RU2236571C2 - Concentrate for preparing oil deposit development control composition and oil deposit development control composition - Google Patents
Concentrate for preparing oil deposit development control composition and oil deposit development control composition Download PDFInfo
- Publication number
- RU2236571C2 RU2236571C2 RU2002127769/03A RU2002127769A RU2236571C2 RU 2236571 C2 RU2236571 C2 RU 2236571C2 RU 2002127769/03 A RU2002127769/03 A RU 2002127769/03A RU 2002127769 A RU2002127769 A RU 2002127769A RU 2236571 C2 RU2236571 C2 RU 2236571C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- concentrate
- oil
- control composition
- composition
- oil deposit
- Prior art date
Links
Landscapes
- Developing Agents For Electrophotography (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Cosmetics (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применимо при разработке обводненных неоднородных по проницаемости нефтяных залежей.The invention relates to the oil industry and may be applicable in the development of flooded heterogeneous permeability of oil deposits.
Известен состав для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах, снижения обводненности и повышения нефтеотдачи, включающий водный раствор экзополисахарида и крахмала (см. патент РФ №2073789, МКИ Е 21 В 33/138, публ. 1997 г.).A known composition for aligning the injectivity profile in injection wells, reducing water cut and increasing oil recovery, including an aqueous solution of exopolysaccharide and starch (see RF patent No. 2073789, MKI E 21 B 33/138, publ. 1997).
Известный состав при использовании наиболее эффективен лишь при обработке призабойной зоны нагнетательной скважины.The known composition when used is most effective only when processing the bottom-hole zone of the injection well.
Известен способ извлечения жидких углеводородов (варианты), включающий закачку пенообразующего раствора, содержащего синтетический или биополимер, поверхностно-активное вещество, водный растворитель и газ, в подземную формацию с трещинами через одну из скважин и извлечение жидких углеводородов через вторую скважину (см. патент РФ №2071554, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1997 г.).A known method of extracting liquid hydrocarbons (options), including injecting a foaming solution containing a synthetic or biopolymer, a surfactant, an aqueous solvent and gas, into an underground formation with cracks through one of the wells and extracting liquid hydrocarbons through a second well (see RF patent No. 2071554, MKI E 21 43/22, publ. 1997).
Недостатком известного способа является то, что пенообразующий раствор из-за высокой вязкости используется для изоляции вертикальных и горизонтальных трещин и не может проникнуть в более мелкие поры.The disadvantage of this method is that the foaming solution due to its high viscosity is used to isolate vertical and horizontal cracks and cannot penetrate into smaller pores.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и биологического поверхностно-активного вещества через нагнетательную скважину (см. патент РФ №2060373, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1996 г.)The closest in technical essence and the achieved effect is a method of developing an oil field, including the injection into the reservoir of an aqueous solution of polyacrylamide and a biological surfactant through an injection well (see RF patent No. 2060373, MKI E 21 V 43/22, publ. 1996 g .)
Данный способ недостаточно эффективен при разработке нефтяной залежи.This method is not effective enough in the development of oil deposits.
В основу настоящего изобретения положена задача создания высокоэффективного концентрата и состава, обладающих высокими физико-химическими характеристиками и позволяющих при использовании в неоднородных по проницаемости нефтяных пластах увеличить охват пласта воздействием.The present invention is based on the task of creating a highly effective concentrate and composition having high physico-chemical characteristics and allowing, when used in heterogeneous permeability oil reservoirs, to increase the coverage of the formation by exposure.
