RU2704166C1 - Oil formation development method - Google Patents
Oil formation development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2704166C1 RU2704166C1 RU2018135818A RU2018135818A RU2704166C1 RU 2704166 C1 RU2704166 C1 RU 2704166C1 RU 2018135818 A RU2018135818 A RU 2018135818A RU 2018135818 A RU2018135818 A RU 2018135818A RU 2704166 C1 RU2704166 C1 RU 2704166C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- silicate
- solution
- well
- suspension
- gel
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing an oil reservoir and may find application in the development of heterogeneous permeability oil reservoirs.
Известен способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта, применяемый для повышения эффективности изоляции, включающий последовательную закачку в буферах пресной воды, оторочек полимерсиликатного раствора, водного раствора соли поливалентного металла в соотношении 1:1, при этом закачку оторочек растворов осуществляют в равных объемах, 5-200 м3 каждый, для снижения приемистости скважины не более, чем на 50%, с дополнительной продавкой в объеме не ниже 40% от объема оторочки раствора (патент RU №2186958, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.08.2002).A known method of isolation of highly permeable intervals of the reservoir, used to increase the efficiency of isolation, including sequential injection in fresh water buffers, rims of a polymer silicate solution, an aqueous solution of a salt of a polyvalent metal in a ratio of 1: 1, while the rims of the solutions are injected in equal volumes, 5-200 m 3 each, to reduce the injectivity of the well by no more than 50%, with additional sales in the amount of not less than 40% of the volume of the rim of the solution (patent RU No. 2186958, IPC ЕВВ 43/22, publ. 10.08.2002).
Недостатком данного способа является низкая эффективность их применения в неоднородных по проницаемости пластах, так как используемый состав способствует недостаточному блокированию высокопроницаемых зон пласта, и в результате нефтеотдача остается незначительной.The disadvantage of this method is the low efficiency of their use in heterogeneous permeability formations, since the composition used contributes to insufficient blocking of highly permeable zones of the formation, and as a result, oil recovery remains negligible.
Известен способ регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий приготовление силикатного геля, дозирование его в закачиваемую воду от водовода и закачку в пласт полученной суспензии силикатного геля (патент RU №2321733, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.04.2008 в бюл. №10). Приготовление силикатного геля осуществляют путем одновременной подачи струя в струю разбавленных растворов соляной кислоты и силиката натрия в снабженный частотным преобразователем шнеко-вый транспортер в малообъемном совмещении при соотношении указанных растворов от 1:1 до 1:2, соотношение растворов регулируют изменением показателя частотного преобразователя в зависимости от их концентрации, выбор концентрации разбавленных растворов и их соотношение осуществляют с учетом условия мгновенного гелеобразования при смешении, затем силикатный гель в указанном транспортере разбивают на частицы размером от 0,01 до 0,5 мм, дозирование геля в воду осуществляют до концентрации 0,05-75 мас. %. Закачку осуществляют в зависимости от приемистости скважины, начиная с минимальной концентрации суспензии, при минимальном давлении закачки с постепенным увеличением концентрации до достижения допустимого давления на эксплуатационную колонну при последующем поддержании его постоянным за счет снижения концентрации суспензии.A known method of regulating the profile of the injectivity of injection wells, including the preparation of silicate gel, dosing it into the injected water from the conduit and pumping the obtained suspension of silicate gel into the reservoir (patent RU No. 2321733, IPC ЕВВ 43/22, published on April 10, 2008 in bull. No. 10 ) Silicate gel is prepared by simultaneously injecting a stream of dilute solutions of hydrochloric acid and sodium silicate into a screw conveyor equipped with a frequency converter in a low-volume combination with a ratio of these solutions from 1: 1 to 1: 2, the ratio of solutions is regulated by changing the frequency converter of their concentration, the choice of the concentration of dilute solutions and their ratio is carried out taking into account the conditions of instant gelation upon mixing, then gelate gel in the specified conveyor is divided into particles ranging in size from 0.01 to 0.5 mm, the dosage of the gel in water is carried out to a concentration of 0.05-75 wt. % The injection is carried out depending on the injectivity of the well, starting from the minimum concentration of the suspension, with a minimum injection pressure with a gradual increase in concentration until the allowable pressure on the production string is reached while maintaining it constant by reducing the concentration of the suspension.
