RU2285785C1 - Injectivity profile control method for injection well and water influx restriction method for producing well - Google Patents
Injectivity profile control method for injection well and water influx restriction method for producing well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2285785C1 RU2285785C1 RU2005104912/03A RU2005104912A RU2285785C1 RU 2285785 C1 RU2285785 C1 RU 2285785C1 RU 2005104912/03 A RU2005104912/03 A RU 2005104912/03A RU 2005104912 A RU2005104912 A RU 2005104912A RU 2285785 C1 RU2285785 C1 RU 2285785C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- composition
- polysaccharide
- polyvalent metal
- injection
- Prior art date
Links
Landscapes
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и для ограничения водопритоков в добывающей скважине.The proposal relates to the development of oil fields and may find application in the development of an oil reservoir with heterogeneous permeability formations to control the injectivity profile of the injection well and to limit water inflows in the producing well.
Известен состав для вытеснения нефти, включающий в качестве раствора полисахарида фильтрат культуральной жидкости микроорганизма Xanthomonas с улучшенными фильтрационными свойствами и бактерицидный агент (патент Франция №1001866, Е 21 В 43/22, опубл. 28.02.83). Но данный состав недостаточно эффективен в неоднородных по проницаемости пластах из-за хорошей своей фильтруемости.A known composition for oil displacement, including as a polysaccharide solution, the filtrate of the culture fluid of the microorganism Xanthomonas with improved filtration properties and a bactericidal agent (France patent No. 1001866, E 21 B 43/22, publ. 28.02.83). But this composition is not effective enough in heterogeneous permeability layers due to its good filterability.
Для интенсификации нефтедобычи из пластов с относительно низким значением рН среды используют структурируемые полимерные системы. Для их получения первоначально готовят водный раствор ксантана, доводят рН среды до 5,5 и вводят в раствор небольшое количество аминоальдегидного полимера. После выдержки раствора в течение 0,5-6,0 часов происходит его структурирование с образованием обратимого геля. (патент США №4793416, Е 21 В 33/138, опубл. 27.12.87). Данный способ эффективен в карбонатных пластах, а при использовании его в терригенных неоднородных пластах надо дополнительно создавать в пласте необходимый уровень рН, что довольно затруднительно. Также неэффективно использование в качестве сшивателя аминоальдегидного полимера.To intensify oil production from reservoirs with a relatively low pH, structured polymer systems are used. To obtain them, an aqueous solution of xanthan is initially prepared, the pH of the medium is adjusted to 5.5, and a small amount of aminoaldehyde polymer is introduced into the solution. After holding the solution for 0.5-6.0 hours, its structuring occurs with the formation of a reversible gel. (US patent No. 4793416, E 21 In 33/138, publ. 27.12.87). This method is effective in carbonate formations, and when used in terrigenous heterogeneous formations, it is necessary to additionally create the required pH level in the formation, which is rather difficult. The use of an amino aldehyde polymer as a crosslinker is also ineffective.
Известен состав для изоляции водопритока в скважину, включающий гидролизованный полиакриламид, калийхромовые квасцы, поверхностно-активное вещество (ПАВ) и воду (А.с. №1596090, Е 21 В 43/32, опубл. 30.09.90, Бюл. №36). Недостатком этой композиции является высокая механическая деструкция полиакриламида и снижение вследствие этого эффективности состава.A known composition for isolating water inflow into a well, including hydrolyzed polyacrylamide, potassium chrome alum, surfactant and water (A.S. No. 1596090, E 21 V 43/32, publ. 30.09.90, Bull. No. 36) . The disadvantage of this composition is the high mechanical destruction of polyacrylamide and a decrease in the effectiveness of the composition.