Поставленная задача решается тем, что концентрат для регулирования разработки нефтяной залежи, содержащий полимер и поверхностно-активное вещество, в качестве полимера содержит галактоманнан, эфир целлюлозы или полиакриламид при следующем соотношении компонентов соответственно:The problem is solved in that the concentrate for regulating the development of an oil deposit containing a polymer and a surfactant contains galactomannan, cellulose ether or polyacrylamide as a polymer in the following ratio of components, respectively:
(0,05-2,0):(0,001-0,9):(0,01-1,0),(0.05-2.0) :( 0.001-0.9) :( 0.01-1.0),
или дополнительно содержит модифицированный крахмал при следующем соотношении компонентов соответственно:or additionally contains modified starch in the following ratio of components, respectively:
(0,05-2,0):(0,001-0,9):(0,01-1,0):(0,1-3,0),(0.05-2.0) :( 0.001-0.9) :( 0.01-1.0) :( 0.1-3.0),
или дополнительно содержит бензоат натрия и/или сорбат калия при следующем соотношении компонентов соответственно:or additionally contains sodium benzoate and / or potassium sorbate in the following ratio of components, respectively:
(0,05-2,0):(0,001-0,9):(0,01-1,0):(0,001-0,5),(0.05-2.0) :( 0.001-0.9) :( 0.01-1.0) :( 0.001-0.5),
или дополнительно содержит модифицированный крахмал, бензоат натрия и/или сорбат калия при следующем соотношении компонентов соответственно:or additionally contains modified starch, sodium benzoate and / or potassium sorbate in the following ratio of components, respectively:
(0,05-2,0):(0,001-0,9):(0,01-1,0):(0,1-3,0):(0,001-0,5)(0.05-2.0) :( 0.001-0.9) :( 0.01-1.0) :( 0.1-3.0) :( 0.001-0.5)
Поставленная задача решается также путем создания состава для регулирования разработки нефтяной залежи, содержащей активный компонент и растворитель, в качестве активного компонента он содержит концентрат по п.п.1 или 2 или 3 или 4 при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is also solved by creating a composition for regulating the development of an oil deposit containing an active component and a solvent, as an active component it contains a concentrate according to claims 1 or 2 or 3 or 4 in the following ratio of components, wt.%:
Концентрат 0,061-7,4Concentrate 0.061-7.4
Растворитель ОстальноеSolvent Else
Для приготовления концентрата и состава используют галактоманнаны, представляющие собой гетерогликаны, содержащиеся в семенах стручковых растений. Коммерческие препараты галактоманнанов получили название камедей, которые получают водной экстракцией полисахаридов из измельченного сырья. В качестве галактоманнана используют гуаровую смолу, или карайи камедь, или ксантановую камедь, или камедь рожкового дерева, или тары камедь, или овсяную камедь, или геллановую камедь, или гхатти камедь, или коньяк глюкоманнан, или их смеси при любом соотношении (см. “Большая Советская Энциклопедия” Москва, Изд-во "Советская энциклопедия", 1973 г., с.737).To prepare the concentrate and composition, galactomannans are used, which are heteroglycans contained in the seeds of leguminous plants. Commercial preparations of galactomannans are called gums, which are obtained by aqueous extraction of polysaccharides from crushed raw materials. As galactomannan, guar gum, or karai gum, or xanthan gum, or locust bean gum, or gum, or oat gum, or gellan gum, or ghatti gum, or glucomannan cognac, or mixtures thereof in any ratio, are used (see “. Great Soviet Encyclopedia ”Moscow, Publishing House“ Soviet Encyclopedia ”, 1973, p. 737).
В качестве эфира целлюлозы используют, например, натрий карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), или метилцеллюлозу (МЦ), или этилцеллюлозу (ЭЦ), или гидроксипропилцеллюлозу (ГПЦ), или метилэтилцелюлозу (МЭЦ), или этилгидроксиэтилцеллюлозу (ЭГЭЦ), или их смеси при любом соотношении (см. “Большая Советская Энциклопедия”, Москва, Изд-во “Советская энциклопедия”, 1973 г., с.1423-1424).The cellulose ether used, for example, is sodium carboxymethyl cellulose (CMC), or methyl cellulose (MC), or ethyl cellulose (EC), or hydroxypropyl cellulose (HPC), or methyl ethyl cellulose (IEC), or ethyl hydroxyethyl cellulose with any mixture or EH (see. "Great Soviet Encyclopedia", Moscow, Publishing House "Soviet Encyclopedia", 1973, s. 1423-1424).
