RU2817425C1 - Method of limiting water influx into well - Google Patents
Method of limiting water influx into well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2817425C1 RU2817425C1 RU2023128327A RU2023128327A RU2817425C1 RU 2817425 C1 RU2817425 C1 RU 2817425C1 RU 2023128327 A RU2023128327 A RU 2023128327A RU 2023128327 A RU2023128327 A RU 2023128327A RU 2817425 C1 RU2817425 C1 RU 2817425C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- well
- formation
- oil
- emulsion
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 57
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 230000004941 influx Effects 0.000 title abstract description 6
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 50
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 49
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 37
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 20
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000004071 soot Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000005728 strengthening Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 10
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 7
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 4
- 239000005871 repellent Substances 0.000 abstract description 4
- 230000002940 repellent Effects 0.000 abstract 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 29
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 8
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 5
- 239000006229 carbon black Substances 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 238000006864 oxidative decomposition reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical class O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 3
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 2
- 241000872198 Serjania polyphylla Species 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 125000005587 carbonate group Chemical group 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 1
- 239000006071 cream Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке карбонатных залежей с высокой трещиноватостью. The invention relates to the oil industry and can be used in the development of carbonate deposits with high fracturing.
Одной из проблем разработки карбонатных коллекторов на поздней стадии разработки месторождения является их трещиноватость, пористая неоднородность, высокая степень обводнения продукции. Доля трудноизвлекаемых запасов в Татарстане составляет 80%, при этом карбонатные отложения выработаны всего на 12,6%. То есть большая часть запасов сосредоточена в карбонатных залежах. Ввиду опережающего обводнения добываемой продукции скважин для более полной выработки запасов нефти карбонатных коллекторов значительная часть всех геолого-технических мероприятий направлена на снижение обводненности продукции скважин. Сущность методов изоляции водопритока в скважине сводится к изменению геометрии линии тока жидкости путем изоляции водоподводящих каналов вблизи скважины. При взаимодействии реагентов в пласте реакция происходит преимущественно на границе контактирования компонентов: пластовая вода – эмульсия. Это приводит к снижению прочности водоизоляционного материала и зачастую к выносу реагентов из пласта непрерывным притоком жидкости во время освоения скважины после ремонта. Продолжительность эффекта от проведения геолого-технических мероприятий, направленных на снижение обводненности и ограничение водопритока из пласта скважины, в среднем не превышает 6 месяцев.One of the problems in developing carbonate reservoirs at a late stage of field development is their fracturing, porous heterogeneity, and high degree of water production. The share of hard-to-recover reserves in Tatarstan is 80%, while carbonate deposits are only 12.6% depleted. That is, most of the reserves are concentrated in carbonate deposits. In view of the advanced water cut of the produced wells for a more complete development of oil reserves in carbonate reservoirs, a significant part of all geological and technical activities are aimed at reducing the water cut of the wells. The essence of methods for isolating water inflow in a well comes down to changing the geometry of the fluid flow line by isolating water supply channels near the well. When reagents interact in a formation, the reaction occurs predominantly at the boundary of contact of the components: formation water - emulsion. This leads to a decrease in the strength of the waterproofing material and often to the removal of reagents from the formation by a continuous influx of liquid during well development after repairs. The duration of the effect of geological and technical measures aimed at reducing water cut and limiting water inflow from the well formation does not exceed 6 months on average.
Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий в себя обработку призабойной зоны добывающей или нагнетательной скважины путем закачки в пласт гидрофобного материала – гидрофобного химически модифицированного кремнезема, углеводородной жидкости и водного раствора соляной кислоты, вытеснение нефти из коллектора с последующей доставкой ее из призабойной зоны (патент RU № 2232262, опубл. 10.07.2004). Закачку указанных реагентов осуществляют в одну стадию в виде инвертной кислотной микроэмульсии, содержащей указанный кремнезем с размером дискретных частиц 0,005-0,1 мкв в концентрации 0,5-1,5 мас.% и дополнительно регулятор стабильности микроэмульсии – поверхностно-активное вещество. Дисперсионная фаза микроэмульсии от 1/1 до 3/1. Вязкость указанной микроэмульсии в пределах от 300 до 2500 мПа⋅с. При обработке коллекторов со значительными различиями в проницаемости пропластков предварительно проводят временную изоляцию высокопроницаемых обводненных участков путем закачки в призабойную зону пласта указанной микроэмульсии вязкостью 2500-3500 мПа⋅с.There is a known method for developing oil fields, which includes treating the bottomhole zone of a production or injection well by pumping hydrophobic material into the formation - hydrophobic chemically modified silica, hydrocarbon liquid and an aqueous solution of hydrochloric acid, displacing oil from the reservoir with its subsequent delivery from the bottomhole zone (RU patent No. 2232262, published 07/10/2004). The injection of these reagents is carried out in one stage in the form of an invert acid microemulsion containing the specified silica with a discrete particle size of 0.005-0.1 μv in a concentration of 0.5-1.5 wt.% and additionally a microemulsion stability regulator - a surfactant. The dispersed phase of the microemulsion is from 1/1 to 3/1. The viscosity of the specified microemulsion ranges from 300 to 2500 mPa⋅s. When processing reservoirs with significant differences in the permeability of interlayers, temporary isolation of highly permeable watered areas is first carried out by pumping the specified microemulsion with a viscosity of 2500-3500 mPa⋅s into the bottomhole zone of the formation.
Недостатком данного способа является невысокий коэффициент нефтеизвлечения и высокая скорость обводнения продукции при разработке залежи нефти.The disadvantage of this method is the low oil recovery factor and the high rate of watering of the product during the development of oil deposits.
Известны технические решения (Сидоров И.А. Поддубный Ю.А. Кан В.А. Воздействие на призабойную зону скважин в целях ограничения отбора воды. М. ВНИИОЭНГ, 1984, с. 26-33/ О. И.Сер. НД вып.1), в которых в водоносные зоны пласта для ограничения водопритока закачивают гидрофобные вязкие жидкости, вязкие нефти, нефтемазутные смеси, водонефтяные эмульсии. Функция этой жидкости блокирование водоносных интервалов пласта, т.е. создание изолирующего (блокирующего) экрана. Technical solutions are known (Sidorov I.A. Poddubny Yu.A. Kan V.A. Impact on the bottomhole zone of wells in order to limit water withdrawal. M. VNIIOENG, 1984, pp. 26-33 / O. I. Ser. ND issue .1), in which hydrophobic viscous liquids, viscous oils, oil and fuel oil mixtures, and oil-water emulsions are pumped into the aquifer zones of the formation to limit water inflow. The function of this liquid is to block the aquiferous intervals of the formation, i.e. creating an isolating (blocking) screen.
Однако данные смеси недостаточно устойчивы, эмульсионный состав разрушается за короткий период времени.However, these mixtures are not stable enough; the emulsion composition is destroyed in a short period of time.
Наиболее близким по технической сущности является способ ограничения водопритока в скважину, включающий закачку в интервал водопритока гидрофобной эмульсии на углеводородной основе, содержащей нефть, пластовую воду, эмульгатор-гидрофобизатор, после закачки состава его выдерживают в каналах водопритока для структурного упрочнения состава (патент RU № 2114990, опубл. 1998). Спускают и устанавливают в интервале водопритока перекрыватель, при этом перед установкой перекрывателя в каналах водопритока закачивают гидрофобный водонерастворимый состав вязкостью 200-1700 мПа⋅с при скорости сдвига 2-145 с-1, содержащий нефть - 30-49% об., пластовую воду - 50-68% об., эмульгатор-гидрофобизатор - 1-2% об., причем после закачки состава его выдерживают в каналах водопритока под давлением для структурного упрочнения состава. В качестве эмульгатора-гидрофобизатора используют эмультал.The closest in technical essence is a method for limiting water inflow into a well, which includes injection into the water inflow interval of a hydrophobic emulsion on a hydrocarbon basis containing oil, formation water, an emulsifier-hydrophobizer; after injection of the composition, it is kept in the water inflow channels for structural strengthening of the composition (RU patent No. 2114990 , publ. 1998). A shut-off valve is lowered and installed in the water inflow interval, and before installing the shut-off valve in the water inflow channels, a hydrophobic water-insoluble composition with a viscosity of 200-1700 mPa⋅s is pumped at a shear rate of 2-145 s -1 , containing oil - 30-49% vol., formation water - 50-68% vol., emulsifier-hydrophobizer - 1-2% vol., and after injection of the composition it is kept in water inflow channels under pressure for structural strengthening of the composition. Emultal is used as an emulsifier-hydrophobizer.
