627 C1 RU2604627 C1 RU 2604627C1 RU 2015130485/05 A RU2015130485/05 A RU 2015130485/05A RU 2015130485 A RU2015130485 A RU 2015130485A RU 2604627 C1 RU2604627 C1 RU 2604627C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- solution
- oil recovery
- sodium
- chemical treatment
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 25
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 21
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 14
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 14
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims abstract description 6
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims abstract description 5
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 claims description 22
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 6
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 claims description 5
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 5
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims description 3
- 230000032683 aging Effects 0.000 claims description 2
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 claims description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 2
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 16
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 16
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 abstract 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 235000011147 magnesium chloride Nutrition 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 4
- 235000011167 hydrochloric acid Nutrition 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L Magnesium sulfate Chemical compound [Mg+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000035 biogenic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007323 disproportionation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 229910052943 magnesium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019341 magnesium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000002926 oxygen Chemical class 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 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
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005486 sulfidation Methods 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- -1 therefore Substances 0.000 description 1
- 229940006280 thiosulfate ion Drugs 0.000 description 1
- DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L thiosulfate(2-) Chemical compound [O-]S([S-])(=O)=O DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01D—COMPOUNDS OF ALKALI METALS, i.e. LITHIUM, SODIUM, POTASSIUM, RUBIDIUM, CAESIUM, OR FRANCIUM
- C01D3/00—Halides of sodium, potassium or alkali metals in general
- C01D3/04—Chlorides
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01D—COMPOUNDS OF ALKALI METALS, i.e. LITHIUM, SODIUM, POTASSIUM, RUBIDIUM, CAESIUM, OR FRANCIUM
- C01D3/00—Halides of sodium, potassium or alkali metals in general
- C01D3/04—Chlorides
- C01D3/06—Preparation by working up brines; seawater or spent lyes
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к химии нефти и касается использования неорганических реагентов для нефтедобывающей промышленности, в частности, для кислотной и солевой обработки нефтесодержащего пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.The invention relates to petroleum chemistry and the use of inorganic reagents for the oil industry, in particular, for acid and salt treatment of an oil-containing formation, represented by carbonate or terrigenous reservoirs that are heterogeneous in permeability.
Известен способ регулирования проницаемости пласта, включающий последовательную закачку гелеобразующего раствора следующего состава, масс. %: алюмосиликаты 2,0÷4,0, соляная кислота 4,0-8,0%-ной концентрации - 44,1-51,1, карбоксиметилцеллюлоза 1,5-2,5 и вода 46,4-54,4 и кислотного состава, содержащего, масс. %: соляную кислоту 0,25-0,5-ной концентрации и воду (Патент РФ №2182654, опубл. 20.95 2002 г.).A known method of regulating the permeability of the formation, including sequential injection of a gelling solution of the following composition, mass. %: aluminosilicates 2.0 ÷ 4.0, hydrochloric acid 4.0-8.0% concentration - 44.1-51.1, carboxymethyl cellulose 1.5-2.5 and water 46.4-54.4 and acid composition containing, by weight. %: hydrochloric acid of 0.25-0.5 concentration and water (RF Patent No. 2182654, publ. 20.95 of 2002).
Однако известный способ по техническому результату направлен на увеличение глубины проникновения раствора в пласт путем селективного воздействия на породы. При этом не происходит эффективного перераспределения фильтрационных потоков, раствор проникает в водонасыщенный участок коллектора и не охватывает нефтенасыщенные участки.However, the known method according to the technical result is aimed at increasing the depth of penetration of the solution into the formation by selective impact on the rocks. In this case, there is no effective redistribution of filtration flows, the solution penetrates the water-saturated area of the reservoir and does not cover oil-saturated areas.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий использование силиката натрия и в качестве структурообразующего реагента цеолитасодержащего породу, предварительно обработанную серной или соляной кислотами и дополнительно проводят выдержку (Патент РФ №2157451, 2006 г.).A known method of developing an oil deposit, including the use of sodium silicate and as a structure-forming reagent of a zeolite-containing rock, pre-treated with sulfuric or hydrochloric acids and additionally carry out exposure (RF Patent No. 2157451, 2006).