Полиакриламид (ПАА) берут, например, по ТУ 6-16-2531-81, по ТУ 6-01-1049-81.Polyacrylamide (PAA) is taken, for example, according to TU 6-16-2531-81, according to TU 6-01-1049-81.
В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют анионные, или катионактивные, или неионогенные поверностно-активные вещества, или их смеси при любом соотношении, напримерAs a surface-active substance (surfactant) use anionic, or cationic, or non-ionic surfactants, or mixtures thereof in any ratio, for example
- сульфонаты натрия нефтяные по ТУ 38.50729-88;- petroleum sulfonates according to TU 38.50729-88;
- алкилтолуолсульфонаты, моно- и диалкилбензолсульфонаты по ТУ 6-01-1043-86, ТУ 6-01-18-28-87;- alkyltoluene sulfonates, mono- and dialkylbenzenesulfonates according to TU 6-01-1043-86, TU 6-01-18-28-87;
- сульфонол НП-3 по ТУ 84.509.81;- sulfonol NP-3 according to TU 84.509.81;
- оксиэтилированные алкифенолы по ГОСТ 8433-81, ТУ 38.507-63-171-91;- ethoxylated alkylene phenols according to GOST 8433-81, TU 38.507-63-171-91;
- катапин А по ТУ 6-01-816-75;- catapine A according to TU 6-01-816-75;
- ДОН-52 по ТУ 2484-006-0476205-93;- DON-52 according to TU 2484-006-0476205-93;
- ИВВ-1 по ТУ 6-01-407-89;- IVV-1 according to TU 6-01-407-89;
- Лапрол 4202-2Б-30 по ТУ 2226-039-05766801-95, Лапрол 5003-2Б10 по ТУ 2226-023-10488057-95, Лапрол 5003-2-15 по ТУ 2226-006-10488057-94, Лапрол 6003-2Б-18 по ТУ 2226-020-10488057-94,- Laprol 4202-2B-30 according to TU 2226-039-05766801-95, Laprol 5003-2B10 according to TU 2226-023-10488057-95, Laprol 5003-2-15 according to TU 2226-006-10488057-94, Laprol 6003- 2B-18 according to TU 2226-020-10488057-94,
- МЛ-81Б поТУ 2481-007-48482528-99.- ML-81B according to TU 2481-007-48482528-99.
В качестве модифицированного крахмала используют крахмал, подвергшийся физической, химической и биологической обработке, что существенно изменяет строение и свойства крахмала, в том числе способность растворяться в холодной воде.As modified starch, starch is used that has undergone physical, chemical and biological treatment, which significantly changes the structure and properties of starch, including the ability to dissolve in cold water.
В качестве растворителя используют воду или смесь ее с гликолем при их соотношении (1-100):0,001 соответственно, например, этиленгликоль (ЭГ), или диэтиленгликоль (ДЭГ), или тетраэтиленгликоль (ТЭГ) (см. Б.Н.Степаненко. Органическая химия. Москва: Медицина, 1975 г., с.119-124). Концентрат и состав готовят добавлением в ПАВ других компонентов состава. При вводе в состав бензоата натрия и/или сорбата калия их вначале также добавляют в ПАВ, а затем вводят в концентрат и состав. Полученные концентрат и состав стабильны при температуре от -25°С до 100°С, обладают хорошими поверхностно-активными свойствами, проявляют деэмульгирующие свойства в воде любой минерализации, имеют высокую способность к диспергированию по отношению к нефти.The solvent used is water or a mixture of it with glycol at a ratio of (1-100): 0.001, respectively, for example, ethylene glycol (EG), or diethylene glycol (DEG), or tetraethylene glycol (TEG) (see B.N. Stepanenko. Organic Chemistry. Moscow: Medicine, 1975, p.119-124). The concentrate and composition are prepared by adding other components of the composition to the surfactant. When sodium benzoate and / or potassium sorbate are introduced into the composition, they are also first added to the surfactant, and then introduced into the concentrate and composition. The resulting concentrate and composition are stable at temperatures from -25 ° C to 100 ° C, have good surface-active properties, exhibit demulsifying properties in water of any mineralization, and have high dispersibility with respect to oil.