Недостатком способа является низкая эффективность из-за недостаточного вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта. В результате охват пластов воздействием незначителен.The disadvantage of this method is the low efficiency due to the lack of involvement in the development of previously uncovered by exposure to low-permeability oil-saturated zones of the reservoir. As a result, the coverage of formations by the impact is negligible.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного пласта (патент RU №2483202, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.05.2013 в бюл. №15), включающий определение приемистости нагнетательной скважины, приготовление и закачку в пласт через нагнетательную скважину суспензии силикатного геля и раствора поверхностно-активного вещества и отбор нефти через добывающие скважины. В нагнетательную скважину дополнительно закачивают поверхностно-активное вещество - ПАВ или полимер, или смесь ПАВ с полимером, закачку ведут чередующимися оторочками суспензии силикатного геля при концентрации 0,01-15 мас. % и ПАВ или полимера, или смеси ПАВ с полимером, оторочку суспензии силикатного геля закачивают в объемном соотношении к оторочке ПАВ или полимера, или смеси ПАВ с полимером от (1÷5) до (5÷1), начиная с максимальной концентрации оторочек, при минимальном давлении закачки с постепенным уменьшением концентрации до достижения допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, корректируют концентрации оторочек в зависимости от изменения давления закачки.The closest in technical essence is the method of developing an oil reservoir (patent RU No. 2483202, IPC ЕВВ 43/22, publ. 05/27/2013 in bull. No. 15), which includes determining the injectivity of the injection well, preparation and injection into the reservoir through the injection well of a suspension of silicate gel and surfactant solution; and oil recovery through production wells. A surfactant — surfactant or polymer, or a mixture of surfactants with a polymer — is additionally pumped into the injection well, and alternating rims of a silicate gel suspension are injected at a concentration of 0.01-15 wt. % and surfactant or polymer, or a surfactant-polymer mixture, the rim of the silicate gel slurry is pumped in volume ratio to the rim of the surfactant or polymer, or a surfactant-polymer mixture from (1 ÷ 5) to (5 ÷ 1), starting from the maximum concentration of rims, at a minimum injection pressure with a gradual decrease in concentration until the permissible pressure on the production string or reservoirs is reached, the rim concentration is adjusted depending on the change in injection pressure.
Недостатком известного способа является снижение эффективности вытеснения нефти за счет низкой блокирующей способности состава, недостаточного подключения в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков и вследствие этого незначительный охват пласта воздействием. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой.The disadvantage of this method is to reduce the efficiency of oil displacement due to the low blocking ability of the composition, insufficient connection to the development of previously unreached low-permeable oil-saturated interlayers and, as a result, insignificant coverage of the formation by exposure. As a result, oil recovery remains low.
Техническими задачами предложения являются увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин за счет повышения эффективности охвата пласта воздействием, вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта, а также расширение технологических возможностей способа.The technical objectives of the proposal are to increase oil recovery and reduce water cut in production wells by increasing the effectiveness of the reservoir coverage by the impact, involvement in the development of previously low impact permeable oil-saturated zones of the reservoir, as well as expanding the technological capabilities of the method.
Поставленные задачи решаются способом разработки нефтяного пласта, включающим определение приемистости нагнетательной скважины, закачку в пласт через нагнетательную скважину суспензии силикатного геля и водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ и отбор нефти через добывающие скважины.The tasks are solved by a method of developing an oil reservoir, including determining the injectivity of an injection well, injecting a suspension of silicate gel and an aqueous solution of a surfactant — surfactant — into the reservoir through an injection well, and taking oil through production wells.