Недостатком известного способа является недостаточная эффективность ограничения водопритока в скважину из-за низкой продолжительности технологического эффекта, связанного с низкой агрегативной устойчивостью эмульсии, что приводит к разрушению экранирующего состава и вымыванию в течение короткого времени, а также снижения продуктивности призабойной зоны пласта, снижения межремонтного периода эксплуатации скважины, большого числа технологических операций. В составе фильтрата присутствует свободная водная фаза, что свидетельствует о нарушении корреляции между межфазным натяжением и стабилизирующими свойствами эмульгатора в составе обратных эмульсий. Для стабилизации обратной эмульсии необходимо вводить равное массовое количество активной основы ряда эмульгаторов с кислотными (тарин) и кислотно-основными свойствами (эмультал).The disadvantage of the known method is the insufficient efficiency of limiting water inflow into the well due to the short duration of the technological effect associated with the low aggregative stability of the emulsion, which leads to the destruction of the shielding composition and leaching within a short time, as well as a decrease in the productivity of the bottomhole zone of the formation, a decrease in the overhaul period of operation wells, a large number of technological operations. The filtrate contains a free aqueous phase, which indicates a violation of the correlation between interfacial tension and the stabilizing properties of the emulsifier in reverse emulsions. To stabilize the inverse emulsion, it is necessary to introduce an equal mass amount of the active base of a number of emulsifiers with acidic (tarine) and acid-base properties (emultal).
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности ограничения водопритока в скважину за счет повышения устойчивости агрегатного состояния закачиваемой эмульсии и улучшения качества изоляции зон водопритока в скважине, повышения коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижения скорости обводнения продукции добывающих скважин. The technical result of the invention is to increase the efficiency of limiting water inflow into the well by increasing the stability of the state of aggregation of the injected emulsion and improving the quality of isolation of water inflow zones in the well, increasing the oil recovery factor of the productive formation and reducing the rate of watering of production wells.
Технический результат достигается способом ограничения водопритока в скважину, включающим закачку в пласт гидрофобизирующей поровое пространство эмульсии на углеводородной основе, содержащей нефть, пластовую воду, эмульгатор-гидрофобизатор, после закачки состава его выдерживают в каналах водопритока для структурного упрочнения состава.The technical result is achieved by a method of limiting water inflow into a well, including injection into the formation of a hydrocarbon-based emulsion that hydrophobizes the pore space, containing oil, formation water, and an emulsifier-hydrophobizer; after injection of the composition, it is kept in the water inflow channels for structural strengthening of the composition.
Новым является то, что дополнительно эмульсионный состав содержит сажу, в качестве эмульгатора-гидрофобизатора используют бензол, при следующем соотношении компонентов, мас.%:What is new is that the emulsion composition additionally contains carbon black; benzene is used as an emulsifier-hydrophobizer, with the following component ratio, wt.%:
плотностью 1,01-1,15 г/см3, вязкостью 700–1050 мПа⋅с.density 1.01-1.15 g/cm 3 , viscosity 700–1050 mPa⋅s.
Для выполнения способа используют следующие реагенты гидрофобной эмульсии.To perform the method, the following hydrophobic emulsion reagents are used.
В качестве нефти используют нефть, плотностью от 0,8 до 0,9 г/см3 вязкостью нефти в поверхностных условиях (дин) до 103 мПа·с с содержанием серы не более 2%.The oil used is oil with a density of 0.8 to 0.9 g/cm 3 with an oil viscosity in surface conditions (dyne) of up to 103 mPa s with a sulfur content of no more than 2%.
В качестве пластовой воды используют пресные или пластовые воды плотностью от 1,01 до 1,15 г/см3.Fresh or formation water with a density from 1.01 to 1.15 g/cm 3 is used as formation water.