Известен способ разработки неоднородного пласта, включающий закачку в пласт водного раствора анионного полимера и соли поливалентного катиона (Пат. РФ №2167281, Е 21В 43/22, опубл. 20.05.01, Бюл. №14). В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламиды, полисахариды, полиметакриламиды и производные целлюлозы с концентрацией 0,1-1,0 мас.%. В качестве солей поливалентных катионов используют ацетаты, тартраты, цитраты, хроматы металлов, хромовые и алюмокалиевые квасцы с концентрацией в растворе 0,001-0,5 мас.%. Дополнительно в пласт закачивают дисперсии гель-частиц, набухающих в 100-5000 раз, но нерастворимых воде. Данный способ наиболее эффективен в пластах с развитой системой трещин. Наличие нерастворимых в воде гель-частиц не позволяет составу глубоко проникать в пласт, и тем самым, выравнивать профиль приемистости.A known method of developing a heterogeneous reservoir, including the injection into the reservoir of an aqueous solution of an anionic polymer and a salt of a polyvalent cation (US Pat. RF No. 2167281, E 21B 43/22, publ. 20.05.01, Bull. No. 14). As a water-soluble polymer using polyacrylamides, polysaccharides, polymethacrylamides and cellulose derivatives with a concentration of 0.1-1.0 wt.%. As salts of polyvalent cations, acetates, tartrates, citrates, metal chromates, chromium and potassium alum with a concentration in the solution of 0.001-0.5 wt.% Are used. Additionally, dispersions of gel particles are pumped into the formation, swelling 100-5000 times, but insoluble in water. This method is most effective in formations with a developed system of fractures. The presence of water-insoluble gel particles does not allow the composition to penetrate deep into the reservoir, and thereby equalize the injectivity profile.
Также известен способ закачки в пласт гелеобразующего состава для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего полисахарид, соединение поливалентного металла и воду (Патент РФ №2107811, Е 21 В 43/22, опубл. 27.03.98, Бюл. №9). В качестве полисахарида используют экзополисахарид, содержащий 1-3 вес.% уроновых кислот и продуцируемый Azotobacter Vinelandii (Lipman) ФЧ-1 ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, в качестве соединения поливалентного металла используют хромкалиевые квасцы при следующем соотношении компонентов в составе, мас.%:Also known is a method of injecting a gel-forming composition into the formation to regulate the development of oil fields, including a polysaccharide, a compound of a polyvalent metal and water (RF Patent No. 2107811, E 21 B 43/22, publ. 27.03.98, Bull. No. 9). An exopolysaccharide containing 1-3 wt.% Uronic acids and produced by Azotobacter Vinelandii (Lipman) FC-1 VKPM B-5933 as a culture fluid is used as a polysaccharide in the form of a polyvalent metal compound using potassium chromium alum in the following ratio of components in the composition, wt .%:
Состав готовят и закачивают на пресной воде.The composition is prepared and pumped into fresh water.
Недостатком данного способа закачки гелеобразующего состава является то, что экзополисахарид, содержащий 1-3 вес.% уроновых кислот и продуцируемый Azotobacter Vinelandii (Lipman) ФЧ-1 ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости обладает невысокими вязкостными характеристиками. Динамическая вязкость 0,2% экзополисахарида равна 2-3 мПа с в пресной воде, а при контакте со сточной водой (минерализация 100 г/л и выше) полностью теряет свои вязкостные свойства, выпадая в осадок.The disadvantage of this method of injection of the gelling composition is that the exopolysaccharide containing 1-3 wt.% Uronic acids and produced by Azotobacter Vinelandii (Lipman) FC-1 VKPM B-5933 in the form of a culture fluid has low viscosity characteristics. The dynamic viscosity of 0.2% exopolysaccharide is 2-3 mPa s in fresh water, and when in contact with waste water (mineralization of 100 g / l and above) completely loses its viscosity properties, precipitating.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является технология ограничения водопритока и повышения нефтеотдачи с использованием композиций на основе биополимера - "продукт БП-92" (Регламент по применению технологии ограничения водопритока и повышения нефтеотдачи с использованием композиций на основе биополимера - "продукт БП-92", ЗАО "Нефтегазтехнология", Москва 2002 г.).Closest to the technical nature of the present invention is the technology of limiting water inflow and oil recovery using compositions based on biopolymer - "BP-92 product" (Regulation on the application of technology to limit water inflow and increasing oil recovery using compositions based on biopolymer - "product BP-92 ", CJSC" Neftegaztekhnologiya ", Moscow, 2002).