Концентрат и состав могут быть приготовлены на устье скважины или в условиях промышленного производства с последующей транспортировкой к месту использования. В зависимости от условий месторождения, его геологического строения подбирают состав варьированием содержания компонентов и растворителя. Состав при необходимости можно дополнительно растворить.The concentrate and composition can be prepared at the wellhead or under industrial production conditions with subsequent transportation to the place of use. Depending on the conditions of the field, its geological structure, the composition is selected by varying the content of components and solvent. The composition, if necessary, can be further dissolved.
Смешение проводят в смесителях мельничного типа, например в роторно-коллоидной мельнице с числом вращения ротора 3000 оборотов в минуту и выше, где происходит одновременно с растворением и измельчение компонентов состава.Mixing is carried out in mill type mixers, for example, in a rotor-colloid mill with a rotor speed of 3000 rpm and above, where the components of the composition are simultaneously dissolved and ground.
Закачка в пласт состава приводит к изменению гидродинамической обстановки в пласте за счет перераспределения фильтрационных потоков вследствие снижения степени неоднородности пласта. При дальнейшей разработке происходит вытеснение нефти из нефтесодержащих пропластков, и далее за счет регулирования давления в пласте в разработку включаются удаленные от нагнетательной скважины низкопроницаемые нефтесодержащие пропластки, таким образом увеличивая охват пласта воздействием.The injection of a composition into the formation leads to a change in the hydrodynamic situation in the formation due to the redistribution of the filtration flows due to a decrease in the degree of heterogeneity of the formation. With further development, oil is displaced from the oil-containing interlayers, and then, by regulating the pressure in the formation, low-permeable oil-containing interlayers remote from the injection well are included in the development, thereby increasing the coverage of the formation by exposure.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать концентрат и состав для эффективного регулирования разработки нефтяной залежи.A new set of claimed essential features allows you to get a new technical result, namely to create a concentrate and composition for the effective regulation of the development of oil deposits.
Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленой совокупности признаков и обладающего высокими показателями при использовании для регулирования разработки нефтяных залежей.An analysis of the well-known solutions selected during the search showed that in science and technology there is no object similar to the claimed combination of features and having high rates when used to regulate the development of oil deposits.
Для доказательства соответствия заявлемого изобретения критерию “промышленная примененимость” приводим конкретные примеры приготовления концентрата и состава с определением их физико-химических характеристик, а также определения эффективности при использовании состава в нефтяных пластах.To prove compliance of the claimed invention with the criterion of “industrial applicability”, we give specific examples of the preparation of the concentrate and composition with the determination of their physico-chemical characteristics, as well as determining the effectiveness when using the composition in oil reservoirs.
Определяют следующие физико-химические характеристики: поверхностое и межфазное натяжение с использованием сталагмометрического метода и вязкость с помощью вискозиметра ВПЖ-2. В ходе измерения межфазного натяжения на границе с нефтью было замечено, что капли нефти не растекаются на поверхности закачиваемого состава, а собираются в виде отдельных капель, что свидетельствует о хороших диспергирующих свойствах составов по отношению к нефти.The following physicochemical characteristics are determined: surface and interfacial tension using the stalagmometric method and viscosity using a VPZh-2 viscometer. During the measurement of interfacial tension at the border with oil, it was noted that oil droplets do not spread on the surface of the injected composition, but are collected in the form of separate drops, which indicates good dispersing properties of the compositions with respect to oil.
Результаты исследований приведены в табл.1.The research results are shown in table 1.