Однако известный способ по техническому результату направлен на выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока к добывающим скважинам. При этом не происходит эффективного перераспределения фильтрационных потоков, раствор проникает в водонасыщенный участок коллектора, уменьшая его проницаемость и производительность, особенно в призабойной зоне нагнетательной скважины, и не охватывает нефтенасыщенные участки, особенно нижние горизонты.However, the known method according to the technical result is aimed at leveling the injectivity profile of injection wells and limiting water inflow to production wells. In this case, there is no effective redistribution of filtration flows, the solution penetrates the water-saturated section of the reservoir, reducing its permeability and productivity, especially in the bottom-hole zone of the injection well, and does not cover oil-saturated areas, especially lower horizons.
Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности является способ извлечения нефти путем закачки в пласт малоглинистый раствор с добавками сульфата магния. Причем осуществляют закачку компонентов одновременно в добывающие и нагнетательные скважины (Патент РФ №2425967, 2011 г.).Closest to the proposed method in technical essence is a method for extracting oil by injection into the formation of a clayey solution with the addition of magnesium sulfate. Moreover, the components are injected simultaneously into production and injection wells (RF Patent No. 2425967, 2011).
Общим недостатком известных способов является невысокая эффективность обработки, выражающаяся в незначительном увеличении продуктивности скважины после обработки, так как все растворы не обладают универсальной проницаемостью и вытеснением нефти из застойных зон.A common disadvantage of the known methods is the low processing efficiency, expressed in a slight increase in the productivity of the well after treatment, since all solutions do not have universal permeability and oil displacement from stagnant zones.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности химической обработки нефтесодержащего пласта.The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of the chemical treatment of the oil-containing formation.
Технический результат - повышение нефтеоотдачи пластов.The technical result is an increase in oil recovery.
Задача решается тем, что способ повышения нефтеоотдачи пластов путем химической обработки включает закачку в пласты солевых растворов, содержащих хлориды натрия и магния, и также характеризуется тем, что в качестве указанного раствора осуществляют закачку в пласт подкисленного раствора хлорида натрия и хлорида магния с общим содержанием солей 60-200 г/л, взятых в соотношении 1:0,10÷0,15, 15, и чередованием рН закачиваемого раствора, выбранного из диапазона 1,0-5,5.The problem is solved in that the method of increasing oil recovery by chemical treatment involves injecting salt solutions into the formations containing sodium and magnesium chlorides, and is also characterized in that an acidified solution of sodium chloride and magnesium chloride with a total salt content is injected into the formation as said solution 60-200 g / l, taken in a ratio of 1: 0.10 ÷ 0.15, 15, and alternating the pH of the injected solution, selected from the range of 1.0-5.5.
Причем солевой раствор получают при опреснении морской воды путем подкисления серной или соляной кислотой pH 1,0 до 5,5 при перемешивании, выдерживания и отделения от осадка.Moreover, the saline solution is obtained by desalination of sea water by acidification with sulfuric or hydrochloric acid, pH 1.0 to 5.5 with stirring, aging and separation from the precipitate.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Карбонатные пласты характеризуются разнонаправленной трещиноватостью, неоднородностью и низким коэффициентом извлечения нефти. В случае вязкой нефти после дренирования добываемой нефти из коллектора, примыкающего непосредственно к зоне перфорирования скважины, наблюдается резкое падение дебита нефти. Существующие технологии неэффективны в этих условиях. Особенно большие зоны нефти в нижних горизонтах пласта.Carbonate formations are characterized by multidirectional fracturing, heterogeneity and low oil recovery. In the case of viscous oil, after draining the produced oil from the reservoir adjacent to the well perforation zone, a sharp drop in oil production is observed. Existing technologies are ineffective in these conditions. Especially large zones of oil in the lower horizons of the reservoir.
Предлагаемая технология комплексно воздействует на нефтесодержащий пласт.The proposed technology comprehensively affects the oil-containing formation.
