RU2648399C2 - Method of leveling the injectivity profile of injection wells - Google Patents
Method of leveling the injectivity profile of injection wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2648399C2 RU2648399C2 RU2016138219A RU2016138219A RU2648399C2 RU 2648399 C2 RU2648399 C2 RU 2648399C2 RU 2016138219 A RU2016138219 A RU 2016138219A RU 2016138219 A RU2016138219 A RU 2016138219A RU 2648399 C2 RU2648399 C2 RU 2648399C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- solution
- carbonate
- chromium acetate
- leveling
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 34
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 33
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 24
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 22
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 21
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 9
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 claims abstract description 8
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 12
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 abstract description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 14
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 9
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 4
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 2
- 230000003116 impacting effect Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- 238000011197 physicochemical method Methods 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/18—Bridging agents, i.e. particles for temporarily filling the pores of a formation; Graded salts
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/903—Crosslinked resin or polymer
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Moulds For Moulding Plastics Or The Like (AREA)
- Mold Materials And Core Materials (AREA)
- Heating, Cooling, Or Curing Plastics Or The Like In General (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, частности к способам повышения нефтеотдачи путем выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах с повышенным содержанием карбонатов.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for increasing oil recovery by leveling the injectivity profile of injection wells in carbonate and terrigenous reservoirs with a high content of carbonates.
Существует способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и повышения нефтеотдачи пластов путем закачки в пласт через нагнетательную скважину оторочек сшитых полимерных составов (СПС), содержащих в своем составе полиакриламид и ацетат хрома в качестве сшивателя, при котором гелеобразование происходит в пласте.There is a way to equalize the injectivity profile of injection wells and increase oil recovery by injecting into the formation through an injection well rims of crosslinked polymer compositions (PCA) containing polyacrylamide and chromium acetate as a crosslinker in which gel formation occurs in the formation.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, в котором используются гелеобразующие составы на основе полиакриламида и сшивателя (RU 2424426, 20.07.2011). Повышение эффективности технологии воздействия на пласт сшитыми полимерными системами осуществляется путем усовершенствования гелеобразующих составов введением дополнительного компонента состава - оксида магния, улучшающего технологические свойства состава. Известный способ неэффективен на нефтяных месторождениях с карбонатными и терригентными коллекторами с повышенным содержанием карбонатов.A known method of developing a heterogeneous oil reservoir for regulating the injectivity profile of an injection well, which uses gel-forming compositions based on polyacrylamide and a crosslinker (RU 2424426, 07.20.2011). The effectiveness of the technology of stimulating the formation with crosslinked polymer systems is improved by improving the gel-forming compositions by introducing an additional component of the composition - magnesium oxide, which improves the technological properties of the composition. The known method is ineffective in oil fields with carbonate and terrigenous reservoirs with a high content of carbonates.
Известен способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ на основе полиакриламида, сшивателя и воды, включающий предварительный выбор полиакриламида по его молекулярным характеристикам на основе экспериментальных исследований и с последующим определением характеристик гелеобразующего состава на основе полиакриламида и сшивателя (RU 2272899, 27.03.2006). Данный способ обладает преимуществом в стабильности и прочности создаваемого геля, возможности управления кинетикой гелеобразования, селективностью процесса при обработке неоднородных по проницаемости пластов. Однако известный способ недостаточно эффективен при использовании его в карбонатных коллекторах и терригенных с повышенным содержанием карбонатов.A known method of selecting a polymer gel-forming composition to enhance oil recovery and waterproofing based on polyacrylamide, a crosslinker and water, including the preliminary selection of polyacrylamide according to its molecular characteristics based on experimental studies and subsequent determination of the characteristics of the gel-forming composition based on polyacrylamide and crosslinker (RU 2272899, 27.03.03 .2006). This method has an advantage in the stability and strength of the created gel, the ability to control the kinetics of gelation, the selectivity of the process when processing heterogeneous permeability formations. However, the known method is not effective enough when used in carbonate reservoirs and terrigenous with a high content of carbonates.