В качестве эмульгатора-гидрофобизатора используют бензол нефтяной плотностью 0,878-0,880 г/см3 марок ОКП 24 1411 0120, ОКП 24 1411 0130, ОКП 24 1411 0220, ОКП 24 1411 0230 (ГОСТ 9572-93).Benzene with an oil density of 0.878-0.880 g/cm 3 grades OKP 24 1411 0120, OKP 24 1411 0130, OKP 24 1411 0220, OKP 24 1411 0230 (GOST 9572-93) is used as an emulsifier-hydrophobizer.
Для выполнения поставленного технического результата необходимы сажи с удельной геометрической поверхностью 50-100 м2/г. В качестве диспергирующего вещества используют сажи ГОСТ 7885-86 марок П 245 (печной, высокоактивный, получаемый при термоокислительном разложении жидкого углеводородного сырья, с высоким показателем дисперсности и высоким показателем структурности), П 234 (печной, активный, получаемый при термоокислительном разложении жидкого углеводородного сырья, с высоким показателем дисперсности и средним показателем структурности), К 354 (канальный, активный, получаемый в диффузионном пламени при термоокислительном разложении природного или попутного газа, с высоким показателем дисперсности и низким показателем структурности), П 324 (печной, активный, получаемый при термоокислительном разложении жидкого углеводородного сырья, с высоким показателем дисперсности и средним показателем структурности). To achieve the stated technical result, carbon black with a specific geometric surface of 50-100 m 2 /g is required. As a dispersant, carbon black GOST 7885-86 grades P 245 (furnace, highly active, obtained during the thermal-oxidative decomposition of liquid hydrocarbon raw materials, with a high dispersity index and high structural index), P 234 (furnace, active, obtained during the thermal-oxidative decomposition of liquid hydrocarbon raw materials) is used , with a high dispersity index and an average structural index), K 354 (channel, active, obtained in a diffusion flame during the thermal-oxidative decomposition of natural or associated gas, with a high dispersity index and low structural index), P 324 (furnace, active, obtained during thermal-oxidative decomposition of liquid hydrocarbon raw materials, with a high dispersity index and an average structure index).
Способ ограничения водопритока в скважину включает приготовление и закачку в пласт гидрофобизирующей поровое пространство эмульсии на углеводородной основе, содержащей нефть, пластовую воду, эмульгатор-гидрофобизатор. После закачки состава его выдерживают в каналах водопритока для структурного упрочнения состава.A method for limiting water inflow into a well involves preparing and pumping into the formation a hydrocarbon-based emulsion that hydrophobizes the pore space, containing oil, formation water, and a water-repellent emulsifier. After injection of the composition, it is kept in water inflow channels for structural strengthening of the composition.
Эмульсионный состав содержит сажу, в качестве эмульгатора-гидрофобизатора используют бензол, при следующем соотношении компонентов, мас.%:The emulsion composition contains soot, benzene is used as an emulsifier-hydrophobizer, with the following ratio of components, wt.%:
плотностью 1,01-1,15 г/см3, вязкостью 700 – 1050 мПа⋅с.density 1.01-1.15 g/cm 3 , viscosity 700 – 1050 mPa⋅s.
Вязкость эмульсионных составов регулируется в диапазоне от 700 до 1050 мПа⋅с при скорости сдвига 2-145 с-1 изменением соотношения компонентов.The viscosity of emulsion compositions is adjustable in the range from 700 to 1050 mPa⋅s at a shear rate of 2-145 s -1 by changing the ratio of the components.
В способе ограничения водопритока в скважину в качестве стабилизирующей обратную эмульсию добавки используют сажу. Одними из основных показателей качества сажи являются размер частиц (степень дисперсности), структура, адсорбционные свойства, благодаря чему происходит адсорбция бензола в структурных порах сажи, поскольку по уровню теплоты адсорбции они соответствуют теплоте адсорбции бензола в этих порах, тем самым повышая агрегативную и седиментационную устойчивость эмульсии. In the method for limiting water inflow into a well, carbon black is used as an additive stabilizing the inverse emulsion. Some of the main indicators of soot quality are particle size (degree of dispersion), structure, adsorption properties, due to which benzene is adsorbed in the structural pores of soot, since in terms of the level of heat of adsorption they correspond to the heat of adsorption of benzene in these pores, thereby increasing aggregation and sedimentation stability emulsions.