За счет химических реакций и разбавления пластовой водой, находящейся в пласте, резко уменьшая содержание нерастворимых соединений, увеличивается проницаемость в породах пласта. Одновременно, за счет большего удельного веса солевого раствора происходит вытеснение нефти из застойных зон.Due to chemical reactions and dilution with formation water in the formation, sharply reducing the content of insoluble compounds, the permeability in the formation rocks increases. At the same time, due to the greater specific gravity of the saline solution, oil is displaced from the stagnant zones.
При этом поднимается температура в пласте, уменьшается вязкость нефти и повышается растворимость соединений, образованных за счет взаимодействия кислоты и вмещающих пород.In this case, the temperature in the formation rises, the viscosity of the oil decreases, and the solubility of compounds formed by the interaction of acid and host rocks increases.
Хлориды за счет реакций замещения и большей растворимости солей натрия увеличивают поры в пласте за счет следующих химических реакций:Chlorides due to substitution reactions and greater solubility of sodium salts increase the pores in the reservoir due to the following chemical reactions:
СаСО3(тв)+Cl-1+2Н+→CaCl2+Н2СО3 (р-р)CaCO 3 (tv) + Cl -1 + 2Н + → CaCl 2 + Н 2 СО 3 (solution)
Взаимодействие хлоридов с карбонатами и элементарной серой приводит к образованию газов, которые повышают давления в пласте, что способствует вытеснению более легкой фракции - нефти.The interaction of chlorides with carbonates and elemental sulfur leads to the formation of gases that increase pressure in the reservoir, which contributes to the displacement of the lighter fraction - oil.
Слабое изменение во времени концентрации продуктов взаимодействия серы с водой в опытах длительностью свыше 15 ч для 90°C, 2,2 ч для 150°C и 0,4 ч для 200°C указывает на достижение в этих условиях следующего метастабильного равновесия:A slight change in time of the concentration of the products of the interaction of sulfur with water in experiments lasting more than 15 hours for 90 ° C, 2.2 hours for 150 ° C and 0.4 hours for 200 ° C indicates the achievement of the following metastable equilibrium under these conditions:
4S(эл)+3H2O+СаСО3(тв)→←2H2S(p-p)+S2O3 2-+Са2++H2CO3 (р-р)4S (el) + 3H 2 O + CaCO 3 (tv) → ← 2H 2 S (pp) + S 2 O 3 2- + Ca 2+ + H 2 CO 3 (solution)
Более низкие, чем это следует из стехиометрии данной реакции концентрации сероводорода по сравнению с тиосульфат-ионом, вероятно, обусловлены трудностью отбора проб без потерь такого летучего компонента, как H2S.The concentrations of hydrogen sulfide lower than the stoichiometry of this reaction as compared to the thiosulfate ion are probably due to the difficulty of sampling without loss of such a volatile component as H 2 S.
Полученные экспериментальные данные были сопоставлены с результатами термодинамических расчетов. Для этого проведена оценка активностей продуктов реакции по метастабильному равновесию, а также реакции конечного диспропорционированияThe obtained experimental data were compared with the results of thermodynamic calculations. For this, the activity of the reaction products was evaluated by metastable equilibrium, as well as the final disproportionation reaction
4S(эл)+4H2O→←4H2S(p-p)+SO4 2-+2Н+4S (el) + 4H 2 O → ← 4H 2 S (pp) + SO 4 2- + 2Н +
В качестве примера можно рассмотреть результаты расчетов равновесияAs an example, consider the results of equilibrium calculations
Fe2O3(тв)+5S(эл)+H2O→←2FeS2(тв)+HSO4 -+H+ Fe 2 O 3 (tv) + 5S (el) + H 2 O → ← 2FeS 2 (tv) + HSO 4 - + H +
константа которого равна 1016,6. Ее большая величина указывает на резкий сдвиг равновесия вправо с образованием значительных количеств серной кислоты, диссоциирующей на HSO4 -- и H+-ионы.whose constant is 1016.6. Its high value indicates a sharp shift of the equilibrium to the right with the formation of considerable amounts of sulfuric acid, for dissociating HSO 4 - - and H + -ions.
