SU1624131A1 - Способ разработки морских нефт ных месторождений заводнением - Google Patents
Способ разработки морских нефт ных месторождений заводнением Download PDFInfo
- Publication number
- SU1624131A1 SU1624131A1 SU884631529A SU4631529A SU1624131A1 SU 1624131 A1 SU1624131 A1 SU 1624131A1 SU 884631529 A SU884631529 A SU 884631529A SU 4631529 A SU4631529 A SU 4631529A SU 1624131 A1 SU1624131 A1 SU 1624131A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- concentration
- surfactant
- water
- mineralization
- note
- Prior art date
Links
Landscapes
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к горному делу и предназначено дл разработки морских нефт ных месторождений с применением химических реагентов при заводнении пластов. Цель изобретени - увеличение текущего уровн закачки реагента и добычи нефти при одновременном сокращении сроков разработки месторождений Дл этого предварительно морскую воду смешивают с сол ной кислотой Затем добавл ют алкилбензол- сульфонат натри . При этом сол ную кислоту используют в количестве 30- 50% от массы алкилбензолсульфонатов натри . Это способствует предотвращению солевыпадени , а также сол на кислота раствор ет выпавшие в осадок соли. Затем раствор закачивают в залежь через нагнетательные скважины, а через добывающие скважины осуществл ют отбор нефти. Увеличение проницаемости породы по воде приводит к увеличению приемистости нагнетательных скважин. Это приводит к увеличению текущего уровн закачки воды в залежь. Соответственно увеличиваетс текущий уровень добычи нефти и сокращаютс сроки разработки месторождени . 1 ил., 7 табл. Q (/)
Description
Изобретение относитс к горному делу, а именно к разработке морских нефт ных месторождений с применением химических реагентов при заводнении пластов.
Целью изобретени вл етс увеличение текущего уровн закачки реагента и добычи нефти при одновременном сокращении сроков разработки месторождений .
На чертеже представлен график зависимости проницаемости от отношени концентрации сол ной кислоты к концентрации алкилбензолсульфонатов нат- .ри в морской воде.
Сущность изобретени заключаетс в следующем.
Дл увеличени нефтеотдачи пластов и повышени приемистости нагнетательных скважин (приемистость - способность принимать закачиваемую воду) к закачиваемой морской воде добавл ют поверхностно-активное ьещество (ПАВ) сульфонол НП-1 (алкилбензолсульфонат натри ) CnH2nt;C6H4S05Na или сульфонол НП--3. Концентраци их в закачиваемой
оде составл ет 0,01-0,1% (весова концентраци )„
Морска вода содержит большое количество солей, из которых к основным относ тс NaCl, MgCl, , CaCOj, MgCOj и др„
При добавке к морской воде указанных выше ПАВ вследствие нарушени фазового равновеси солевого состава, из нее выпадают различные соли в виде нерастворимых осадков (например, гипс CaSO.). Также выпадению солей способствуют различные побочные примеси, присутствующие в составе ПАВ Кроме того, при смешивании морской воды с пластовой непосредственно в пласте указанные ПАВ способствуют интенсивному выпадению солей в порах пласта Добавки сульфонолов к морской воде в целом способствуют повышению приемистости нагнетательных скважин, однако выпадающие нерастворимые в воде осадки значительно снижают потенциальную приемистость нагнетательных скважин, а также скоростные возможности фильтрации воды в пористой среде, что приводит к низкому уровню закачки воды и отбору нефти и продлению сроков
эксплуатации месторождений. В резуль- 3Q висимости от концентрации НС1 (в экс- тате эффективность процесса разработ- перименте она измен лась от 0 до 100% ки морских нефт ных месторождений
снижаетс о
от концентрации ПАВ - сульфонолов) в воде измер ли значени проницаемости пористой среды по воде. В качестве поверхностно-активных веществ использовали сульфонол НП-1 и сульфонол НП-3.