Гидрофобную эмульсию для обработки нефтяных пластов готовят в следующей последовательности. В расчетное количество эмульгатора при его перемешивании постепенно вводят расчетное количество пластовой воды, нефти и сажи. Смесь перемешивают при постепенном увеличении скорости перемешивания до загустевания эмульсии, затем раствор перемешивают в течение 15-20 мин при скорости на лопастной мешалке IKA EUROSTAR до 900-1000 мин-1. В результате получается однородная эмульсия светло-кремового цвета.A hydrophobic emulsion for treating oil reservoirs is prepared in the following sequence. When mixing it, the calculated amount of formation water, oil and soot is gradually introduced into the calculated amount of emulsifier. The mixture is stirred with a gradual increase in stirring speed until the emulsion thickens, then the solution is stirred for 15-20 minutes at a speed on an IKA EUROSTAR paddle mixer up to 900-1000 min -1 . The result is a homogeneous emulsion of light cream color.
В таблице 1 приведены результаты исследований вязкостных параметров гидрофобного эмульсионного раствора, в которых в качестве жидкого углеводорода использовалась девонская нефть с плотностью 0,861 г/см3, вязкостью 17,8 мПа·с при 20°C и бензол плотностью 0,879 г/см3. Для приготовления гидрофобной эмульсии использовалась пластовая вода НГДУ «Лениногорскнефть» плотностью 1,120 г/см3 и сажа марки ОКП 24 1411 0120 плотностью 0,878 г/см3. Вязкости эмульсий замерялись при разных соотношениях нефтяной фазы, бензола и сажи. Как видно из табл.1, чем выше содержание сажи, тем выше вязкость гидрофобного эмульсионного состава и её агрегативная устойчивость. Table 1 shows the results of studies of the viscosity parameters of a hydrophobic emulsion solution, in which Devonian oil with a density of 0.861 g/cm 3 , a viscosity of 17.8 mPa s at 20°C, and benzene with a density of 0.879 g/cm 3 was used as a liquid hydrocarbon. To prepare the hydrophobic emulsion, formation water from NGDU Leninogorskneft with a density of 1.120 g/cm 3 and soot OKP 24 1411 0120 with a density of 0.878 g/cm 3 were used. The viscosities of the emulsions were measured at different ratios of the oil phase, benzene and soot. As can be seen from Table 1, the higher the soot content, the higher the viscosity of the hydrophobic emulsion composition and its aggregative stability.
Таблица 1 – Зависимость вязкости и семидентационной устойчивости эмульсии от составаTable 1 - Dependence of viscosity and seven-dentation stability of the emulsion on the composition
мПа⋅сViscosity,
mPa⋅s
Таким образом, по результатам исследований «динамическая вязкость - стабильность» и по консистенции (текучесть) лучшими физико-химическими и технологическими параметрами, обеспечивающими повышение и сохранение агрегативной устойчивости эмульсии в пласте скважины, обладает усовершенствованный эмульсионный состав, приготовленный на основе эмульгатора с концентрацией мас., % бензол – 1-3%, сажа – 1-2%, нефть – 35-38% и пластовая вода – 60%, плотностью 1,01-1,15 г/см3. Динамическая вязкость находится в оптимальном диапазоне 700-1050 мПа⋅с, необходимом для эффективного потокоотклонения и блокирования трещин. На основе полученных результатов можно сделать вывод, что гидрофобная эмульсия, содержащая 2 мас.% эмульгатора (эмультал), малоэффективна в связи с её расслоением и низкой агрегативной устойчивостью.Thus, according to the results of studies of “dynamic viscosity - stability” and in terms of consistency (fluidity), the improved physicochemical and technological parameters that ensure the increase and preservation of the aggregative stability of the emulsion in the well formation have an improved emulsion composition prepared on the basis of an emulsifier with a concentration of wt. ,% benzene – 1-3%, soot – 1-2%, oil – 35-38% and formation water – 60%, density 1.01-1.15 g/ cm3 . Dynamic viscosity is in the optimal range of 700-1050 mPa⋅s, necessary for effective flow deflection and blocking of cracks. Based on the results obtained, we can conclude that a hydrophobic emulsion containing 2 wt.% emulsifier (emultal) is ineffective due to its separation and low aggregation stability.
Способ осуществляют следующим образом. The method is carried out as follows.