Для практических задач представляет интерес не только анализ сульфидирования оксидов, но и случай, когда окисленный металл связан в кристаллической решетке силикатов или других солей кислородных кислот. С этой целью можно сопоставить константы двух равновесий:For practical problems, it is of interest not only to analyze the sulfidation of oxides, but also the case when the oxidized metal is bound in the crystal lattice of silicates or other salts of oxygen acids. For this purpose, we can compare the constants of two equilibria:
3FeO(тв)+7S(эл)+H2O→←3FeS2(тв)+HSO4 -+Н+ 3FeO (tv) + 7S (el) + H 2 O → ← 3FeS 2 (tv) + HSO 4 - + H +
1,5FeSiO4(тв)+7S(эл)+H2O→←3FeS2(тв)+1,5SiO2(тв)+HSO4 -+H+ 1,5FeSiO4 (tv) + 7S (el) + H 2 O → ← 3FeS 2 (tv) + 1,5SiO 2 (tv) + HSO 4 - + H +
В присутствии хлоридов равновесными растворимыми формами при температурах 25 и 150°C является Cl-, ClO3 -1 H2S, HS-, HSO4 - и SO4 2-.In the presence of chlorides, the equilibrium soluble forms at temperatures of 25 and 150 ° C are Cl - , ClO 3 -1 H 2 S, HS - , HSO 4 - and SO 4 2- .
Солевые растворы хлоридов имеют удельный вес в 1,2-1,5 раза выше чем вода и существенно больше чем у нефти, поэтому солевые растворы эффективно заполняют и вытесняют и воду, и нефть из нижних горизонтов пласта.Salt solutions of chlorides have a specific gravity of 1.2-1.5 times higher than water and significantly more than oil, therefore, salt solutions effectively fill and displace both water and oil from the lower horizons of the reservoir.
Наконец, солевые растворы, содержащие преимущественно хлориды натрия и магния, в избытке получаются в процессах опреснения соленой воды, которая сбрасывается в водоемы или прибрежную зону моря, что создает большие экологические проблемы. Использование солевых растворов и возвращение в пласт позволяет решить экологические проблемы и одновременно получить экономическую выгоду от увеличения нефтеотдачи пласта.Finally, saline solutions containing predominantly sodium and magnesium chlorides are obtained in excess in the desalination of salt water, which is discharged into water bodies or the coastal zone of the sea, which creates great environmental problems. The use of saline solutions and the return to the reservoir allows us to solve environmental problems and at the same time to obtain economic benefits from increased oil recovery.
Примеры конкретного исполнения проводились на макетных стендах.Examples of specific performance were carried out on breadboard stands.
Пример 1. На отработанном участке месторождения, где расчетный средний дебит скважин 0,07 л/сут, средняя обводненность 12,5%, пластовая температура 28°C, вязкость нефти в пластовых условиях плотностью 941 кг/м3.Example 1. In the developed section of the field, where the estimated average well flow rate is 0.07 l / day, average water cut is 12.5%, reservoir temperature is 28 ° C, oil viscosity in reservoir conditions with a density of 941 kg / m 3 .
Через остановленную скважину, обработанную солевым раствором, содержащим 90 г/л хлорида натрия и 1,1 г/л хлорида магния, закачали 12,8 л солевого раствора.12.8 L of brine was pumped through a shut-in well treated with saline containing 90 g / L sodium chloride and 1.1 g / L magnesium chloride.
В результате расчетный дебит скважины увеличился с 0,07 до 11,2 л /сут.As a result, the estimated flow rate of the well increased from 0.07 to 11.2 l / day.
Пример 2. На этом же участке одну скважину использовали в режиме постоянной подачи солевого раствора в количестве 12-14 л/сутки. В результате скважины, находящиеся на расстоянии до 3,5 м, увеличили свою производительность с 0,15 до 8,0-9,8 л/сут. Соотношение в солевом растворе поддерживалось в пределах хлоридов натрия и магния 1:0,1÷0,15, как это имеет место в морской воде.Example 2. At the same site, one well was used in the mode of constant supply of saline in an amount of 12-14 l / day. As a result, wells located at a distance of up to 3.5 m increased their productivity from 0.15 to 8.0–9.8 l / day. The ratio in saline was maintained within the limits of sodium and magnesium chlorides 1: 0.1 ÷ 0.15, as is the case in seawater.