Известен способ разработки неоднородного пласта, включающий закачку в нагнетательные скважины раствора сшивающегося полимерного состава на основе полиакриламида и ацетата хрома, остановку скважины на время гелеобразования и упрочнения геля с последующим запуском скважины под нагнетание водой и добычу нефти через добывающие скважины (И.А. Швецов, В.Н. Манырин. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. г. Самара: Самарский университет, 2000, с. 76-102). Способ эффективен в поровых терригенных коллекторах. Однако авторы публикации (В.Н. Абрамов, Н.И. Акимов, И.Л. Манахова. Анализ результатов накопленного опыта при реализации технологии циклической закачки СПС в различных геолого-физических условиях. НТЖ "Интервал", 2003, №12, с. 41-45) отмечают снижение эффективности способа при использовании его в карбонатных коллекторах и объясняют снижение эффективности известных технических решений недостаточным сцеплением полимера с поверхностью горной породы без предварительной обработки поверхности.There is a known method for developing a heterogeneous formation, which includes injecting a solution of a crosslinkable polymer composition based on polyacrylamide and chromium acetate into injection wells, stopping the well during gel formation and gel hardening, and then launching the well for water injection and oil production through production wells (I.A. Shvetsov, VN Manyryn, Physicochemical Methods of Increasing Oil Recovery, Analysis and Design, Samara: Samara University, 2000, pp. 76-102). The method is effective in pore terrigenous reservoirs. However, the authors of the publication (V.N. Abramov, N.I. Akimov, I.L. Manakhova. Analysis of the results of accumulated experience in implementing the technology of cyclic injection of ATP in various geological and physical conditions. NTZh Interval, 2003, No. 12, p. . 41-45) note a decrease in the efficiency of the method when used in carbonate reservoirs and explain the decrease in the effectiveness of the known technical solutions by the insufficient adhesion of the polymer to the rock surface without preliminary surface treatment.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является известный способ разработки проницаемостно-неоднородных карбонатных трещиновато-кавернозных коллекторов, включающий закачку в скважину сшитого полимерного состава на основе полиакриламида и добычу нефти через добывающие скважины, закачку осуществляют в нагнетательную и/или добывающую скважину, используют полиакриламид с молекулярной массой от 5 до 15 миллионов и степенью гидролиза 5-30%, до и после закачки указанного состава закачивают оторочки смеси кислоты с поверхностно-активным веществом ПАВ при их расходе 45:10 соответственно, причем оторочку смеси кислоты с ПАВ, закачиваемую до закачки указанного состава, и указанный состав закачивают на минимальной скорости закачки, останавливают скважину на реакцию, оторочку смеси кислоты с ПАВ, закачиваемую после закачки указанного состава, закачивают на максимальной скорости закачки и останавливают скважину на реакцию (RU 2276257, 10.05.2006). Способ эффективен за счет усиления сцепления горной породы с полимером и, соответственно, повышения фактора остаточного сопротивления. Недостатком способа является повышенная трудоемкость процесса приготовления и закачки составов, удорожание технологии из-за многокомпонентности составов.Closest to the proposed technical solution is a known method for the development of permeable-heterogeneous carbonate fractured cavernous reservoirs, which includes injecting a cross-linked polyacrylamide-based polymer composition into a well and oil production through production wells, injection is carried out in an injection and / or production well, using polyacrylamide with a molecular weighing from 5 to 15 million and a degree of hydrolysis of 5-30%, before and after injection of the specified composition, the edges of the acid mixture are pumped from the surface o-active substance surfactants at a flow rate of 45:10, respectively, and the rim of the mixture of acid with surfactants injected before injection of the specified composition, and the composition is pumped at the minimum injection speed, stop the well for the reaction, the rim of the mixture of acid with surfactants injected after injection of the specified composition, injected at maximum injection speed and stop the well for reaction (RU 2276257, 05/10/2006). The method is effective by enhancing the adhesion of the rock with the polymer and, accordingly, increasing the residual resistance factor. The disadvantage of this method is the increased complexity of the process of preparation and injection of compositions, the cost of technology due to the multicomponent composition.