Предварительно определяют интервал водопритока в скважине. Глубина залегания эксплуатационного объекта от 800 до 1300 м, тип коллектора – карбонатный, пористость в пределах 0,117-0,127 д.ед./, проницаемость от 68,8 до 82,8 1·10-3 мкм2. Приемистость добывающей скважины от 100 до 500 м3/сут. The water inflow interval in the well is preliminarily determined. The depth of the production facility is from 800 to 1300 m, the type of reservoir is carbonate, porosity is in the range of 0.117-0.127 units/, permeability is from 68.8 to 82.8 1·10-3 µm 2 . The injectivity of the production well is from 100 to 500 m 3 /day.
По спущенной до забоя добывающей скважины колонне насосно-компрессорных труб закачивают гидрофобный эмульсионный состав в интервал водопритока из скважины при открытой задвижке на межтрубье. Объем оторочки, закачиваемой гидрофобной эмульсии в водоносный пласт, заранее рассчитывают из условия ограничения фронта прорываемой воды в продуктивный пласт на 18-25 м, для этого необходимо закачать 1,7-11 м3 жидкости на 1 погонный метр интервала водопритока. От приемистости зависит расход закачиваемого гидрофобного эмульсионного состава. Объем менее 1,7 м3 раствора не приведет к необходимому результату по водоограничению. Далее задвижку на межтрубье закрывают, смесь продавливают водой, близкой по плотности пластовой воды в интервал водопритока. После продавки изолирующего состава усовершенствованной эмульсии в пласт скважину оставляют на 12 ч на время реагирования и гидрофобизации стенок породы.Along a tubing string lowered to the bottom of the production well, a hydrophobic emulsion composition is pumped into the water inflow interval from the well with the valve on the interpipe open. The volume of the rim pumped into the aquifer is calculated in advance from the condition of limiting the front of water breaking into the productive formation by 18-25 m; for this it is necessary to pump 1.7-11 m 3 of liquid per 1 linear meter of water inflow interval. The consumption of the injected hydrophobic emulsion composition depends on the injectivity. A volume of less than 1.7 m 3 of solution will not lead to the required result in water limitation. Next, the valve on the interpipe is closed, the mixture is forced through with water similar in density to the formation water in the water inflow interval. After pushing the insulating composition of the improved emulsion into the formation, the well is left for 12 hours while the rock walls react and hydrophobize.
Объем закачиваемой эмульсии определяется расчетным путем по формуле:The volume of injected emulsion is determined by calculation using the formula:
VЗ ≈ 3,14·m·h·R2,V З ≈ 3.14 m h R 2 ,
где VЗ – объем закачки, м3;where VZ is the injection volume, m3 ;
m – коэффициент пористости, доли единиц;m – porosity coefficient, fractions of units;
h – эффективная толщина пласта, м;h – effective thickness of the formation, m;
R – радиус обрабатываемой зоны, 1-3 м , в зависимости от приемистости пласта.R – radius of the treated zone, 1-3 m, depending on the injectivity of the formation.
Ориентировочный объем эмульсии на одну скважинообработку в зависимости от приемистости добывающей скважины:Approximate volume of emulsion per well treatment depending on the injectivity of the production well:
эмульсии, м3 Consumption
emulsions, m 3
Пример 1. На скважине №23 башкирского яруса НГДУ «Лениногорскнефть» на протяжении 6 месяцев было отмечено увеличение обводненности до 98%. При динамике работы скважины с дебитом жидкости 6,5 м3/сут и обводненностью 98% была проведена закачка гидрофобного эмульсионного состава, приготовленного на основе эмульгатора (бензол) с концентрацией 1% мас., сажа 1%, нефть 38% и пластовая вода 60% плотностью 1,12 г/см3. Определили приемистость на 8 м3 сточной воды (плотностью 1,06 г/см3): 3-я скорость 350 м3/сут при давлении 50 атм. Закачали 18 м3 усовершенствованного эмульсионного состава при давлении 55 атм. Продавили смесь водой плотностью 1,03 г/см3 при давлении 70 атм. Оставили скважину на 12 ч на реагирование. После освоения и запуска скважины на постоянную работу было отмечено снижение обводненности добываемой продукции до 63-82% на протяжении 6 месяцев. Example 1. At well No. 23 of the Bashkir stage of NGDU Leninogorskneft, an increase in water cut of up to 98% was noted over the course of 6 months. Under the dynamics of the well with a fluid flow rate of 6.5 m 3 /day and a water cut of 98%, a hydrophobic emulsion composition prepared on the basis of an emulsifier (benzene) with a concentration of 1% wt., soot 1%, oil 38% and formation water 60 was injected. % density 1.12 g/ cm3 . The injectivity for 8 m 3 of waste water (density 1.06 g/cm 3 ) was determined: 3rd speed 350 m 3 /day at a pressure of 50 atm. 18 m 3 of an improved emulsion composition were pumped at a pressure of 55 atm. The mixture was pressed with water with a density of 1.03 g/cm 3 at a pressure of 70 atm. We left the well for 12 hours to respond. After the development and launch of the well for permanent operation, a decrease in the water cut of the produced product was noted to 63-82% over 6 months.