Пример 3. На отработанном участке месторождения, где расчетный средний дебит скважин 0,07 л/сут, средняя обводненность 12,5%, пластовая температура 28°C, вязкость нефти в пластовых условиях плотностью 941 кг/м3.Example 3. In the developed section of the field, where the calculated average well flow rate is 0.07 l / day, average water cut is 12.5%, reservoir temperature is 28 ° C, oil viscosity under reservoir conditions with a density of 941 kg / m 3 .
Скважину обрабатывали солевым раствором, содержащим 90 г/л хлорида натрия и 1,1 г/л хлорида магния, рН раствора 1,0, затем закачали 12,8 л солевого раствора (проверили допустимость рН 5,5). Дебит скважины увеличился на 8 л /сут.The well was treated with a saline solution containing 90 g / L sodium chloride and 1.1 g / L magnesium chloride, the pH of the solution was 1.0, then 12.8 L of saline solution was pumped (pH 5.5 was checked). Well production increased by 8 l / day.
Пример 4. В аналогичных условиях использовали режим постоянной подачи солевого раствора в количестве 12-14 л/сутки. В результате скважины, находящиеся на расстоянии до 3,5 м, увеличили свою производительность с 0,15 до 8,0-9,8 л/сут. Соотношение в солевом растворе поддерживалось в пределах хлоридов натрия и магния 1:0,1÷0,15, как это имеет место в морской воде. рН при подаче чередовалось от 1,3 до 4,9. Дебит скважины увеличился до 9,0 л/сут.Example 4. In similar conditions, the mode of constant supply of saline in the amount of 12-14 l / day was used. As a result, wells located at a distance of up to 3.5 m increased their productivity from 0.15 to 8.0–9.8 l / day. The ratio in saline was maintained within the limits of sodium and magnesium chlorides 1: 0.1 ÷ 0.15, as is the case in seawater. The feed pH alternated between 1.3 and 4.9. Well production increased to 9.0 l / day.
Другие примеры отражены в виде таблиц 1 и 2.Other examples are shown in tables 1 and 2.
В Таблице 1 примеры на строках 1, 6, 7 - сравнительные.In Table 1, the examples on lines 1, 6, 7 are comparative.
В Таблице 2 примеры на строках 6, 7 - сравнительные.In Table 2, the examples on lines 6, 7 are comparative.
Как видно из всех примеров, включая сравнительные, технический результат достигается при выполнении заявленной совокупности признаков.As can be seen from all examples, including comparative ones, the technical result is achieved by performing the claimed combination of features.
Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу пласта и утилизировать солевые отходы, полученные при опреснении воды, решив экологические проблемы.Application of the proposed method will increase oil recovery and utilize saline waste obtained during desalination, solving environmental problems.
В случае применения отходов, полученных при опреснении морской воды, необходимо перемешивать солевой раствор, выдерживать и отделять образовавшийся осадок. При этом выделяются в осадок биогенные вещества, содержащие растворенные органические соединения и неорганические формы азота, кремния и тяжелых металлов. Эти соединения способны адсорбироваться на минеральных породах, забивая поры и тем самым уменьшая проникающую способность солевых растворов. В свою очередь, эти процессы экранируют труднодоступные зоны скопления нефти, особенно в нижних зонах пласта.In the case of the use of waste obtained during the desalination of sea water, it is necessary to mix the saline solution, maintain and separate the precipitate formed. In this case, biogenic substances containing dissolved organic compounds and inorganic forms of nitrogen, silicon and heavy metals are precipitated. These compounds are capable of adsorbing on mineral rocks, clogging the pores and thereby reducing the penetrating ability of saline solutions. In turn, these processes shield hard-to-reach zones of oil accumulation, especially in the lower zones of the reservoir.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015130485/05A RU2604627C1 (en) | 2015-07-23 | 2015-07-23 | Method of increasing oil recovery by chemical treatment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015130485/05A RU2604627C1 (en) | 2015-07-23 | 2015-07-23 | Method of increasing oil recovery by chemical treatment |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2604627C1 true RU2604627C1 (en) | 2016-12-10 |
Family
ID=57777008
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015130485/05A RU2604627C1 (en) | 2015-07-23 | 2015-07-23 | Method of increasing oil recovery by chemical treatment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2604627C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2136854C1 (en) * | 1997-04-28 | 1999-09-10 | Научно-производственное управление открытого акционерного общества "Оренбургнефть" | Well-killing fluid |