По этой технологии для увеличения охвата пласта воздействием закачивается биополимер "Продукт БП-92" (раствор экзополисахаридов, получаемых при культивировании микроорганизма Azotobacter Vinelandii ФЧ-1) в сочетании с дополнительными компонентами. Согласно этому регламенту осуществляется закачка в добывающие и нагнетательные скважины композиции следующего состава:According to this technology, in order to increase the coverage of the formation, the BP-92 Product biopolymer is injected (a solution of exopolysaccharides obtained by culturing the Azotobacter Vinelandii FM-1 microorganism) in combination with additional components. According to this regulation, the following composition is pumped into production and injection wells:
Композиция продавливается в пласт пресной водой, затем скважина останавливается на реагирование на 48-72 часа (технологическая выдержка).The composition is pressed into the reservoir with fresh water, then the well stops responding for 48-72 hours (technological exposure).
Недостатком данного способа является то, что гель, полученный на основе БП-92 и хромкалиевых квасцов (ХКК) через 3 суток весьма слабый и легко разрушается под действием минерализованных вод и приложенного напряжения. Это скорее всего не гель, а загущенный раствор биополимера. Вследствие этого закачка в пласт данного гелеобразующего состава не увеличивает фильтрационное сопротивление высокопроницаемых зон и не ведет к выравниванию проницаемостной неоднородности пласта.The disadvantage of this method is that the gel obtained on the basis of BP-92 and potassium chromium alum (KKK) after 3 days is very weak and is easily destroyed by the action of saline water and applied voltage. This is most likely not a gel, but a thickened solution of a biopolymer. As a result of this, injection of a given gelling composition into the formation does not increase the filtration resistance of highly permeable zones and does not even out the permeability heterogeneity of the formation.
Использование высоких концентраций раствора биополимера ведет к увеличению экономических затрат.The use of high concentrations of biopolymer solution leads to an increase in economic costs.
Также недостатком является использование для приготовления гелеобразующего состава и в качестве продавочной жидкости - только пресной воды.Also a disadvantage is the use of fresh water only for the preparation of a gelling composition and as a squeezing liquid.
Все это снижает эффективность применения данного способа на месторождениях с высокоминерализованными пластовыми водами и при применении его в неоднородных по проницаемости пластах.All this reduces the effectiveness of the application of this method in fields with highly saline formation waters and when applied in heterogeneous permeability formations.
Технической задачей предлагаемого предложения является увеличение нефтеотдачи пласта снижением проницаемостной неоднородности пласта (регулированием профиля приемистости) и ограничением водопритока в нефтяные скважины за счет увеличения фильтрационного сопротивления промытых зон путем создания остаточного фактора сопротивления с применением гелеобразующих составов. А также расширение технологических возможностей способов и сокращение экономических затрат.The technical objective of the proposed proposal is to increase oil recovery by reducing permeability heterogeneity of the formation (by adjusting the injectivity profile) and limiting water inflow into oil wells by increasing the filtration resistance of the washed zones by creating a residual resistance factor using gel-forming compositions. As well as expanding the technological capabilities of methods and reducing economic costs.
Поставленная задача достигается способом регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающим закачку гелеобразующего состава на основе полисахарида, соединения поливалентного металла и воды и технологическую выдержку для гелеобразования. Новым является то, что в качестве полисахарида используют ксантан, продуцируемый микроорганизмами типа Xanthomonas campestris, в качестве соединения поливалентного металла используют ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы при соотношении 1:1 в воде с минерализацией от 0,5 г/л до 100 г/л и дополнительно вводят поверхностно-активное вещество оксиэтилированный алкилфенол АФ9-6 при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is achieved by the method of regulating the injectivity profile of the injection well, including the injection of a gelling composition based on a polysaccharide, a compound of a polyvalent metal and water, and technological exposure for gel formation. New is that xanthan produced by microorganisms of the Xanthomonas campestris type is used as a polysaccharide, chromium acetate and / or potassium chromium alum is used as a polyvalent metal compound at a ratio of 1: 1 in water with a salinity of 0.5 g / l to 100 g / l and additionally introduce a surfactant, ethoxylated alkyl phenol AF 9 -6 in the following ratio of components, wt.%:
причем после закачки заданного объема гелеобразующего состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 10 суток.moreover, after the injection of a predetermined volume of the gelling composition, technological exposure is carried out for a duration of 3 to 10 days.