Новым является то, что предварительно в пласт закачивают оторочку водного раствора силиката натрия с концентрацией от 0,1 до 10 мас. %, затем осуществляют закачку суспензии силикатного геля до увеличения давления закачки на 10-30%, не превышающего максимально допустимого давления закачки на эксплуатационную колонну или пласты, после закачки суспензии силикатного геля закачивают в пласт водный раствор ПАВ - оксиэтилированного моноалкилфенола или моноалкилфенилового эфира полиэтиленгликоля с концентрацией от 0,1 до 0,5 мас. % в объемном соотношении к объему закачки суспензии силикатного геля 1:(1-10), причем объем закачки указанного водного раствора силиката - Vраствора силиката и концентрацию суспензии силикатного геля - Ссуспензии геля, а также соотношение объема указанного раствора ПАВ - Vpacвора ПАВ к объему закачки суспензии силикатного геля - Vсуспензии геля выбирают исходя из приемистости нагнетательной скважины - Пр.скв., а именно: при Пр.скв. 150-250 м3/сут. - Vраствора силиката 3-7 м3, Ссусп. 0,005-6,0 мас. %, Vраствора ПАВ/Vсуспензии геля 1:(1-3), при Пр.скв. 250-350 м3/сут. - Vраствора силиката 7-12 м3, Ссусп. 6,0-12,0 мас. %, Vраствора ПАВ/Vсуспензии геля 1: (3-6), при Пр. скв. 350-500 м3/сут. - Vраствора силиката 12-20 м3, Ссусп. 8,0-20,0 мас. %, Vраствора ПАВ/Vсуспензии геля 1:(6-10), а после закачки указанного водного раствора осуществляют продавку в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 в объеме 10-15 м3 и возобновляют заводнение.What is new is that the rim of an aqueous solution of sodium silicate with a concentration of from 0.1 to 10 wt. %, then the silicate gel suspension is injected to increase the injection pressure by 10-30%, not exceeding the maximum allowable injection pressure on the production string or formations, after the silicate gel suspension is injected, an aqueous solution of surfactant — ethoxylated monoalkylphenol or monoalkylphenyl ether of concentration of polyethylene glycol with concentration from 0.1 to 0.5 wt. % in volume ratio to the volume of injection of a suspension of silicate gel 1: (1-10), and the volume of injection of the specified aqueous silicate solution - V silicate solution and the concentration of the suspension of silicate gel - C gel suspension , as well as the ratio of the volume of the specified surfactant solution - V solution of surfactant to the volume of injection of a suspension of silicate gel - V gel suspension is selected based on the injectivity of the injection well - Pr. well , namely: with Ex. well 150-250 m 3 / day. - V solution of silicate 3-7 m 3 C susp. 0.005-6.0 wt. %, V solution of surfactant / V gel suspension 1: (1-3), with Sp. 250-350 m 3 / day. - V silicate solution 7-12 m 3 , C susp. 6.0-12.0 wt. %, V surfactant solution / V gel suspension 1: (3-6), with Ex. well 350-500 m 3 / day. - V solution of silicate 12-20 m 3 C susp. 8.0-20.0 wt. %, V solution of surfactant / V gel suspension 1: (6-10), and after injection of the specified aqueous solution, water is injected into the formation with mineralization from 0.15 to 300 g / dm 3 in a volume of 10-15 m 3 and water flooding is resumed .
Для приготовления водного раствора силиката натрия, суспензии силикатного геля и водного раствора ПАВ используют следующие реагенты:The following reagents are used to prepare an aqueous solution of sodium silicate, a suspension of silicate gel and an aqueous solution of a surfactant:
- силикат натрия (стекло натриевое жидкое) по ГОСТ 13078-81, плотностью 1,36-1,45 г/см3;- sodium silicate (liquid sodium glass) according to GOST 13078-81, density 1.36-1.45 g / cm 3 ;
- ингибированную соляную кислоту с массовой долей хлористого водорода 22-24%, плотностью 1,108-1,12 г/см3;- inhibited hydrochloric acid with a mass fraction of hydrogen chloride of 22-24%, a density of 1.108-1.12 g / cm 3 ;
- оксиэтилированный моноалкилфенол (ОЭАФ) представляет собой водорастворимый неионогенный ПАВ с массовой долей присоединенной окиси этилена 70%, с температурой застывания 13-17°С по ТУ 2483-077-05766801-98;- ethoxylated monoalkylphenol (OAAF) is a water-soluble nonionic surfactant with a mass fraction of added ethylene oxide of 70%, with a pour point of 13-17 ° C according to TU 2483-077-05766801-98;
- моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля представляет собой водно-спиртовый раствор неионогенных поверхностно-активных веществ с температурой застывания минус 40°С (комплексный ПАВ) по ТУ 2458-001-91222887-11;- monoalkylphenyl ether of polyethylene glycol is a water-alcohol solution of nonionic surfactants with a pour point of minus 40 ° C (complex surfactant) according to TU 2458-001-91222887-11;
- вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3.- water with a salinity of 0.15 to 300 g / dm 3 .