Пример 2. На скважине №15 протвинского горизонта НГДУ «Лениногорскнефть» на протяжении 11 месяцев было отмечено увеличение обводненности в диапазоне от 93 до 98%. При динамике работы скважины с дебитом жидкости 8 м3/сут и обводненностью 98% была проведена закачка гидрофобного эмульсионного состава, приготовленного на основе эмульгатора (бензол) с концентрацией 2% мас., сажа 1%, нефть 37% и пластовая вода 60% плотностью 1,10 г/см3. Вызвали циркуляцию в скважине в объеме 3,0 м3 сточной воды. Определили приемистость на 3 м3 сточной воды: 3 скорость 262 м3/сут при давлении 30 атм. Закачали 20 м3 усовершенствованного эмульсионного состава при давлении 45 атм. Продавили смесь водой плотностью 1,014 г/см3 при давлении 80 атм. Оставили скважину на 12 ч на реагирование. После освоения и запуска скважины на постоянную работу было отмечено снижение обводненности добываемой продукции до 68-82% на протяжении 8 месяцев. Example 2. At well No. 15 of the Protvinsky horizon of NGDU Leninogorskneft, an increase in water cut in the range from 93 to 98% was noted over 11 months. Under the dynamics of well operation with a fluid flow rate of 8 m 3 /day and a water cut of 98%, a hydrophobic emulsion composition prepared on the basis of an emulsifier (benzene) with a concentration of 2% wt., soot 1%, oil 37% and formation water with a density of 60% was injected 1.10 g/ cm3 . They caused circulation in the well in a volume of 3.0 m 3 of waste water. The injectivity per 3 m 3 of waste water was determined: 3 speed 262 m 3 / day at a pressure of 30 atm. 20 m 3 of an improved emulsion composition were pumped at a pressure of 45 atm. The mixture was pressed with water with a density of 1.014 g/cm 3 at a pressure of 80 atm. We left the well for 12 hours to respond. After the development and launch of the well for permanent operation, a decrease in the water cut of the produced product was noted to 68-82% over 8 months.
Таким образом, предлагаемый способ ограничения водопритока в скважину обеспечивает повышение эффективности ограничения водопритока в скважину при разработке всех нефтяных залежей, преимущественно карбонатных коллекторов с высокой трещиноватостью, за счет повышения устойчивости агрегатного состояния закачиваемой эмульсии (агрегативная устойчивость составляет от 6 до 12 мес/) и улучшения качества изоляции зон водопритока в скважине, повышения коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта (до 2% в год) и снижения скорости обводнения продукции добывающих скважин (с 99% до 82%), снижения числа технологических операций. Thus, the proposed method for limiting water inflow into a well ensures an increase in the efficiency of limiting water inflow into a well when developing all oil deposits, mainly carbonate reservoirs with high fracturing, by increasing the stability of the aggregate state of the injected emulsion (aggregative stability is from 6 to 12 months) and improving quality of isolation of water inflow zones in the well, increasing the oil recovery factor of the productive formation (up to 2% per year) and reducing the rate of water cut of production wells (from 99% to 82%), reducing the number of technological operations.