Как видно из данных табл.1, предлагаемый состав обладает высокими физико-химическими характеристиками.As can be seen from the data in table 1, the proposed composition has high physico-chemical characteristics.
Исследования эффективности использования состава при регулировании нефтяной залежи проводят на моделях неоднородного нефтяного пласта, составленных из двух гидродинамически несвязанных разнопроницаемых стеклянных трубок длиной 100 см и диаметром 2 см. Трубки заполняют молотой породой. Заданное значение проницаемости получают определенным набором фракций породы. Подготовленные трубки под вакуумом насыщают пластовой водой. Для создания нефтенасыщенности воду из моделей вытесняют нефтью, для получения остаточной нефтенасыщенности нефть вытесняют до полной обводненности продукции на выходе из пористой среды. Далее в модели вводят исследуемые составы и продолжают вытеснение водой. Проводят замеры гидродинамических параметров модели.Studies of the effectiveness of the use of the composition in regulating the oil reservoir are carried out on models of a heterogeneous oil reservoir composed of two hydrodynamically disconnected differently permeable glass tubes 100 cm long and 2 cm in diameter. The tubes are filled with ground rock. A predetermined permeability value is obtained by a specific set of rock fractions. The prepared tubes are saturated with formation water under vacuum. To create oil saturation, water is displaced from models by oil; to obtain residual oil saturation, oil is displaced to complete water cut of products at the outlet of the porous medium. Then, the studied compositions are introduced into the model and water displacement continues. Measure hydrodynamic parameters of the model.
Результаты исследований приведены в табл.2.The research results are given in table.2.
Пример 1 (известный состав). В модель неоднородного пласта закачивают состав №1, содержащий 1,0 г гуаровой смолы, 0,5 г карбоксиметилцеллюлозы, 1,0 г неионогенного поверхностно-активного вещества и 97,95 г воды, в количестве 1 5% ПО. Остаточный фактор сопротивления составляет 9,4, а коэффициент прироста нефтевытеснения 18,3% (см. табл.2, пример 1).Example 1 (known composition). Composition No. 1, containing 1.0 g guar gum, 0.5 g carboxymethyl cellulose, 1.0 g non-ionic surfactant and 97.95 g water, in an amount of 1 5% PO, is injected into the heterogeneous reservoir model. The residual resistance factor is 9.4, and the oil displacement growth rate is 18.3% (see table 2, example 1).
Пример 2-4. Проводят аналогично примеру 1.Example 2-4. Carried out analogously to example 1.
Пример 5 (известный состав). В модель неоднородного пласта закачивают состав, содержащий 0,1 г полиакриламид и 0,3 г биоПАВ при их соотношении 1:2,5. Остаточный фактор сопротивления составляет 9,8, а коэффициент прироста нефтевытеснения -14,0% (см. табл.2, пример 5).Example 5 (known composition). A composition containing 0.1 g of polyacrylamide and 0.3 g of bio-surfactant is injected into the heterogeneous reservoir model at a ratio of 1: 2.5. The residual resistance factor is 9.8, and the oil displacement growth rate is -14.0% (see table 2, example 5).
Как видно из данных табл.2, исследования предлагаемого состава на неоднородных по проницаемости моделях пласта показали его эффективность использования для повышения нефтеотдачи пластов.As can be seen from the data in Table 2, studies of the proposed composition on reservoir models that are heterogeneous in permeability have shown its effectiveness in increasing oil recovery.