Поставленная задача достигается способом ограничения водопритока в добывающей скважине включающим закачку гелеобразующего состава на основе полисахарида, соединения поливалентного металла и воды и технологическую выдержку для гелеобразования. Новым является то, что в качестве полисахарида используют ксантан, продуцируемый микроорганизмами типа Xanthomonas campestris, в качестве соединения поливалентного металла используют ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы при соотношении 1:1 в воде с минерализацией от 0,5 г/л до 100 г/л при следующем соотношении компонентов, мас.%:The problem is achieved by the method of limiting water inflow in the producing well, including the injection of a gelling composition based on a polysaccharide, a compound of a polyvalent metal and water, and technological shutter speed for gel formation. New is that xanthan produced by microorganisms of the Xanthomonas campestris type is used as a polysaccharide, chromium acetate and / or potassium chromium alum is used as a polyvalent metal compound at a ratio of 1: 1 in water with a salinity of 0.5 g / l to 100 g / l in the following ratio of components, wt.%:
причем после закачки заданного объема гелеобразующего состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 10 суток.moreover, after the injection of a predetermined volume of the gelling composition, technological exposure is carried out for a duration of 3 to 10 days.
Также новым является то, что при осуществлении способа через добывающую скважину с высокой приемистостью, гелеобразующий состав дополнительно содержит наполнитель в количестве 0,025-3%.It is also new that when implementing the method through a production well with high injectivity, the gelling composition additionally contains a filler in an amount of 0.025-3%.
Ксантан (ксантановая смола) образуется в результате сложного энзиматического процесса жизнедеятельности бактерий Xanthomonas campestris. Данные полимеры являются водорастворимыми реагентами со слабоанионной природой и высокоразветвленной структурой молекул с высокой молекулярной массой (2·106-15·106). Ксантан образует высоковязкие водные растворы (в пресной или морской воде), которые крайне псевдопластичны и нечувствительны к повышенной температуре и устойчивы к механической деструкции. Динамическая вязкость 0,2% растворов ксантана равна 13-21 мПа·с (в зависимости от марки полимера). Для растворов ксантана характерна высокая вязкость при малых скоростях сдвига и низкая вязкость при высоких скоростях сдвига. Для предотвращения биодеструкции ксантана в пресной воде в его растворы добавляется стабилизатор.Xanthan gum (xanthan gum) is formed as a result of a complex enzymatic process of the vital activity of bacteria Xanthomonas campestris. These polymers are water-soluble reagents with a weakly anionic nature and a highly branched structure of molecules with a high molecular weight (2 · 10 6 -15 · 10 6 ). Xanthan forms highly viscous aqueous solutions (in fresh or sea water), which are extremely pseudo-plastic and insensitive to elevated temperatures and resistant to mechanical degradation. The dynamic viscosity of 0.2% xanthan solutions is 13-21 MPa · s (depending on the brand of polymer). Xanthan solutions are characterized by high viscosity at low shear rates and low viscosity at high shear rates. To prevent biodegradation of xanthan gum in fresh water, a stabilizer is added to its solutions.
Под влиянием солей поливалентных металлов (сшивателей) происходит структурирование водного раствора ксантана с образованием гелеобразной системы (геля). Процесс этот происходит во времени, поэтому для образования прочной гелеобразной системы при закачке гелеобразующего состава в пласт по предлагаемым способам делают технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 10 суток (так называемый индукционный период). Продолжительность индукционного периода зависит от степени неоднородности пласта. Чем выше неоднородность, тем больше продолжительность технологической выдержки. Индукционный период также зависит от типа сшивателей и от способа воздействия на пласт.Under the influence of salts of polyvalent metals (crosslinkers), an aqueous xanthan solution is structured to form a gel-like system (gel). This process takes place in time, therefore, for the formation of a strong gel-like system when the gel-forming composition is injected into the reservoir, the proposed methods make a technological exposure of 3 to 10 days (the so-called induction period). The duration of the induction period depends on the degree of heterogeneity of the formation. The higher the heterogeneity, the longer the exposure time. The induction period also depends on the type of crosslinkers and on the method of stimulating the formation.