Достигаемый положительный эффект от предлагаемого способа обеспечивается тем, что легкоподвижные мелкодисперсные частицы суспензии силикатного геля равномерно распределяются по пласту со снижением проницаемости водопроводящих пропластков, и тем самым, увеличивается охват пласта воздействием. Предварительная закачка в пласт водного раствора силиката натрия усиливает блокирование высокопроницаемых зон пласта за счет образования осадков, образующихся при взаимодействии водного раствора силиката натрия с водой, содержащей соли поливалентных катионов, увеличивая фильтрационное сопротивление. При этом происходит перераспределение фильтрационных потоков и подключение в работу ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков. Закачка водного раствора ПАВ позволяет снизить межфазное натяжение на границе «нефть-вытесняющий агент» и способствует отмыву нефти, что в конечном итоге приводит к увеличению нефтеотдачи пластов.The achieved positive effect of the proposed method is ensured by the fact that the easily moving finely dispersed particles of the silicate gel suspension are evenly distributed throughout the formation with a decrease in the permeability of the water-conducting interlayers, and thereby, the coverage of the formation by exposure is increased. The preliminary injection of an aqueous solution of sodium silicate into the reservoir enhances the blocking of highly permeable zones of the formation due to the formation of sediments formed during the interaction of the aqueous solution of sodium silicate with water containing salts of polyvalent cations, increasing the filtration resistance. In this case, the redistribution of filtration flows and the inclusion of previously unreached low-permeable oil-saturated layers in the work. The injection of an aqueous surfactant solution allows to reduce the interfacial tension at the oil-displacing agent interface and promotes the washing out of oil, which ultimately leads to an increase in oil recovery.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
Предварительно проводят подготовительные работы. Выбирают участок нагнетательной скважины. Определяют текущее состояние скважины, приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты, минерализацию воды, степень выработанности пластов, останавливают подачу воды (заводнение). В зависимости от геологических условий определяют количество реагентов и объемы закачиваемых оторочек: водного раствора силиката натрия, суспензии силикатного геля и водного раствора ПАВ. Дозирование, приготовление и закачку указанных оторочек производят с помощью автоматизированной установки типа КУДР. Технологический процесс закачки осуществляют последовательно оторочками. В качестве первой оторочки используют водный раствор силиката натрия - разбавленный раствор силиката натрия пресной водой. Оторочку водного раствора силиката натрия предварительно готовят на базе по приготовлению химпродуктов путем смешения силиката натрия товарной формы и пресной воды в объемном соотношении 1:(3-10). Объемное соотношение выбирают исходя от минерализации воды, закачиваемой по водоводу (табл.1). Для качественного получения водного раствора силикат натрия и пресную воду перемешивают в течение 30 мин. Затем приготовленный водный раствор силиката натрия доставляют на скважину автоцистернами. Оторочку водного раствора силиката натрия с концентрацией от 0,1 до 10 мас. % в объеме 3-20 м3 закачивают в пласт. Объем закачки водного раствора силиката натрия выбирают исходя из приемистости нагнетательной скважины (табл.2).Preliminarily carry out preparatory work. A section of the injection well is selected. The current state of the well, injectivity of the injection well at injection pressure, the maximum allowable pressure on the production string or formations, mineralization of the water, the degree of formation depletion are determined, the water supply is stopped (water flooding). Depending on the geological conditions, the amount of reagents and the volumes of injected rims are determined: an aqueous solution of sodium silicate, a suspension of silicate gel and an aqueous solution of a surfactant. Dosing, preparation and injection of these rims is carried out using an automated plant such as KUDR. The technological process of injection is carried out sequentially by rims. As the first rim, use an aqueous solution of sodium silicate - a dilute solution of sodium silicate with fresh water. The hatch of an aqueous solution of sodium silicate is preliminarily prepared at the base for the preparation of chemical products by mixing sodium silicate of commercial form and fresh water in a volume ratio of 1: (3-10). The volume ratio is selected based on the salinity of the water pumped through the water conduit (Table 1). To obtain a high-quality aqueous solution, sodium silicate and fresh water are mixed for 30 minutes. Then, the prepared aqueous solution of sodium silicate is delivered to the well by tank trucks. The residue of an aqueous solution of sodium silicate with a concentration of from 0.1 to 10 wt. % in a volume of 3-20 m 3 pumped into the reservoir. The volume of injection of an aqueous solution of sodium silicate is chosen based on the injectivity of the injection well (table 2).
В качестве второй оторочки используют суспензию силикатного геля.A silicate gel suspension is used as the second rim.