Цель данного изобретения - повышение эффективности технологии воздействия на пласт сшитыми полимерными системами путем усовершенствования способа воздействия на карбонатный и терригенный пласт с повышенным содержанием карбонатов, заключающееся в улучшении технологии воздействия, направленной на усиление сцепления горной породы с полимером и соответственно повышение остаточного фактора сопротивления, упрощение технологии процесса закачки и снижение стоимости технологии за счет уменьшения компонентов, применяемых при воздействии на пласт.The purpose of this invention is to increase the efficiency of the technology of impacting the formation with crosslinked polymer systems by improving the method of impacting the carbonate and terrigenous formation with a high content of carbonates, which consists in improving the impact technology aimed at enhancing the adhesion of the rock with the polymer and, accordingly, increasing the residual resistance factor, simplifying the technology the process of downloading and reducing the cost of technology by reducing the components used during exposure per layer.
Поставленная цель достигается тем, что в способе выравнивания профиль приемистости нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах с повышенным содержанием карбонатов, включающем закачку в нагнетательную скважину водного раствора сшивающегося полимерного состава, содержащего полиакриламид с молекулярной массой от 5 до 15 миллионов и степенью гидролиза 5-30% и ацетат хрома, до закачки указанного раствора закачивают на минимальной скорости оторочку водного раствора ацетата хрома с концентрацией не выше 0,1% в объеме, равном объему указанного раствора, а после закачки указанного раствора закачивают воду для проталкивания его на требуемую глубину и оставляют скважину на реакцию.This goal is achieved by the fact that in the alignment method the injectivity profile of injection wells in carbonate and terrigenous reservoirs with a high content of carbonates, including the injection into the injection well of an aqueous solution of a crosslinkable polymer composition containing polyacrylamide with a molecular weight of 5 to 15 million and a degree of hydrolysis of 5-30 % and chromium acetate, before the injection of the specified solution, the rim of the aqueous solution of chromium acetate with a concentration of not higher than 0.1% in a volume equal to the volume of the specified solution, and after pumping the specified solution, water is pumped to push it to the required depth and the well is left for reaction.
В предлагаемом техническом решении предоторочка водного раствора ацетата хрома обеспечивает обновление обрабатываемой поверхности за счет частичного растворения карбонатной породы кислым раствором ацетата хрома и появления новых активных адсорбционных центров. При этом сохраняется баланс соотношения компонентов в закачиваемом растворе сшивающегося полимерного состава, так как не происходит расходование ацетата хрома, входящего в сшивающийся полимерный состав, на реакцию с породой.In the proposed technical solution, the pre-spot of an aqueous solution of chromium acetate ensures the renewal of the treated surface due to partial dissolution of the carbonate rock with an acidic solution of chromium acetate and the emergence of new active adsorption centers. At the same time, the balance of the ratio of components in the injected solution of a crosslinkable polymer composition is maintained, since there is no expenditure of chromium acetate included in the crosslinkable polymer composition for reaction with the rock.