Ксантановые гели не разрушаются при контакте с минерализованной (100 г/л и выше) водой.Xanthan gels are not destroyed by contact with saline (100 g / l and higher) water.
Когда в качестве соединения поливалентного металла используется ацетат хрома гелеобразование (сшивка) замедляется, а индукционный период увеличивается за счет стерического эффекта, оказываемого ацетат-ионом. При использовании ацетата хрома в качестве сшивателя рекомендуется гелеобразующий состав готовить на воде с минерализацией 0,5 г/л. Длительный индукционный период позволяет продвинуть гелеобразующий состав на большую глубину до начала гелеобразования. Очевидно, что в более проницаемые пропластки состав внедрится на большую глубину, чем в малопроницаемые. Поэтому после процесса сшивки фильтрация в высокопроницаемой зоне пласта существенно снижается, а фильтрация в низкопроницаемой зоне увеличивается, что ведет к выравниванию проницаемостной неоднородности пласта.When chromium acetate is used as a compound of a polyvalent metal, gelation (crosslinking) is slowed down, and the induction period is increased due to the steric effect exerted by the acetate ion. When using chromium acetate as a crosslinker, it is recommended to prepare the gel-forming composition in water with a mineralization of 0.5 g / l. A long induction period allows the gel-forming composition to be advanced to a greater depth before gelation begins. Obviously, the composition will penetrate into more permeable interlayers to a greater depth than into less permeable ones. Therefore, after the crosslinking process, the filtration in the high permeability zone of the formation is significantly reduced, and the filtration in the low permeability zone is increased, which leads to equalization of the permeability heterogeneity of the formation.
Ацетат хрома (АХ) представляет собой твердое кристаллическое вещество, выпускается в виде 50% водного раствора с плотностью 1300 кг/м3 (ТУ 2499-001-50635131-00).Chromium acetate (AH) is a crystalline solid, produced in the form of a 50% aqueous solution with a density of 1300 kg / m 3 (TU 2499-001-50635131-00).
При использовании в качестве соединения поливалентного металла хромкалиевых квасцов в воде с минерализацией 100 г/л процесс гелеобразования протекает гораздо быстрее.When using potassium chromium alum as a compound in water with a mineralization of 100 g / l, the gelation process proceeds much faster.
Хромкалиевые квасцы (ХКК) представляют собой твердое вещество - кристаллы фиолетового цвета, обладают следующими физико-химическими характеристиками: плотность при температуре 20°С - 1830 кг/м3; растворимость в воде при температуре 20°С - 24,4 г на 100 г воды (ГОСТ 4162-79).Chromium potassium alum (CCA) is a solid substance - violet crystals, have the following physicochemical characteristics: density at a temperature of 20 ° C - 1830 kg / m 3 ; solubility in water at a temperature of 20 ° C - 24.4 g per 100 g of water (GOST 4162-79).
Возможна и комбинация этих сшивателей (ХКК и АХ) в соотношении 1:1. При этом образуется более упругий гель, а индукционный период усредняется.A combination of these staplers (CCK and AX) in a ratio of 1: 1 is also possible. In this case, a more elastic gel is formed, and the induction period is averaged.
Оксиэтилированный алкилфенол с числом оксиэтильных групп 6 АФ9-6 относится к маслорастворимым ПАВ. Он растворяется в воде с образованием дисперсий. Применяется при заводнении нефтяных пластов, при бурении скважин, в составе смазочно-охлаждающих, гидравлических и других технологических жидкостей. ПАВ АФ9-6 выпускается ОАО "Нижнекамскнефтехим" по ТУ 2483-077-05766801-98.Oxyethylated alkyl phenol with the number of hydroxyethyl groups AF 6 -6 9 relates to oil soluble surfactant. It dissolves in water to form dispersions. It is used in waterflooding of oil reservoirs, when drilling wells, as part of cutting fluids, hydraulic and other process fluids. AF-9 surfactant manufactured -6 "Nizhnekamskneftekhim" TU 2483-077-05766801-98.