Суспензию силикатного геля готовят непосредственно перед закачкой в нагнетательную скважину. Раствор силиката натрия товарной формы плотностью 1,36 г/см3 разбавляют пресной водой в объемном соотношении 1:3 и перемешивают насосом в течение одного часа. Концентрация (массовая доля) силиката натрия в разбавленном растворе составляет 25% (в расчете на товарную форму), плотность 1,09-1,11 г/см3. Раствор соляной кислоты плотностью 1,12 г/см3 разбавляют пресной водой в объемном соотношении 1:7 и перемешивают в течение одного часа. Концентрация (массовая доля) соляной кислоты в разбавленном растворе составляет 1,015-1,02 г/см3. Разбавленные растворы силиката натрия и соляной кислоты в объемном соотношении 1:1 путем подачи струя в струю подают в шнековый транспортер с помощью дозировочных насосов, в котором происходит образование силикатного геля. Затем силикатный гель и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 от водовода подают в струйный насос, происходит диспергирование силикатного геля с размером частиц от 0,001 до 1,0 мм. Получают суспензию силикатного геля и закачивают в скважину. Дозируют содержание силикатного геля в суспензии от 0,005 до 20 мас. % до увеличения давления закачки на 10-15% от максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или пласты.A silicate gel suspension is prepared immediately before injection into the injection well. A sodium silicate solution of a commercial form with a density of 1.36 g / cm 3 was diluted with fresh water in a volume ratio of 1: 3 and stirred with a pump for one hour. The concentration (mass fraction) of sodium silicate in the diluted solution is 25% (calculated on the commodity form), the density of 1.09-1.11 g / cm 3 . A solution of hydrochloric acid with a density of 1.12 g / cm 3 is diluted with fresh water in a volume ratio of 1: 7 and stirred for one hour. The concentration (mass fraction) of hydrochloric acid in a dilute solution is 1.015-1.02 g / cm 3 . Diluted solutions of sodium silicate and hydrochloric acid in a volume ratio of 1: 1 by feeding the jet into the stream are fed into the screw conveyor using metering pumps, in which the formation of silicate gel occurs. Then the silicate gel and the injected water with a salinity of 0.15 to 300 g / dm 3 from the water supply are fed to the jet pump, and the silicate gel with a particle size of 0.001 to 1.0 mm is dispersed. A suspension of silicate gel is obtained and pumped into the well. Dose the content of silicate gel in suspension from 0.005 to 20 wt. % to increase the injection pressure by 10-15% of the maximum allowable pressure on the production string or formations.
В качестве третьей оторочки используют водный раствор ПАВ с концентрацией от 0,1 до 0,5 мас. %. Объем закачки водного раствора ПАВ к объему закачки силикатного геля составляет 1:(1-10).As the third rim, an aqueous surfactant solution with a concentration of from 0.1 to 0.5 wt. % The injection volume of an aqueous surfactant solution to the injection volume of silicate gel is 1: (1-10).
В качестве водного раствора ПАВ используют оксиэтилированный моноалкилфенол или моноалкилфениловый эфир полиэтиленгликоля.As an aqueous solution of a surfactant, ethoxylated monoalkylphenol or polyethylene glycol monoalkylphenyl ether is used.
Водный раствор ПАВ готовят в промежуточной емкости установки КУДР путем подачи закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 (99,9-99,5 мас. %) с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ПАВ (от 0,1 до 0,5 мас. %) дозировочным насосом. Приготовленный водный раствор ПАВ насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину. После закачки указанного водного раствора ПАВ продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/дм3 в объеме 10-15 м3.An aqueous surfactant solution is prepared in the intermediate tank of the KUDR installation by supplying injected water with a salinity of 0.15 to 300 g / dm 3 (99.9-99.5 wt.%) From the water inlet to the jet pump inlet with a simultaneous dosage of surfactant (from 0 , 1 to 0.5 wt.%) Dosing pump. The prepared aqueous surfactant solution is pumped into the formation through an injection well by a pumping unit. After injection of the specified aqueous solution, surfactants are pressed into the reservoir with water with a salinity of 0.15 to 300 g / dm 3 in a volume of 10-15 m 3 .
Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение.Perform final work on the well and resume water flooding.
Предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу пластов и снизить обводненность добывающих скважин за счет увеличения блокирующей способности состава, подключения в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков, повышения эффективности охвата пласта воздействием, Предложение позволяет расширить технологические возможности осуществления способа.The proposed method for developing an oil reservoir allows increasing oil recovery and reducing the water cut of producing wells by increasing the blocking ability of the composition, connecting previously unreached low-permeable oil-saturated interlayers to the development, increasing the efficiency of the formation coverage by exposure. The proposal allows to expand the technological capabilities of the method.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и шестью добывающими скважинами. Пласты представлены терригенны-ми коллекторами проницаемостью 0,60 мкм2, нефтенасыщенностью 79,5%, пористостью 20-21,0%, нефтенасыщенная толщина пласта - 10,2 м (двумя пропластками). Приемистость нагнетательной скважины составляет 150 м3/сут при давлении закачки 8,0 МПа, максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты -12,0 МПа, минерализация воды 0,15 г/дм3 (пример 1 табл. 3). Среднесуточный дебит нефти составляет 5,4 т (3,7-7,4 т), средняя обводненность добываемой жидкости - 92% (от 94 до 98%) (пример 1 табл. 5).A site with one injection and six production wells was selected as the object of pilot industrial work. The strata are represented by terrigenous reservoirs with a permeability of 0.60 μm 2 , oil saturation of 79.5%, porosity of 20-21.0%, oil saturated layer thickness of 10.2 m (two layers). The injectivity of the injection well is 150 m 3 / day at an injection pressure of 8.0 MPa, the maximum allowable pressure on the production string or formations is 12.0 MPa, and the water mineralization is 0.15 g / dm 3 (Example 1, Table 3). The average daily oil production rate is 5.4 tons (3.7-7.4 tons), the average water cut of the produced fluid is 92% (from 94 to 98%) (Example 1, Table 5).
Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить водный раствор силиката натрия в объеме 3 м3 (см. табл. 2). Оторочку водного раствора силиката натрия предварительно готовят на базе по приготовлению химпродуктов путем смешения силиката натрия товарной формы плотностью 1,36 г/см3 и пресной воды в объемном соотношении 1:3 (см. табл. 1). Для качественного получения водного раствора силикат натрия (0,75 м3) и пресную воду (2,25 м3) перемешивают в течение 30 мин. Затем приготовленный водный раствор силиката натрия доставляют на скважину автоцистернами. Оторочку водного раствора силиката натрия с концентрацией 0,1 мас. % в объеме 3 м3 закачивают в пласт.For the injection well, according to the analysis of the development of the site, it is recommended to prepare an aqueous solution of sodium silicate in a volume of 3 m 3 (see table. 2). A hatch of an aqueous solution of sodium silicate is preliminarily prepared at the base for the preparation of chemical products by mixing sodium silicate of a commercial form with a density of 1.36 g / cm 3 and fresh water in a volume ratio of 1: 3 (see Table 1). To obtain a high-quality aqueous solution, sodium silicate (0.75 m 3 ) and fresh water (2.25 m 3 ) are stirred for 30 minutes. Then, the prepared aqueous solution of sodium silicate is delivered to the well by tank trucks. The residue of an aqueous solution of sodium silicate with a concentration of 0.1 wt. % in a volume of 3 m 3 pumped into the reservoir.
Затем закачивают в пласт суспензию силикатного геля. Суспензию силикатного геля готовят непосредственно перед закачкой в пласт, используя для этой цели установку для приготовления, дозирования и закачивания технологических растворов в скважину (по патенту RU №48202).Then a suspension of silicate gel is pumped into the formation. A suspension of silicate gel is prepared immediately before injection into the reservoir, using for this purpose an apparatus for preparing, dosing and pumping technological solutions into the well (according to patent RU No. 48202).
Для приготовления силикатного геля используют натриевое жидкое стекло с плотностью 1,36 г/см3, в качестве гелеобразователя - ингибированную соляную кислоту с концентрацией не менее 24% (плотностью 1,12 г/см3). Предварительно из товарной формы реагентов готовят разбавленные пресной водой растворы силиката натрия в объемном соотношении 1:3 и ингибированной соляной кислоты в объемном соотношении 1:7. Затем непрерывно получают силикатный гель из разбавленных растворов силиката натрия и соляной кислоты в объемном соотношении 1:1 путем подачи струя в струю в шнековый транспортер с помощью дозировочных насосов, где силикатный гель разбивают на частицы размером от 0,001 до 1,0 мм. Закачку оторочки суспензии силикатного геля с концентрацией 0,005 мас. % закачивают в пласт до увеличения давления закачки на 10%. Объем закачки составляет 100 м3 (пример 1 табл. 3).To prepare a silicate gel, sodium liquid glass with a density of 1.36 g / cm 3 is used , and inhibited hydrochloric acid with a concentration of at least 24% (density 1.12 g / cm 3 ) is used as a gelling agent. Preliminarily, sodium silicate solutions diluted with fresh water in a volume ratio of 1: 3 and inhibited hydrochloric acid in a volume ratio of 1: 7 are prepared from the commodity form of the reagents. Then, a silicate gel is continuously obtained from dilute solutions of sodium silicate and hydrochloric acid in a volume ratio of 1: 1 by feeding the jet into the jet into the screw conveyor using metering pumps, where the silicate gel is divided into particles from 0.001 to 1.0 mm in size. The injection of the rim of a suspension of silicate gel with a concentration of 0.005 wt. % injected into the reservoir to increase the injection pressure by 10%. The injection volume is 100 m 3 (example 1 of table. 3).
После закачки суспензии силикатного геля закачивают в пласт водный раствор ПАВ - оксиэтилированный моноалкилфенол (ОАЭФ) с концентрацией 0,1 мас. % в объеме 50 м3. Объемное соотношение объема закачки водного раствора ПАВ к объему закачки суспензии силикатного геля составляет 1:2.After injection, the suspension of silicate gel is injected into the formation of an aqueous solution of a surfactant - ethoxylated monoalkylphenol (OAEF) with a concentration of 0.1 wt. % in a volume of 50 m 3 . The volume ratio of the injection volume of an aqueous surfactant solution to the injection volume of a suspension of silicate gel is 1: 2.