В проведенных фильтрационных экспериментах по закачке одного и того же водного раствора сшивающегося полимерного состава, содержащего полиакриламид и ацетат хрома (в качестве сшивателя) в соотношении 10:1, в насыпные керны с различным качественным составом породы одной проницаемости, при одинаковых факторах сопротивления при закачке (RF) получаются разные и сильно отличающиеся остаточные факторы сопротивления после выдержки на гелеобразование (RFост). Причем отмечено, что чем больше карбонатной составляющей содержит порода керна, тем меньше величина остаточного фактора сопротивления. Эксперименты с предварительной обработкой керна раствором ацетата хрома дают более высокие значения величин остаточных факторов сопротивления. Эти эксперименты подтверждают выводы о снижении эффективности способа воздействия на пласт сшитыми полимерными составами, содержащими полиакриламид и ацетат хрома в качестве сшивателя в карбонатных коллекторах и терригенных с повышенным содержанием карбонатов (более 5%) из-за недостаточного сцепления полимера с поверхностью горной породы без предварительной обработки поверхности.In the conducted filtration experiments, in the injection of the same aqueous solution of a crosslinkable polymer composition containing polyacrylamide and chromium acetate (as a crosslinker) in a ratio of 10: 1, into bulk cores with different qualitative rock compositions of the same permeability, with the same injection resistance factors ( RF), different and very different residual resistance factors are obtained after exposure to gelation (RFost). Moreover, it is noted that the more the carbonate component contains the core rock, the lower the value of the residual resistance factor. Experiments with core pretreatment with a solution of chromium acetate give higher values of residual resistance factors. These experiments confirm the conclusions about the decrease in the effectiveness of the method of treating the formation with cross-linked polymer compositions containing polyacrylamide and chromium acetate as a crosslinker in carbonate reservoirs and terrigenous with a high content of carbonates (more than 5%) due to insufficient polymer adhesion to the rock surface without preliminary treatment surface.
Способ осуществляется в следующей последовательности операций.The method is carried out in the following sequence of operations.
1. На скважине готовится раствор ацетата хрома с заданной концентрацией и закачивается через нагнетательную скважину в пласт в объеме, равном объему раствора сшивающегося полимерного состава, планируемого к закачке. Раствор ацетата хрома закачивается с возможной минимальной скоростью для полноты реакции взаимодействия с породой пласта.1. At the well, a solution of chromium acetate with a given concentration is prepared and pumped through the injection well into the reservoir in an amount equal to the volume of the solution of a crosslinkable polymer composition planned for injection. A solution of chromium acetate is pumped at the lowest possible rate to complete the reaction of interaction with the formation rock.
2. Закачивается раствор сшивающегося полимерного состава, проталкивается в пласт водой.2. A solution of a crosslinkable polymer composition is pumped, pushed into the formation with water.
3. Скважина оставляется на гелеобразование. Время остановки скважины на гелеобразование зависит от температуры пласта и указывается в инструкции на проведение работ на скважине. В качестве полимера в закачиваемом растворе полимерного состава используют полиакриламид с молекулярной массой от 5 до 15 миллионов и степенью гидролиза 5-30%. В качестве сшивателя может быть использован ацетат хрома по ТУ 6-02-00209912-70-00 или ГОСТ 5831-77.3. The well is left for gelation. The well shut-off time for gelation depends on the temperature of the formation and is indicated in the instructions for the work on the well. As the polymer in the injected solution of the polymer composition, polyacrylamide with a molecular weight of 5 to 15 million and a degree of hydrolysis of 5-30% is used. As a crosslinker, chromium acetate can be used according to TU 6-02-00209912-70-00 or GOST 5831-77.
Эффективность предлагаемого способа доказана лабораторными исследованиями по фильтрации растворов сшивающихся полимерных составов в керн.The effectiveness of the proposed method is proved by laboratory studies on the filtration of solutions of crosslinkable polymer compounds in the core.
В опытах по фильтрации использовали насыпные модели кернов с различным содержанием карбоната (от 0 до 100%). Насыпную породу помещали в кернодержатель из нержавеющей стали длиной 9,2 см, диаметром 2,63 см. Проницаемость моделей кернов составляла 1 мкм2, пористость 0,39 д.ед. Перед закачкой реагентов в керн его насыщали водой. В экспериментах для закачки в керн и приготовления растворов использовали модельную воду с минерализацией 110 г/л.Bulk core models with different carbonate contents (from 0 to 100%) were used in filtration experiments. The bulk rock was placed in a stainless steel core holder with a length of 9.2 cm and a diameter of 2.63 cm. The permeability of core models was 1 μm 2 , and the porosity was 0.39 units. Before the reagents were pumped into the core, it was saturated with water. In the experiments, model water with a salinity of 110 g / L was used for core injection and solution preparation.