В качестве наполнителя используют мел, древесную муку, глинопорошок, водорастворимые смолы и др.Chalk, wood flour, clay powder, water-soluble resins, etc. are used as filler.
Сущность предлагаемого способа регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины обусловлена следующим.The essence of the proposed method for regulating the injectivity profile of the injection well is due to the following.
На поздней стадии разработки нефтяных месторождений с образованием обширных промытых зон усугубляется проницаемостная неоднородность пласта. Одним из эффективных направлений повышения нефтеотдачи является увеличение фильтрационного сопротивления этих зон за счет создания остаточного фактора сопротивления с применением гелеобразующих составов. Снижение подвижности воды в обводненных пропластках позволяет уменьшить проницаемостную неоднородность пласта и тем самым увеличить охват пласта воздействием (заводнением). Увеличение охвата пласта заводнением ведет к регулированию профиля приемистости нагнетательной скважины. Следует отметить, что охват пласта заводнением уменьшается от линии нагнетания воды к линии отбора нефти, т.е. по мере продвижения от нагнетательной скважины к добывающей скважине. Введение поверхностно-активного вещества в данный гелеобразующий состав позволяет получить новый комплекс с нефтевытесняющими и нефтеотмывающими свойствами. Оксиэтилированный алкилфенол АФ9-6 на границе раздела фаз "вода-углеводород" способен образовывать микроэмульсионную систему, которая позволяет данному гелеобразующему составу глубоко проникать в неоднородные пласты.At the late stage of oil field development with the formation of extensive washed zones, the permeability heterogeneity of the formation is aggravated. One of the effective ways to increase oil recovery is to increase the filtration resistance of these zones by creating a residual resistance factor using gelling compositions. Reducing the mobility of water in flooded layers allows to reduce the permeability heterogeneity of the formation and thereby increase the coverage of the formation by impact (water flooding). An increase in reservoir coverage by water flooding leads to a regulation of the injectivity profile of the injection well. It should be noted that the waterflood coverage decreases from the water injection line to the oil extraction line, i.e. as you move from the injection well to the producing well. The introduction of a surfactant in this gelling composition allows you to get a new complex with oil-displacing and oil-washing properties. Ethoxylated alkylphenol AF 9 -6 interfacial "water-hydrocarbon" is able to form a microemulsion system, which allows this gelling agent to penetrate deeply in heterogeneous formations.
Таким образом, при осуществлении предлагаемого способа через нагнетательную скважину гелеобразующий состав глубоко проникает в высокопроницаемые зоны пласта благодаря присутствию оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6, затем, во время технологической паузы, происходит сшивка ксантана ацетатом хрома и/или хромкалиевыми квасцами с образованием гелевой системы, которая закупоривает высокопроницаемые зоны пласта, что ведет к выравниванию проницаемостной неоднородности пласта.Thus, when implementing the proposed method, the gel-forming composition penetrates deeply into the highly permeable zones of the formation through the injection well due to the presence of ethoxylated alkyl phenol AF 9 -6, then, during the technological break, xanthan is crosslinked with chromium acetate and / or potassium alum to form a gel system that plugs highly permeable zones of the formation, which leads to equalization of the permeability heterogeneity of the formation.
Сущность предлагаемого способа ограничения водопритока в добывающей скважине заключается в следующем.The essence of the proposed method of limiting water inflow in the producing well is as follows.