Предлагаемый концентрат и состав при использовании позволяют:The proposed concentrate and composition when used allow:
- увеличить охват пласта воздействием,- increase the coverage of the formation by impact,
- повысить прирост коэффициента нефтевытеснения из неоднородных нефтяных пластов с обводненностью до 98%;- increase the growth rate of oil displacement from heterogeneous oil reservoirs with water cut to 98%;
- готовить и использовать в воде любой минерализации;- prepare and use in water any mineralization;
- использовать в высокотемпературных пластах;- use in high temperature formations;
- готовить концентрат и состав в условиях промышленного производства, хранить длительное время и транспортировать к месту назначения.- prepare the concentrate and composition in an industrial environment, store for a long time and transport to the destination.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002127769/03A RU2236571C2 (en) | 2002-07-31 | 2002-07-31 | Concentrate for preparing oil deposit development control composition and oil deposit development control composition |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002127769/03A RU2236571C2 (en) | 2002-07-31 | 2002-07-31 | Concentrate for preparing oil deposit development control composition and oil deposit development control composition |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2002127769A RU2002127769A (en) | 2004-01-20 |
| RU2236571C2 true RU2236571C2 (en) | 2004-09-20 |
Family
ID=33433091
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002127769/03A RU2236571C2 (en) | 2002-07-31 | 2002-07-31 | Concentrate for preparing oil deposit development control composition and oil deposit development control composition |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2236571C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2770200C2 (en) * | 2017-07-06 | 2022-04-14 | ЭКОЛАБ ЮЭсЭй ИНК. | Compositions for increasing oil recovery |
-
2002
- 2002-07-31 RU RU2002127769/03A patent/RU2236571C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2770200C2 (en) * | 2017-07-06 | 2022-04-14 | ЭКОЛАБ ЮЭсЭй ИНК. | Compositions for increasing oil recovery |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2002127769A (en) | 2004-01-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2740198C (en) | Compositions for oil recovery and methods of their use | |
| CN105154055B (en) | A kind of ultralow interfacial tension foam flooding system and its application method | |
| EP3508684B1 (en) | Method for treating the near-wellbore region of a formation | |
| US8613318B2 (en) | Flooding fluid and enhancing oil recovery method | |
| CN103842469A (en) | Polymer-enhanced surfactant flooding for permeable carbonates | |
| NO177198B (en) | Method for improving the control of the mobility of fluids in a substantially oil-free zone of an underground formation | |
| FR2565990A1 (en) | COMPOSITIONS FOR USE IN DRILLING, CONDITIONING AND RECONDITIONING FLUIDS | |
| CN107165612B (en) | A kind of method for removing blockage for oil/gas well | |
| US11066914B2 (en) | Foam from low cost petroleum sulfonate surfactants for fracturing along with wettability alteration | |
| CN110257043A (en) | A kind of stimuli responsive type clean fracturing fluid and preparation method thereof | |
| US20190169487A1 (en) | Stability improvement of foams for enhanced oil recovery applications using polyelectrolytes and polyelectrolyte complex nanoparticles | |
| CN114752366A (en) | Biological surfactant plugging-removing injection-increasing agent and application system | |
| RU2236571C2 (en) | Concentrate for preparing oil deposit development control composition and oil deposit development control composition | |
| EP3652268A1 (en) | Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery | |
| Taiwo et al. | SURFACTANT AND SURFACTANT-POLYMER FLOODING FOR LIGHT OIL: A GUM ARABIC APPROACH. | |
| RU2506298C1 (en) | Producing layer filtration property modifier | |
| RU2250361C2 (en) | Method for adjustment of oil deposit extraction | |
| FR2574470A1 (en) | PROCESS FOR ASSISTED OIL RECOVERY IN A HIGH AND LOW SALINITY INTERVAL USING PROPOXYL SURFACTANTS | |
| RU2236570C2 (en) | Concentrate for preparing oil displacement composition and oil displacement composition | |
| CN105086979A (en) | Emulsified oil-displacing agent for low permeability oil reservoir, and applications thereof | |
| RU2250363C2 (en) | Method for increasing oil yield of oil deposit | |
| RU2250362C2 (en) | Oil forcing-out method | |
| RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
| CN110437820A (en) | A kind of oil field fracturing acidification preparation method and applications of non-emulsifier | |
| CN110872508A (en) | Non-crosslinked fracturing fluid and preparation method and application thereof |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070801 |