Сол на кистота (НС1) хорошо раствор ет те соли, которые выпадают из ,- морской воды (при добавлении к ней сульфонолов) в виде нерастворимых осадков. Кроме того, ввод сол нрй кислоты в растворы с нарушенным фазовым равновесием способствует восстановлению фазового равновеси гетерогенных систем„Поэтому добавка сол ной кислоты к закачиваемой морской воде перед обработкой се поверхностно-аю
от концентрации ПАВ - сульфонолов) в воде измер ли значени проницаемости пористой среды по воде. В качестве поверхностно-активных веществ использовали сульфонол НП-1 и сульфонол НП-3.
#Как следует из проведенных экспериментальных исследований (ом„ чертеж) до наибольший эффект (примерно п тикратное увеличение проницаемости породы по воде) получен при концентрации сол ной кислоты в морской воде, равной 30-50% от концентрации поверхностнотивным веществом - алкилбензолсульфо- Д5 активных веществ. Меньший эффект, конатом натри - способствует предотвращению солевыпаденн , а также раствор ет выпавшие в осадок соли.
На чертеже показан график экспериторый наблюдаетс до значени , объ сн етс недостаточным количеством кислоты дл растворени солей.А уменьшение эффекта, начина ей значени
ментально полученной зависимости про- вд , объ сн етс разрушающим дейстницаемости (К) дл воды от концентрации (С) сол ной кислоты в морской воде , выраженной в процентах от концентрации в воде ПАВ, т0е„ по оси абсцисс (С, %) отложена концентраци НС1, .- составл юща % от концентрации поверхностно-активного вещества (его концен траци в поде известна заранее). Например , С 20% означает, что концентвием НС1 на ПАВ при данной концентрации кислоты. Таким образом максимальное увеличение проницаемости по воде при концентрации НС1 в воде 30- 50% от концентрации ПАВ Получаемый эффект в случае ввода НС1 перед вводом ПАВ в морскую воду значительно выше (в 2 раза) эффекта, получаемого при обратном пор дке ввода кислоты
4131
раци НС1 в воде составл ет 20% от концентрации поверхностно-активного вещества
На чертеже приведены средние значени зависимости проницаемости породы по воде (К) от отношени концентрации НС1 к концентращш ПАВ (С) в морской воде, полученные при различЮ ных физических услови х эксперимента, охватывающих все возможные изменени параметров в естественных промысловых услови х Минерализаци морской воды измен лась от 6-8 до 35 г/л (диапазон
15 изменени минерализации соответствует известным морским водам). Методика эксперимента следующа . Колонку насыщали пористой средой (очищенным кварцевым песком). Затем пористую среду
20 насыщали нефтью, после чего она вытесн лась пластовыми водами дл создани остаточной нефте- и водонасыщенности (имитаци призабойных зон нагнетательных скважин). После этого прокачивали
25 несколько объемов (3-4) морской воды (один объем прокачки соответствовал объему пористой среды в колонке) дл установлени стационарного расхода воды через пористую среду,, Затем в зависимости от концентрации НС1 (в экс- перименте она измен лась от 0 до 100%
от концентрации ПАВ - сульфонолов) в воде измер ли значени проницаемости пористой среды по воде. В качестве поверхностно-активных веществ использовали сульфонол НП-1 и сульфонол НП-3.
#Как следует из проведенных экспериментальных исследований (ом„ чертеж) наибольший эффект (примерно п тикратное увеличение проницаемости породы по воде) получен при концентрации сол ной кислоты в морской воде, равной 30-50% от концентрации поверхностноторый наблюдаетс до значени , объ сн етс недостаточным количеством кислоты дл растворени солей.А уменьшение эффекта, начина ей значени
, объ сн етс разрушающим действием НС1 на ПАВ при данной концентрации кислоты. Таким образом максимальное увеличение проницаемости по воде при концентрации НС1 в воде 30- 50% от концентрации ПАВ Получаемый эффект в случае ввода НС1 перед вводом ПАВ в морскую воду значительно выше (в 2 раза) эффекта, получаемого при обратном пор дке ввода кислоты
в воду (т„е. сначала в воду добавл ют ПАВ, а затем кислоту)„ Последнее объ сн етс тем, что в первом случае НС1 действует еще как ингибитор солевыпа- дени о
Результаты экспериментов представлены в табл. 1-7.