В способе ограничения водопритока в скважину гидрофобная эмульсия обладает высокими параметрами по структурной вязкости (от 700 до 1050 мПа·с, период коалесценции до 12 мес.), обеспечивающими надежное повышение эффективности ограничения водопритока в скважину. Кроме того, обеспечивает повышение технологической и экономической эффективности изоляции пластовых вод за счет сокращения числа технологических операций и повышения термостабильности. In the method of limiting water inflow into a well, a hydrophobic emulsion has high structural viscosity parameters (from 700 to 1050 mPa s, coalescence period up to 12 months), providing a reliable increase in the efficiency of limiting water inflow into a well. In addition, it ensures an increase in the technological and economic efficiency of formation water isolation by reducing the number of technological operations and increasing thermal stability.
Claims (3)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2817425C1 true RU2817425C1 (en) | 2024-04-16 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4817720A (en) * | 1987-12-18 | 1989-04-04 | Texaco Inc. | Method for forming a barrier to fluid flow in an oil formation adjacent to a producing oil well |
| RU2088746C1 (en) * | 1995-05-04 | 1997-08-27 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for shutoff of water inflows in oil well |
| RU2114990C1 (en) * | 1996-06-18 | 1998-07-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method for isolation of water inflow in oil producing well |
| RU2228437C2 (en) * | 2002-04-01 | 2004-05-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Method for isolation of water influx, gas influx or lost circulation zones |
| RU2232262C2 (en) * | 2001-11-28 | 2004-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания | Method for working of oil deposits |
| RU2791829C1 (en) * | 2022-09-29 | 2023-03-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for limiting water inflow into well |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4817720A (en) * | 1987-12-18 | 1989-04-04 | Texaco Inc. | Method for forming a barrier to fluid flow in an oil formation adjacent to a producing oil well |
| RU2088746C1 (en) * | 1995-05-04 | 1997-08-27 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for shutoff of water inflows in oil well |
| RU2114990C1 (en) * | 1996-06-18 | 1998-07-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method for isolation of water inflow in oil producing well |
| RU2232262C2 (en) * | 2001-11-28 | 2004-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания | Method for working of oil deposits |
| RU2228437C2 (en) * | 2002-04-01 | 2004-05-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Method for isolation of water influx, gas influx or lost circulation zones |
| RU2791829C1 (en) * | 2022-09-29 | 2023-03-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for limiting water inflow into well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5310002A (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| EP0150112B1 (en) | Fracturing method for stmulation of wells | |
| US4554082A (en) | Fracturing method for stimulation of wells utilizing carbon dioxide based fluids | |
| US5110487A (en) | Enhanced oil recovery method using surfactant compositions for improved oil mobility | |
| EP0107484A2 (en) | Fracturing method for stimulation of wells | |
| US3866680A (en) | Miscible flood process | |
| RU2294353C1 (en) | Formulation for acid treatment of critical borehole zone | |
| CN108410439B (en) | Method for increasing production of oil well by combining gel foam and in-situ microemulsion | |
| US3654991A (en) | Fracturing method | |
| US3603400A (en) | Fracturing subterranean formations using micellar dispersions | |
| US3952806A (en) | Method for altering permeability of a hydrocarbon-containing formation | |
| RU2817425C1 (en) | Method of limiting water influx into well | |
| US3876002A (en) | Waterflooding process | |
| RU2288358C2 (en) | Method for processing bottomhole zone of formation composed of carbonate rocks with oil resources complicated to extract | |
| US3421585A (en) | Liquid preflush composition and use thereof in acidizing earth formations | |
| CN111088008B (en) | Surfactant composition for pressure reduction and injection increase of low-permeability oil reservoir and preparation method and application thereof | |
| RU2184836C2 (en) | Method of selective restriction inflows in development wells | |
| RU2527053C1 (en) | Development method of fractured-porous types of reservoirs | |
| RU2232262C2 (en) | Method for working of oil deposits | |
| CN109401745B (en) | Self-adaptive mobility control system and application thereof in high-temperature high-salinity oil reservoir | |
| RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
| CN115851251A (en) | Fracturing oil displacement agent and preparation method and application thereof | |
| US4161983A (en) | High conformance oil recovery process | |
| RU2811132C1 (en) | Method for developing carbonate reservoir in oil field | |
| RU2286375C2 (en) | Composition for water-insulation of well |