Водный раствор ОАЭФ готовят в промежуточной емкости установки КУДР путем подачи закачиваемой воды с минерализацией 0,15 г/дм3 (99,9 мас. %) с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ОАЭФ (0,1 мас. %) дозировочным насосом. Приготовленный водный раствор насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину. После закачки указанного водного раствора ОАЭФ продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15 г/дм3 в объеме 10 м3.The UAEF aqueous solution is prepared in the intermediate tank of the KUDR installation by supplying injected water with a salinity of 0.15 g / dm 3 (99.9 wt.%) From the water supply to the inlet of the jet pump while dosing the UAEF (0.1 wt.%) With a dosing pump . The prepared aqueous solution is pumped into the reservoir through an injection well by a pumping unit. After injection of the indicated aqueous solution, the UAEF is forced into the formation with water with a salinity of 0.15 g / dm 3 in a volume of 10 m 3 .
Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.Perform final work on the well and resume water flooding. After 15 days, geophysical surveys of the reservoirs are carried out.
Результаты исследований показывают, что произошло перераспределение фильтрационных потоков: первый пропласток стал принимать 80 м3/сут, второй пропласток - 55 м3/сут, приемистость уменьшилась до 135 м3/сут при давлении 10,8 МПа, удельная приемистость снизилась на 32% (пример 1, табл. 4), средняя обводненность добываемой продукции снизилась с 92,0% до 88,5%, дебит нефти по участку увеличился на 2,5 т (пример 1, табл. 5).The research results show that there was a redistribution of filtration flows: the first interlayer began to take 80 m 3 / day, the second interlayer - 55 m 3 / day, the injectivity decreased to 135 m 3 / day at a pressure of 10.8 MPa, the specific injectivity decreased by 32% (example 1, table 4), the average water cut of the produced products decreased from 92.0% to 88.5%, the oil production rate in the area increased by 2.5 tons (example 1, table 5).
Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта выполняют аналогично, результаты исследований приведены в табл. 4, 5. Удельная приемистость скважины снизилась в среднем на 32%, давление закачки увеличилось в среднем на 30%, обводненность добываемой продукции снизилась в среднем на 3,6%, дополнительная добыча нефти составила более 1750 т нефти (табл. 4, 5).Other examples of the implementation of the method of developing an oil reservoir are performed similarly, the research results are given in table. 4, 5. The specific injection rate of the well decreased on average by 32%, injection pressure increased on average by 30%, the water cut of produced products decreased by an average of 3.6%, additional oil production amounted to more than 1750 tons of oil (Tables 4, 5) .
Полученные результаты показывают, что происходит перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта воздействием в 1,5-1,7 раза.The results obtained show that there is a redistribution of filtration flows in the formation and, as a result, the inclusion of previously unexposed oil-saturated zones of the formation, which lead to an increase in the coverage of the formation by 1.5-1.7 times.
Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу и снизить обводненность добывающих скважин за счет увеличения блокирующей способности состава, вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта, повышения эффективности охвата пласта воздействием. Предложение позволяет расширить технологические возможности осуществления способа.Thus, the proposed method for developing an oil reservoir allows to increase oil recovery and reduce water cut of producing wells by increasing the blocking ability of the composition, involving low-permeable oil-saturated zones of the reservoir previously uncovered by the action, and increasing the efficiency of the formation coverage. The proposal allows to expand the technological capabilities of the method.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018135818A RU2704166C1 (en) | 2018-10-09 | 2018-10-09 | Oil formation development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018135818A RU2704166C1 (en) | 2018-10-09 | 2018-10-09 | Oil formation development method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2704166C1 true RU2704166C1 (en) | 2019-10-24 |
Family
ID=68318584
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018135818A RU2704166C1 (en) | 2018-10-09 | 2018-10-09 | Oil formation development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2704166C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112964853A (en) * | 2021-01-21 | 2021-06-15 | 东北石油大学 | Method for determining dynamic retention of binary system aqueous solution at different positions of long rock core |
| RU2756823C1 (en) * | 2021-04-16 | 2021-10-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Сервисная компания Нефтеотдача" | Enhanced oil recovery method |
| RU2767497C1 (en) * | 2021-09-07 | 2022-03-17 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Oil reservoir development method |
| RU2811097C1 (en) * | 2023-07-25 | 2024-01-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method for increasing efficiency of enhanced oil recovery (eor) methods |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4601337A (en) * | 1984-05-10 | 1986-07-22 | Shell Oil Company | Foam drive oil displacement with outflow pressure cycling |