Из табл. 1-7 следует, что п тикратное увеличение проницаемости породы по g воде приводит к увеличению приемистости нагнетательных скважин. Это, в свою очередь, приводит к увеличению текущего уровн закачки воды в залежь, соответственно увеличиваетс текущий уровень добычи нефти и сокращаютс сроки разработки месторождений. Все это приводит к значительному повышению эффективности процесса разработки морских нефт ных месторождений.
Пример. Перед тем, как добавить требуемое количество (по проекту известно заранее) поверхностно-активных веществ - алкилбензолсульфонатсв натри (сульфонол НП-1 или сульфонол НЛ-3) к закачиваемой в залежь морской воде, в нее добавл ют сол ную кислоту Концентраци сол ной кислоты должна о
Концентраци UC1, % от концентрации ПАВ
0 Проницаемость
пласта, мД
15
20
25
составл ть (весова концен 30-50% от концентрации ПАВ Так, при заданной концентр воде 0,05% концентраци (С тавит: С 0,05 (0,3-0,5) 0,025%.
Добавка кислоты и ПАВ к воде осуществл етс через иасооы.
Claims (2)
- Формула изобреСпособ разработки морск месторождений заводнением введение и морскую воду ал сульфонатов натри с после качкой ее в залежь через н ные скважины и отбор нефти вапцие скважины, отлич с тем, что, с целью уве кущего уровн закачки реаг чи нефти при одновременном сроков разработки месторож введением в морскую воду а сульфоньтов натри ее смеш л ной кислотой, сол ную ки пользуют в количестве 30-5 |алкилбензолсульфонатов натТабл102030405060708070 150 350 400 400 405 340 300 170505составл ть (весова концентраци ) 30-50% от концентрации ПАВ в воде. Так, при заданной концентрации ПАВ в воде 0,05% концентраци (С) НС1 сое- | тавит: С 0,05 (0,3-0,5) -0,015- 0,025%.Добавка кислоты и ПАВ к морской воде осуществл етс через дозаторные иасооы.Формула изобретениСпособ разработки морских нефт ных месторождений заводнением, включающий введение и морскую воду алкилбензол- сульфонатов натри с последующей закачкой ее в залежь через нагнетательные скважины и отбор нефти через добы- вапцие скважины, отличающий- с тем, что, с целью увеличени текущего уровн закачки реагента и добычи нефти при одновременном сокращении сроков разработки месторождений, перед введением в морскую воду алкилбензол- сульфоньтов натри ее смешивают с сол ной кислотой, сол ную кислоту ист- пользуют в количестве 30-50% от массы |алкилбензолсульфонатов натри .Таблица 1405060708090 1004030Примечание. Концентраци ПАВ (сульфонол) в морской воде 0,01 мас.%Минерализаци морской воды 17 г/л.О10 20Проницаемостьпласта, мД 100 200410 500 490 500 400 350 210Примечание. Концентраци ПАВ 0,05 мас.%.Минерализаци 17 г/л.1020Проницаемостьпласта, мД 150 230 400 550 555 550 380 310 200Примечание. Концентраци ПАВ 0,1 мае. %.Минерализаци 17 г/л,405060Таблица 270 80 90 100503040506рТаблица 70 80 90555 550 380 310 2001003 10050716241318Таблица 4КонцентрациНС1,%от кон-0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100центрации ПАВПроницаемостьпласта, мД100 170 200 280 280 280 220 180 110 60 25Примечание. Концентраци ПАВ 0,05 мае.