Закачиваемый раствор сшивающегося полимерного состава во всех экспериментах содержал одни и те же реагенты:The injected solution of a crosslinkable polymer composition in all experiments contained the same reagents:
- полимер акриламида (ПАА) с молекулярной массой 14 млн и степенью гидролиза 5%;- a polymer of acrylamide (PAA) with a molecular weight of 14 million and a degree of hydrolysis of 5%;
- ацетат хрома (АХ), водный раствор по ТУ 6-02-00209912-70-00.- chromium acetate (AH), an aqueous solution according to TU 6-02-00209912-70-00.
Растворы сшивающихся полимерных составов содержали:Solutions of crosslinkable polymer compositions contained:
- 0,4% ПАА и 0,04% АХ, вода - остальное;- 0.4% PAA and 0.04% AH, water - the rest;
- 0,5% ПАА и 0,05% АХ, вода - остальное.- 0.5% PAA and 0.05% AH, water - the rest.
Объем закачки раствора сшивающегося полимерного состава в экспериментах составлял 2 объема пор модели керна. Объем закачиваемой предварительной оторочки раствора ацетата хрома составлял 2 поровых объема модели керна, концентрацию ацетата хрома в предварительной оторочке брали от 0,01% до 0,1%. Закачку растворов вели при постоянном расходе с линейной скоростью фильтрации 5,5 м/сут.The injection volume of a solution of a crosslinkable polymer composition in the experiments was 2 pore volumes of the core model. The volume of the injected preliminary rim of the chromium acetate solution was 2 pore volumes of the core model, the concentration of chromium acetate in the preliminary rim was taken from 0.01% to 0.1%. Solutions were injected at a constant flow rate with a linear filtration rate of 5.5 m / day.
После завершения закачки раствора сшивающегося полимерного состава керн помещали на структурообразование геля в термошкаф при температуре 60°C на 2 суток.After completion of the injection of a solution of a crosslinkable polymer composition, the cores were placed on the gel structure formation in an oven at a temperature of 60 ° C for 2 days.
По истечении указанного времени через керн прокачивали модельную воду с целью определения остаточного фактора сопротивления.After this time, model water was pumped through the core to determine the residual resistance factor.
При проведении опытов основными показателями оценки эффективности являлись фактор сопротивления при закачке раствора (RFзак), начальный градиент давления сдвига (ΔРнач) образовавшегося геля СПС, остаточный фактор сопротивления (RFост) СПС.During the experiments, the main indicators of the effectiveness assessment were the resistance factor during injection of the solution (RFzak), the initial shear pressure gradient (ΔPnach) of the formed ATP gel, and the residual resistance factor (RFost) of the ATP.
Результаты фильтрационных экспериментов представлены в таблице 1.The results of filtration experiments are presented in table 1.
Анализ экспериментальных данных, полученных при закачке в модельный керн с различным содержанием карбонатов, показывает:An analysis of the experimental data obtained by injection into a model core with different carbonate contents shows:
- снижение эффективности применения технологии СПС в кернах с содержанием карбонатов выше 5% (опыты №5, 6);- a decrease in the efficiency of application of ATP technology in cores with a carbonate content above 5% (experiments No. 5, 6);
- в опытах с предварительной закачкой в керн оторочек раствора ацетата хрома на кернах с содержанием карбонатов выше 5% факторы остаточного сопротивления и начальные градиенты давления сдвига выше (опыты №7-26);- in experiments with preliminary injection into the core of the rim of a solution of chromium acetate on cores with a carbonate content above 5%, residual resistance factors and initial shear pressure gradients are higher (experiments No. 7-26);
- в опытах на кернах с одинаковым содержанием карбоната с повышением концентрации ацетата хрома в предоторочке имеет место повышение RFост; ΔРнач (опыты №10; 15; 20 и 11; 16; 21; 26);- in core experiments with the same carbonate content with an increase in the concentration of chromium acetate in the pre-point there is an increase in RFost; ΔRachnach (experiments No. 10; 15; 20 and 11; 16; 21; 26);
- в кернах с содержанием карбоната менее 5% не имеет смысла закачивать предварительную оторочку раствора ацетата хрома перед закачкой гелеобразующих композиций.- in cores with a carbonate content of less than 5%, it makes no sense to pump a preliminary rim of a solution of chromium acetate before the injection of gel-forming compositions.
