RU2250361C2 - Method for adjustment of oil deposit extraction - Google Patents
Method for adjustment of oil deposit extraction Download PDFInfo
- Publication number
- RU2250361C2 RU2250361C2 RU2002121895/03A RU2002121895A RU2250361C2 RU 2250361 C2 RU2250361 C2 RU 2250361C2 RU 2002121895/03 A RU2002121895/03 A RU 2002121895/03A RU 2002121895 A RU2002121895 A RU 2002121895A RU 2250361 C2 RU2250361 C2 RU 2250361C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- composition
- well
- water
- polymer
- Prior art date
Links
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке обводненных неоднородных по проницаемости нефтяных залежей.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of flooded heterogeneous permeability of oil deposits.
Известен способ заводнения нефтяного пласта, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества и водного раствора сшитого полиакриламида с минерализацией воды 30 г/л (см. патент РФ №2079641, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1997 г.).A known method of waterflooding an oil reservoir, including injecting into the reservoir through an injection well an aqueous solution of a nonionic surfactant and an aqueous solution of crosslinked polyacrylamide with a water mineralization of 30 g / l (see RF patent No. 2079641, MKI E 21 V 43/22, publ. 1997).
Недостатком данного способа является его недостаточная эффективность при разработке пластов, содержащих пластовые воды с минерализацией более 30 г/л.The disadvantage of this method is its lack of effectiveness in the development of formations containing formation water with a salinity of more than 30 g / l.
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 используемый пенообразующий раствор используется для изоляции вертикальных и горизонтальных трещин, а для извлечения нефти требуется закачка вытесняющей жидкости.The disadvantage of this method is that the used foaming solution is used to isolate vertical and horizontal cracks, and for the extraction of oil injection of a displacing fluid is required.
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 для регулирования разработки нефтяной залежи.This method is not effective enough to regulate the development of oil deposits.
В основу настоящего изобретения положена задача создания высокоэффективного способа регулирования разработки нефтяной залежи, позволяющего за счет снижения проницаемости водопромытых пропластов и перераспределения фильтрационных пластов подключить в разработку неохваченные воздействием нефтесодержащие зоны залежи.The present invention is based on the task of creating a highly effective method for regulating the development of an oil deposit, which allows, by reducing the permeability of water-washed interlayers and the redistribution of filtering seams, to include oil-containing zones of the reservoir that are not covered by the impact.
Поставленная задача достигается тем, что в способе регулирования разработки нефтяной залежи, включающем закачку через нагнетательную скважину композиции, состоящей из полимера, поверхностно-активного вещества и растворителя, последующее нагнетание вытесняющего агента и отбор нефти из добывающей скважины, в качестве полимера используют галактоманнан, эфир целлюлозы или полиакриламид, причем перед закачкой на устье скважины устанавливают смеситель для перемешивания компонентов композиции.This object is achieved by the fact that in the method for regulating the development of an oil deposit, including pumping through a injection well a composition consisting of a polymer, a surfactant and a solvent, subsequent injection of a displacing agent and selection of oil from the producing well, galactomannan and cellulose ether are used as the polymer or polyacrylamide, wherein a mixer is installed at the wellhead prior to injection to mix the components of the composition.
В вариантах выполнения способа композиция дополнительно содержит модифицированный крахмал и/или бензоат натрия, и/или сорбат калия.In embodiments of the method, the composition further comprises modified starch and / or sodium benzoate and / or potassium sorbate.