- 2. Минерализаци 17 г/л.Пор док ввода реагентов в воду обратный: сначала ПАВ, затем кислота.Таблица 5КонцентрациНС1,Хот кон-О Ю 20 30 40 50 60 70 80 90 ЮСцентрацни 0,05%Проницаемостьпласта,, мД 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60 60Примечание. Морска вода с добавлением кислоты НС1 без добавлениПАВ. Минерализаци 17 г/л. Весока концентраци кислоты вз та в % от концентрации 0,05%.Таблица 6КонцентрациНС1, % от кон- 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100центрации ПАВПроницаемостьпласта, мД 100 220 420 560 565 565 450 380 230 100 40Примечание. Концентраци ПАВ 0,05 мае. %.Минерализаци 6 г/л.Концент ,ациНС1, % oi кон- 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 центрацьи ПАВ Проницаемость пласта, мД 100 200 250 480 480 485 310 220 160 50 30Примечание. Концентраци ПАВ 0,05 мае. %.Минерализаци 35 г/л.Таблица 7V20 Ј10 60 80 ЮО %Сг/СгV
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884631529A SU1624131A1 (ru) | 1988-10-25 | 1988-10-25 | Способ разработки морских нефт ных месторождений заводнением |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884631529A SU1624131A1 (ru) | 1988-10-25 | 1988-10-25 | Способ разработки морских нефт ных месторождений заводнением |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1624131A1 true SU1624131A1 (ru) | 1991-01-30 |
Family
ID=21420127
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU884631529A SU1624131A1 (ru) | 1988-10-25 | 1988-10-25 | Способ разработки морских нефт ных месторождений заводнением |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1624131A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA035683B1 (ru) * | 2019-02-14 | 2020-07-24 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Способ разработки морских нефтяных месторождений заводнением |
-
1988
- 1988-10-25 SU SU884631529A patent/SU1624131A1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Сулейманов А.Б. и др. Эксплуатаци морских нефтегазовых месторождений. М.: Недра, 1986, с. 166. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA035683B1 (ru) * | 2019-02-14 | 2020-07-24 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Способ разработки морских нефтяных месторождений заводнением |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP2627728B1 (en) | Water injection systems and methods | |
EA021223B1 (ru) | Способ и композиция для интенсифицированной добычи углеводородов | |
US4630678A (en) | In-situ formation of polyvalent metal ions for crosslinking polymers within carbonate rock-containing reservoirs | |
NO821179L (no) | Fremgangsmaate ved behandling av broenner med ionevekslingsutfelte stendannelsesinhibitorer | |
US3356138A (en) | Oil recovery process utilizing liquefied petroleum gases and heavier hydrocarbons | |
SU1624131A1 (ru) | Способ разработки морских нефт ных месторождений заводнением | |
US3467188A (en) | Oil recovery process utilizing miniature slug of oil-external micellar dispersion | |
RU2139414C1 (ru) | Способ растворения отложений в образованиях, содержащих многочисленные продуктивные слои | |
US3315744A (en) | Dual function aqueous solution flow in permeable earth formations | |
US4433729A (en) | Process for selectively reducing the fluid injection rate or production rate of a well | |
RU2433260C1 (ru) | Способ кислотной обработки скважин в терригенном коллекторе | |
US3572416A (en) | Stimulation of producing wells | |
RU2120030C1 (ru) | Способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт | |
RU2244110C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2083809C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
SU1224277A1 (ru) | Состав дл предотвращени выпадени неорганических солей в призабойной зоне пласта при добыче нефти | |
RU2166622C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов | |
EA035683B1 (ru) | Способ разработки морских нефтяных месторождений заводнением | |
RU2184840C2 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
EA042822B1 (ru) | Способ разработки неоднородного пласта | |
RU2068084C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
SU747191A1 (ru) | Способ вытеснени нефти из пласта | |
RU2102591C1 (ru) | Способ обработки продуктивного пласта | |
RU2119580C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2086760C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из нагнетательных скважин |