Предлагаемое решение должно учитываться при составлении производственных программ и технологических инструкций при использовании технологии СПС на месторождениях с карбонатной породой в целях достижения более высоких уровней повышения нефтеотдачи пластов.The proposed solution should be taken into account when drawing up production programs and technological instructions when using ATP technology in carbonate rock deposits in order to achieve higher levels of enhanced oil recovery.
Источники информацииInformation sources
1. Патент RU 2424426 C1, МПК E21B 43/22, C09K 8/90, опубликовано 20.07.2011.1. Patent RU 2424426 C1, IPC E21B 43/22, C09K 8/90, published July 20, 2011.
2. Патент RU 2272899 C1, МПК E21B 43/22, опубликовано 27.03.2006.2. Patent RU 2272899 C1, IPC E21B 43/22, published March 27, 2006.
3. И.А. Швецов, В.Н. Манырин. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. г. Самара: Самарский университет, 2000, с. 76-102.3. I.A. Shvetsov, V.N. Manyrin. Physico-chemical methods of increasing oil recovery. Analysis and design. Samara: Samara University, 2000, p. 76-102.
4. В.Н. Абрамов, Н.И. Акимов, И.Л. Манахова. Анализ результатов накопленного опыта при реализации технологии циклической закачки СПС в различных геолого-физических условиях. НТЖ "Интервал", 2003, №12, с. 41-45.4. V.N. Abramov, N.I. Akimov, I.L. Manahova. Analysis of the results of accumulated experience in the implementation of the technology of cyclic injection of ATP in various geological and physical conditions. NTZh "Interval", 2003, No. 12, p. 41-45.
5. Патент RU 2276257 C2, МПК E21B 43/22, опубликовано 10.05.2006.5. Patent RU 2276257 C2, IPC E21B 43/22, published 05/10/2006.
Claims (1)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| KZ20160531 | 2016-06-20 | ||
| KZ2016/0531.1 | 2016-06-20 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2016138219A RU2016138219A (en) | 2017-02-16 |
| RU2648399C2 true RU2648399C2 (en) | 2018-03-26 |
Family
ID=58454306
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016138219A RU2648399C2 (en) | 2016-06-20 | 2016-09-26 | Method of leveling the injectivity profile of injection wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2648399C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2739272C1 (en) * | 2020-02-07 | 2020-12-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-технологический центр "СамараНИПИнефть", сокращенно ООО "ИТЦ "СамараНИПИнефть" | Enhanced oil recovery method of bed |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114441660A (en) * | 2020-11-03 | 2022-05-06 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for measuring content of pre-crosslinked polymer in rock core |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4498539A (en) * | 1983-11-16 | 1985-02-12 | Phillips Petroleum Company | Selective plugging of highly permeable subterranean strata by in situ _gelation of polymer solutions |
| RU2071555C1 (en) * | 1994-10-06 | 1997-01-10 | Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Composition for control of oil-field development |
| RU2170816C1 (en) * | 2000-10-03 | 2001-07-20 | Открытое акционерное общество "Нефтепромхим" | Method of increase of oil recover from non-uniform permeable formations at late stage of oil deposit developments |
| RU2272899C1 (en) * | 2004-08-18 | 2006-03-27 | Елена Александровна Румянцева | Method for polymeric gel-forming composition choice to increase reservoir recovery and perform waterproofing works |
| RU2276257C2 (en) * | 2004-07-26 | 2006-05-10 | Закрытое акционерное общество "Карнек" | Method for nonuniform permeable cavernous fractured reservoir development |
| RU2375557C1 (en) * | 2008-07-18 | 2009-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of injection wells input profile alignment and production wells water flow limitation |
| RU2424426C1 (en) * | 2010-04-19 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of non-uniform reservoir |
-
2016
- 2016-09-26 RU RU2016138219A patent/RU2648399C2/en active IP Right Revival