Для выполнения способа используют галактоманнаны, представляющие собой гетерогликаны, содержащиеся в семенах стручковых растений. Коммерческие препараты галактоманнанов получили название камедей, которые получают водной экстракцией полисахаридов из измельченного растительного сырья. В качестве галактоманнанов 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., стр.737), в качестве эфира целлюлозы используются, например: натрий карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), или метилцеллюлоза (МЦ), или этилцеллюлоза (ЭЦ), или гидроксипропилцеллюлоза ГПЦ), или метилэтилцеллюлоза (МЭЦ), или этилгидроксиэтилцеллюлоза (ЭГЭЦ), или их смеси при любом соотношении (см. “Большая Советская Энциклопедия”. Москва: Изд-во “Советская энциклопедия”, 1973 г., 1423-1424) или полиакриламид (ПАА), например, по ТУ 6-16-2531-81, ТУ 6-01-1049-81;To perform the method, 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 plant materials. The 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 their mixture in any ratio (see “”, are used as galactomannans. Big Soviet Encyclopedia. Moscow: Sovetskaya Encyclopedia Publishing House, 1973, p. 737), for example, cellulose ether is used: sodium carboxymethyl cellulose (CMC), or methyl cellulose (MC), or ethyl cellulose (EC), or HPC hydroxypropyl cellulose), or methyl ethyl cellulose vine (MEC), or ethyl hydroxyethyl cellulose (EHEC), or mixtures thereof at any ratio (see “Big Soviet Encyclopedia.” Moscow: Publishing House “Soviet Encyclopedia”, 1973, 1423-1424) or polyacrylamide (PAA), for example, according to TU 6-16-2531-81, TU 6-01-1049-81;
в качестве поверхностно-активного вещества используют анионные, или катионактивные, или неионогенные поверхностно-активные вещества, или их смеси при любом соотношении, например:as a surfactant use anionic, or cationic, or nonionic 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 алкилфенолы по ГОСТ 8433-81, ТУ 38.507-63-171-91, ТУ 38.507-63-0302-93,- ethoxylated alkyl phenols according to GOST 8433-81, TU 38.507-63-171-91, TU 38.507-63-0302-93,
- катапин А по ТУ 6-01-816-75,- catapine A according to TU 6-01-816-75,
- ДОН-52 по ТУ 2484-006-04706205-93,- DON-52 according to TU 2484-006-04706205-93,
- 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 22266-006-10488057-94, 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 22266-006-10488057-94, laprol 6003- 2B-18 according to TU 2226-020-10488057-94,
- МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99,- ML-81B according to TU 2481-007-48482528-99,
в качестве модифицированного крахмала используют крахмал, подвергшийся физической, химической или биологической обработке, что существенно изменяет строение и свойства крахмала; а в качестве растворителя используют воду или ее смесь с гликолем, например, этиленгликоль (ЭГ), или диэтиленгликоль (ДЭГ), или тетраэтиленгликоль (ТЭГ) (см. Б.Н.Степаненко. Органическая химия. Москва: “Медицина”, 1975. С.119-124) или смесь с алифатическими спиртами, например, метиловый спирт (МС) по ГОСТ 2222-78, или этиловый спирт (ЭС) по ГОСТ 18300-87, или изопропиловый спирт (ИПС) по ГОСТ 9805-84 при соотношении вода:спирт как (1-100):0,001.as modified starch, starch is used that has undergone physical, chemical or biological treatment, which significantly changes the structure and properties of starch; and water or its mixture with glycol, for example, ethylene glycol (EG), or diethylene glycol (DEG), or tetraethylene glycol (TEG) is used as a solvent (see B.N. Stepanenko. Organic chemistry. Moscow: “Medicine”, 1975. S.119-124) or a mixture with aliphatic alcohols, for example, methyl alcohol (MS) according to GOST 2222-78, or ethyl alcohol (ES) according to GOST 18300-87, or isopropyl alcohol (IPA) according to GOST 9805-84 with the ratio water: alcohol as (1-100): 0.001.
Перед закачкой композиции проводят смешение ее компонентов в смесителе мельничного типа, например, в роторно-коллоидной мельнице со скоростью вращения ротора 3000 оборотов в минуту, в котором происходит одновременно с растворением компонентов композиции в растворителе и их измельчение. При использовании в качестве растворителя воды берут воду с различной минерализацией.Before the composition is injected, its components are mixed in a mill type mixer, for example, in a rotor-colloid mill with a rotor speed of 3000 rpm, in which it simultaneously dissolves the components of the composition in a solvent and grinds them. When using water as a solvent, water with different salinity is taken.
Состав при необходимости можно дополнительно растворить и использовать так же как вытесняющий агент.The composition, if necessary, can be further dissolved and used in the same way as a displacing agent.
После закачки в пласт композиция, обладающая высокой вязкостью, поступает в водонасыщенные высокопроницаемые пропластки, в результате происходит изменение гидродинамической обстановки в пласте за счет создания в высокопроницаемых зонах остаточного фактора сопротивления. При дальнейшей разработке после закачки вытесняющего агента происходит вымывание нефти из нефтесодержащих пропластков и далее в разработку включаются удаленные от скважины низкопроницаемые нефтесодержащие пропластки, таким образом, увеличивается охват пласта воздействием. В качестве вытесняющего агента используют воду, водные растворы поверхностно-активных веществ или другие нефтевытесняющие агенты.After injection into the formation, the composition having high viscosity enters the water-saturated, highly permeable layers, as a result of which the hydrodynamic situation in the formation changes due to the creation of a residual resistance factor in highly permeable zones. During further development, after injection of the displacing agent, oil is washed out from the oil-containing interlayers and then low-permeable oil-containing interlayers remote from the well are included in the development, thereby increasing the coverage of the formation by exposure. Water, aqueous solutions of surfactants or other oil displacing agents are used as the displacing agent.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно повысить эффективность разработки неоднородных обводненных нефтяных залежей.A new set of claimed essential features allows to obtain a new technical result, namely to increase the efficiency of developing heterogeneous flooded oil deposits.
Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности признаков и обладающего высокими показателями при регулировании разработки нефтяной залежи.An analysis of the well-known solutions selected in the search process showed that in science and technology there is no object similar to the claimed combination of features and having high performance in regulating the development of an oil deposit.
Способ в промысловых условиях осуществляется следующим образом.The method in the field is as follows.
В обводненный нефтяной пласт с обводненностью до 98% через нагнетательную скважину осуществляют закачку композиции, содержащей 0,05-2,0 мас.% галактоманнана, 0,001-0,9 мас.% эфира целлюлозы, 0,01-1,0 ПАВ. Закачиваемая композиция дополнительно содержит 0,1-3,0 мас.% модифицированного крахмала и/или 0,001-0,5 мас.% бензоата натрия и/или сорбата калия. Общий объем закачанной композиции зависит от удельной приемистости скважин и толщины пласта и составляет от 10% ПО до 1 ПО высокопроницаемого пропластка. Далее закачивают вытесняющий агент. Отбор нефти производят из добывающей скважины.A composition containing 0.05-2.0 wt.% Galactomannan, 0.001-0.9 wt.% Cellulose ether, 0.01-1.0 surfactant is injected into the flooded oil reservoir with a water cut of up to 98% through an injection well. The injected composition further comprises 0.1-3.0 wt.% Modified starch and / or 0.001-0.5 wt.% Sodium benzoate and / or potassium sorbate. The total volume of the injected composition depends on the specific injectivity of the wells and the thickness of the formation and ranges from 10% PO to 1 PO of a highly permeable interlayer. Next, the displacing agent is pumped. The selection of oil is produced from the producing well.
Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию “промышленная применимость” приводим конкретные примеры определения эффективности использования способа при регулировании разработки нефтяной залежи.To prove the compliance of the claimed invention with the criterion of “industrial applicability”, we give specific examples of determining the effectiveness of using the method in regulating the development of an oil deposit.
Исследования эффективности использования композиции 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 композицию и продолжают вытеснение водой. Проводят замеры гидродинамических параметров модели.Studies of the effectiveness of the use of the composition in the regulation of oil deposits 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. Prepared tubes under vacuum saturated with formation water. To create oil saturation, water is displaced from the models by oil; to obtain residual oil saturation, the oil is displaced until the water content of the product exits the porous medium. Next, the composition is introduced into the model and water displacement continues. Measure hydrodynamic parameters of the model.
Результаты исследований приведены в таблице.The research results are shown in the table.
Пример 1 (заявляемый способ). В модель неоднородного нефтяного пласта вводят композицию, состоящую из 1,0 г гуаровой смолы, 0,05 г КМЦ, 1,0 г неионогенного поверхностно-активного вещества - ОП-10 и 97,95 г воды. Далее закачивают воду. Остаточный фактор сопротивления составляет 9,4, и коэффициент прироста нефтевытеснения - 18,3% (см. табл., пример 1).Example 1 (the inventive method). A composition consisting of 1.0 g of guar gum, 0.05 g of CMC, 1.0 g of nonionic surfactant — OP-10 and 97.95 g of water — is introduced into the model of a heterogeneous oil reservoir. Next, pump water. The residual resistance factor is 9.4, and the oil displacement growth rate is 18.3% (see table, example 1).
Примеры 2-10 проводят аналогично примеру 1, используя различные компоненты и варьируя их содержания.Examples 2-10 are carried out analogously to example 1, using various components and varying their contents.
Пример 11 (известный способ). В модель неоднородного нефтяного пласта закачивают композицию, состоящую из 0,1 г полиакриламида, 0,3 г биоПАВ и 99,7 г воды. Далее закачивают воду. Остаточный фактор сопротивления составляет 9,8, а коэффициент прироста нефтевытеснения - 14,7% (см. табл., пример 11).Example 11 (known method). A composition consisting of 0.1 g of polyacrylamide, 0.3 g of bio-surfactant and 99.7 g of water is injected into a model of a heterogeneous oil reservoir. Next, pump water. The residual resistance factor is 9.8, and the oil displacement growth rate is 14.7% (see table, example 11).
Как видно из данных таблицы, предлагаемый способ эффективно используется для регулирования разработки нефтяной залежи, характеризующейся высокой неоднородностью, за счет подключения в разработку низкопроницаемых нефтесодержащих зон.As can be seen from the table, the proposed method is effectively used to regulate the development of oil deposits, characterized by high heterogeneity, due to the inclusion in the development of low-permeability oil-containing zones.