| RU2172397C2 (en) * | 1999-08-09 | 2001-08-20 | Открытое Акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method of development of oil formation |
| RU2186958C1 (en) * | 2001-04-27 | 2002-08-10 | Открытое акционерное общество "Научно-технологическая компания "Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача" | Method of isolation of formation high-permeability intervals |
| RU2321733C1 (en) * | 2006-08-28 | 2008-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to control injection well injectivity profile |
| RU2383202C1 (en) * | 2008-10-01 | 2010-03-10 | Олег Иванович Квасенков | Method of manufacturing flavoured coffee drink "podmoskovny" |
| RU2483202C1 (en) * | 2011-11-23 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil formation development method |
| RU2547025C1 (en) * | 2014-04-22 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of oil deposits with nonuniform permeability (versions) |
| RU2598095C1 (en) * | 2015-08-13 | 2016-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil reservoir extraction (versions) |
-
2018
- 2018-10-09 RU RU2018135818A patent/RU2704166C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4601337A (en) * | 1984-05-10 | 1986-07-22 | Shell Oil Company | Foam drive oil displacement with outflow pressure cycling |
| RU2172397C2 (en) * | 1999-08-09 | 2001-08-20 | Открытое Акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method of development of oil formation |
| RU2186958C1 (en) * | 2001-04-27 | 2002-08-10 | Открытое акционерное общество "Научно-технологическая компания "Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача" | Method of isolation of formation high-permeability intervals |
| RU2321733C1 (en) * | 2006-08-28 | 2008-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to control injection well injectivity profile |
| RU2383202C1 (en) * | 2008-10-01 | 2010-03-10 | Олег Иванович Квасенков | Method of manufacturing flavoured coffee drink "podmoskovny" |
| RU2483202C1 (en) * | 2011-11-23 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil formation development method |
| RU2547025C1 (en) * | 2014-04-22 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of oil deposits with nonuniform permeability (versions) |
| RU2598095C1 (en) * | 2015-08-13 | 2016-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil reservoir extraction (versions) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112964853A (en) * | 2021-01-21 | 2021-06-15 | 东北石油大学 | Method for determining dynamic retention of binary system aqueous solution at different positions of long rock core |
| CN112964853B (en) * | 2021-01-21 | 2023-09-15 | 东北石油大学 | Method for determining dynamic retention of binary system aqueous solution at different positions of long rock core |
| RU2756823C1 (en) * | 2021-04-16 | 2021-10-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Сервисная компания Нефтеотдача" | Enhanced oil recovery method |
| RU2767497C1 (en) * | 2021-09-07 | 2022-03-17 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Oil reservoir development method |
| RU2811097C1 (en) * | 2023-07-25 | 2024-01-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method for increasing efficiency of enhanced oil recovery (eor) methods |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2704166C1 (en) | Oil formation development method | |
| CN110945208B (en) | Method for improving oil recovery rate of stratum | |
| US9810049B2 (en) | Systems and methods for inline chemical injection for dump flood water injectors | |
| RU2476665C2 (en) | Isolation method of water influx in well | |
| CN105754569B (en) | A kind of low-permeability oil deposit water injection well pretreating agent and preparation method thereof | |
| CN102816558A (en) | Plugging agent for deep profile control and water plugging and preparation method thereof | |
| CN1480627A (en) | Technique for dissecting depth of sludge containing oil in injection well | |
| RU2398958C1 (en) | Procedure for regulation of intake capacity profile of pressure well (versions) | |
| RU2627785C1 (en) | Method for regulating intake capacity profile of pressure well (versions) | |
| RU2436941C1 (en) | Procedure for control over water flood of non-uniform reservoir | |
| RU2483202C1 (en) | Oil formation development method | |
| RU2377390C1 (en) | Method of insulating flow of water into well | |
| RU2418156C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation | |
| USRE27271E (en) | Method and composition for stabilizing incompetent sand containing forma-tions | |
| RU2598095C1 (en) | Method of oil reservoir extraction (versions) | |
| RU2547025C1 (en) | Method of development of oil deposits with nonuniform permeability (versions) | |
| RU2487234C1 (en) | Method of development for wet oil strata with inhomogeneous permeability | |
| RU2610961C1 (en) | Justification method of input profile in injection well | |
| RU2518615C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation (versions) | |
| RU2610051C1 (en) | Method for development of carbonate oil reservoir (versions) | |
| RU2652410C1 (en) | Method of development of inhomogeneous oil reservoir (options) | |
| RU2146002C1 (en) | Method adjusting front of flooding of oil pools | |
| RU2769612C1 (en) | Method for developing a heterogeneous oil reservoir | |
| RU2610959C1 (en) | Oil reservoir development method (versions) | |
| RU2471060C2 (en) | Isolation method of water inlux in production wells |