| RU2425967C1 (en) * | 2009-11-23 | 2011-08-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Сургутский государственный университет Ханты-Мансийского автономного округа - Югры" | Reservoir recovery improvement method |
| RU2453690C2 (en) * | 2007-03-23 | 2012-06-20 | Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем | Hydrocarbon formation treatment method |
| RU2524227C2 (en) * | 2011-12-30 | 2014-07-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Underground formation treatment liquid additive and underground formation treatment method |
| RU2540733C2 (en) * | 2009-01-08 | 2015-02-10 | Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. | Hydrocarbon recovery method |
-
2015
- 2015-07-23 RU RU2015130485/05A patent/RU2604627C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2136854C1 (en) * | 1997-04-28 | 1999-09-10 | Научно-производственное управление открытого акционерного общества "Оренбургнефть" | Well-killing fluid |
| RU2453690C2 (en) * | 2007-03-23 | 2012-06-20 | Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем | Hydrocarbon formation treatment method |
| RU2540733C2 (en) * | 2009-01-08 | 2015-02-10 | Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. | Hydrocarbon recovery method |
| RU2425967C1 (en) * | 2009-11-23 | 2011-08-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Сургутский государственный университет Ханты-Мансийского автономного округа - Югры" | Reservoir recovery improvement method |
| RU2524227C2 (en) * | 2011-12-30 | 2014-07-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Underground formation treatment liquid additive and underground formation treatment method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| WO2017127522A1 (en) | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs | |
| US20190376376A1 (en) | Method to generate microfractures by chemical reaction in low carbonate mineral content shale reservoirs | |
| US20190100684A1 (en) | Method of drilling a subterranean geological formation with a drilling fluid composition comprising copper nitrate | |
| US10648305B2 (en) | Systems and methods for carbonated water flooding of hydrocarbon reservoirs | |
| WO2013173634A1 (en) | In-situ method and system for removing heavy metals from produced fluids | |
| RU2579044C1 (en) | Method of processing oil-containing formation | |
| US9447674B2 (en) | In-situ method and system for removing heavy metals from produced fluids | |
| RU2582197C1 (en) | Drilling mud | |
| CN105370260B (en) | A kind of spontaneous hydrochloric acid acidization tool suitable for carbonate reservoir | |
| RU2604627C1 (en) | Method of increasing oil recovery by chemical treatment | |
| US20140202928A1 (en) | Method for destabilizing bitumen-water and oil-water emulsions using lime | |
| RU2710654C1 (en) | Highly inhibited invert drilling agent | |
| RU2768340C1 (en) | High-cation-inhibited drilling mud | |
| RU2677525C1 (en) | Acid composition for chemical treatment and filter cake removal of well bore zone of reservoir | |
| RU2597904C1 (en) | Method of regulating oil formation permeability | |
| Hussein et al. | Studying the use of tetrakis (hydroxymethyl) phosphonium sulfate (THPS) as zinc sulfide and lead sulfide scales dissolver and the factors influencing the dissolution | |
| US10221082B2 (en) | Amelioration of acid mine drainage | |
| RU2550764C1 (en) | Method of metal extraction from ores | |
| Lepokurova et al. | Geochemistry of soda waters of the Chulym–Yenisei artesian basin (West Siberia) | |
| US20230331599A1 (en) | Method of sulfate removal from seawater using high salinity produced water | |
| WO2012011841A1 (en) | Composition for regulating the permeability of an inhomogeneous oil formation | |
| RU2382186C1 (en) | Oil production intensification method | |
| Korolev et al. | Geochemical conditions of exogenous minerals formation of the weathering zone in the upper jurassic depositions of the middle Volga region | |
| CN115405255B (en) | Phase inversion water-plugging control gas production method for high-water-content gas well | |
| RU2434125C1 (en) | Procedure for change of filtration flows in beds with different permeability |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170724 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20180727 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190724 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20200324 |
|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20200623 |