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4498539A (en) * | 1983-11-16 | 1985-02-12 | Phillips Petroleum Company | Selective plugging of highly permeable subterranean strata by in situ _gelation of polymer solutions |
| RU2071555C1 (en) * | 1994-10-06 | 1997-01-10 | Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Composition for control of oil-field development |
| RU2170816C1 (en) * | 2000-10-03 | 2001-07-20 | Открытое акционерное общество "Нефтепромхим" | Method of increase of oil recover from non-uniform permeable formations at late stage of oil deposit developments |
| RU2276257C2 (en) * | 2004-07-26 | 2006-05-10 | Закрытое акционерное общество "Карнек" | Method for nonuniform permeable cavernous fractured reservoir development |
| RU2272899C1 (en) * | 2004-08-18 | 2006-03-27 | Елена Александровна Румянцева | Method for polymeric gel-forming composition choice to increase reservoir recovery and perform waterproofing works |
| RU2375557C1 (en) * | 2008-07-18 | 2009-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of injection wells input profile alignment and production wells water flow limitation |
| RU2424426C1 (en) * | 2010-04-19 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of non-uniform reservoir |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ШВЕЦОВ И.А. и др. Физико-химичесие методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование., Самара, Сам.У., 2000, с. 76-102. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2739272C1 (en) * | 2020-02-07 | 2020-12-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-технологический центр "СамараНИПИнефть", сокращенно ООО "ИТЦ "СамараНИПИнефть" | Enhanced oil recovery method of bed |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2016138219A (en) | 2017-02-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2648399C2 (en) | Method of leveling the injectivity profile of injection wells | |
| RU2398102C1 (en) | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr | |
| EA008533B1 (en) | Method of selecting polymer gel-forming composition for increase oil recovery and carrying out water-shutoff operation | |
| RU2558565C1 (en) | Oil production increase method | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2475635C1 (en) | Water-flooded oil deposit development method | |
| RU2739272C1 (en) | Enhanced oil recovery method of bed | |
| RU2507386C2 (en) | Method of increasing oil recovery of fractured and porous beds with induced fractures after breakdown | |
| CN106916249A (en) | A kind of blocking agent suitable for low temperature high salinity reservoir water plugging and profile controlling | |
| RU2747726C1 (en) | Composition for flow leveling works in injection wells | |
| RU2250989C1 (en) | Oil deposit extraction method | |
| US10077393B2 (en) | Biological augmentation of low salinity water flooding to improve oil release using nutrient supplementation of injected low salinity water | |
| RU2361075C1 (en) | Method of effecting bottomhole zone of producer for increased yield of oil | |
| RU2391490C2 (en) | Method of blocking water-producing formations | |
| RU2078917C1 (en) | Method of development of nonuniform formations with cyclic waterflooding | |
| RU2135756C1 (en) | Process of exploitation of inhomogeneous strata | |
| RU2729667C1 (en) | Control method of injectivity acceptance profile of injection well | |
| RU2138629C1 (en) | Oil production method | |
| RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
| RU2526943C1 (en) | Compound for control of development of inhomogeneous oil stratum | |
| RU2562634C2 (en) | Reservoir recovery improvement method | |
| RU2655258C2 (en) | Method of injection wells treatment | |
| RU2154160C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2257463C1 (en) | Method for oil-field development | |
| RU2065951C1 (en) | Method of treating bottom zone of nonuniform oil bed |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180927 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20190710 |
|
| HE4A | Change of address of a patent owner |
Effective date: 20220328 |