Использование предлагаемого способа позволяет:Using the proposed method allows you to:
- увеличить охват залежи воздействием,- increase the coverage of the reservoir by exposure,
- повысить коэффициент прироста нефтевытеснения в неоднородных нефтяных пластах с обводненностью до 98%,- increase the growth rate of oil displacement in heterogeneous oil reservoirs with a water cut of up to 98%,
- эффективно регулировать разработку в пластах с наличием вод любой минерализации, а также в высокотемпературных пластах.- effectively regulate development in formations with the presence of water of any mineralization, as well as in high-temperature formations.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002121895/03A RU2250361C2 (en) | 2002-07-31 | 2002-07-31 | Method for adjustment of oil deposit extraction |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002121895/03A RU2250361C2 (en) | 2002-07-31 | 2002-07-31 | Method for adjustment of oil deposit extraction |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2002121895A RU2002121895A (en) | 2004-02-10 |
| RU2250361C2 true RU2250361C2 (en) | 2005-04-20 |
Family
ID=35635128
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002121895/03A RU2250361C2 (en) | 2002-07-31 | 2002-07-31 | Method for adjustment of oil deposit extraction |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2250361C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2722488C1 (en) * | 2019-11-26 | 2020-06-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability |
| RU2739272C1 (en) * | 2020-02-07 | 2020-12-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-технологический центр "СамараНИПИнефть", сокращенно ООО "ИТЦ "СамараНИПИнефть" | Enhanced oil recovery method of bed |
| RU2758303C1 (en) * | 2020-10-12 | 2021-10-28 | Константин Владимирович Городнов | Method for production of petroleum |
-
2002
- 2002-07-31 RU RU2002121895/03A patent/RU2250361C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ИБРАГИМОВ Г.З. и др. Химические реагенты для добычи нефти. - М.: Недра, 1986, с.185,186. БОГДАНОВ В.В. и др. Эффективные малообьемные смесители. - Ленинград: Химия, 1989, с.5,8. АРТОБОЛЕВСКИЙ И.И. и др. Политехнический словарь. - М.: Советская энциклопедия, 1976, с. 176. Большая советская энциклопедия. - М.: Советская энциклопедия,1973, с.737. Энциклопедия полимеров. - М.: Советская энциклопедия, 1977, т.3, с. 39-40. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2722488C1 (en) * | 2019-11-26 | 2020-06-01 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability |
| RU2739272C1 (en) * | 2020-02-07 | 2020-12-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-технологический центр "СамараНИПИнефть", сокращенно ООО "ИТЦ "СамараНИПИнефть" | Enhanced oil recovery method of bed |
| RU2758303C1 (en) * | 2020-10-12 | 2021-10-28 | Константин Владимирович Городнов | Method for production of petroleum |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2002121895A (en) | 2004-02-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10214680B2 (en) | Stability improvement of CO2 foam for enhanced oil recovery applications using polyelectrolytes and polyelectrolyte complex nanoparticles | |
| US8183182B2 (en) | Composition of microemulsion and method for advanced recovery of heavy oil | |
| AU659302B2 (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| CN105154055B (en) | A kind of ultralow interfacial tension foam flooding system and its application method | |
| CN105754569B (en) | A kind of low-permeability oil deposit water injection well pretreating agent and preparation method thereof | |
| CN1064729A (en) | Increase the method that liquid hydrocarbon reclaims | |
| EA002840B1 (en) | Use of oil and gas field chemicals | |
| US20190169487A1 (en) | Stability improvement of foams for enhanced oil recovery applications using polyelectrolytes and polyelectrolyte complex nanoparticles | |
| EP3162872A1 (en) | Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| CN114752366A (en) | Biological surfactant plugging-removing injection-increasing agent and application system | |
| RU2250361C2 (en) | Method for adjustment of oil deposit extraction | |
| Qing et al. | Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir | |
| RU2547025C1 (en) | Method of development of oil deposits with nonuniform permeability (versions) | |
| RU2250362C2 (en) | Oil forcing-out method | |
| RU2250363C2 (en) | Method for increasing oil yield of oil deposit | |
| RU2252238C1 (en) | Foam forming composition for productive stratum perforation | |
| RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
| RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
| RU2586356C1 (en) | Composition and method for increasing oil recovery of oil reservoirs | |
| RU2644365C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation | |
| RU2236571C2 (en) | Concentrate for preparing oil deposit development control composition and oil deposit development control composition | |
| CN110872508B (en) | Non-crosslinked fracturing fluid and preparation method and application thereof | |
| SU853092A1 (en) | Well-starting method | |
| RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070801 |