Проблема повышения охвата воздействием пласта в призабойной зоне добывающей скважины решается ограничением притока воды из продуктивного пласта, представляющего собой чередование пропластков с различной проницаемостью путем отключения обводненных пропластков закачкой в них гелеобразующих составов. Такое поинтервальное отключение из разработки обводнившихся пластов, когда еще не произошло обводнение продукции скважин по всему горизонту, позволяет увеличить текущую нефтеотдачу. Практическое решение задачи повышения охвата пласта закачкой гелеобразующих составов на основе ксантана и ацетата хрома и/или хромкалиевых квасцов при соотношении 1:1 заключается в заполнении ими путей движения воды в призабойной зоне, что и обеспечивает ограничение водопритока в добывающей скважине.The problem of increasing the impact of the formation in the bottom-hole zone of the producing well is solved by limiting the flow of water from the reservoir, which is an alternation of interlayers with different permeabilities by disabling the flooded interlayers by injection of gel-forming compositions into them. Such interval switching-off from the development of waterlogged formations, when the production of waterlogging wells over the entire horizon has not yet occurred, allows to increase the current oil recovery. A practical solution to the problem of increasing the coverage of the formation by injecting gel-forming compositions based on xanthan and chromium acetate and / or potassium alum with a ratio of 1: 1 consists in filling them with water flow paths in the bottom-hole zone, which ensures the limitation of water inflow in the producing well.
При закачке гелеобразующего состава в добывающие скважины глубина и объем закачки его гораздо меньше, чем при закачке в нагнетательные скважины. Конкретные значения этих параметров определяют исходя из свойств пласта.When the gel-forming composition is injected into production wells, its depth and volume are much less than when injected into injection wells. The specific values of these parameters are determined based on the properties of the formation.
При осуществлении данного способа через добывающую скважину с высокой приемистостью (более 50 м/сут.) гелеобразующий состав дополнительно может содержать наполнитель. При этом усиливаются прочностные свойства гелеобразующего состава.When implementing this method through a production well with a high injection rate (more than 50 m / day), the gel-forming composition may additionally contain a filler. In this case, the strength properties of the gel-forming composition are enhanced.
Принцип воздействия на пласт гелеобразующим составом по данному способу ограничения водопритока в добывающей скважине несколько отличается от воздействия через нагнетательную скважину, а именно: компонентами гелеобразующего состава, глубиной проникновения и объемами закачки гелеобразующего состава.The principle of stimulating the formation with a gelling composition according to this method of limiting water inflow in a producing well is somewhat different from the effect through an injection well, namely: the components of the gelling composition, the penetration depth and the injection volumes of the gelling composition.
Таким образом, предлагаемые способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и способ ограничения водопритока в добывающей скважине позволяют за счет создания в необходимом интервале пласта устойчивой гелеобразующей системы, либо закупоривать высокопроницаемые зоны пласта и вовлекать в разработку низкопроницаемые зоны и тем самым регулировать профиль приемистости нагнетательной скважины, либо отключать из разработки обводнившиеся пласты, т.е. ограничить водоприток в добывающей скважине и увеличить текущую нефтеотдачу.Thus, the proposed method for regulating the injectivity profile of the injection well and the method of limiting water inflow in the producing well allow the creation of a stable gel-forming system in the required interval of the formation, either by clogging the highly permeable zones of the formation and involving low-permeability zones in the development, and thereby adjust the injectivity profile of the injection well, or disconnect waterlogged formations from the development, i.e. limit water production in the producing well and increase current oil recovery.
При осуществлении данных способов может применяться как пресная вода с минерализацией 0,5 г/л так и минерализованная (сточная) вода с минерализацией 100 г/л.When implementing these methods, both fresh water with a salinity of 0.5 g / L and saline (waste) water with a salinity of 100 g / L can be used.
Также расширяются технологические возможности способов за счет применения комбинации сшивателей.The technological capabilities of the methods are also expanding through the use of a combination of staplers.
По данным способам применяются слабоконцентрированные растворы полисахарида, что ведет к значительному сокращению экономических затрат.According to these methods, weakly concentrated polysaccharide solutions are used, which leads to a significant reduction in economic costs.
Изучение патентной и научно-технической литературы показало, что подобная совокупность существенных признаков является новой и ранее не использовалась, что в свою очередь позволяет сделать заключение о соответствии технических решений критерию "новизна".The study of patent and scientific and technical literature showed that such a combination of essential features is new and has not been used before, which in turn allows us to conclude that technical solutions meet the criterion of "novelty."
Неизвестно применение данных существенных признаков, выполняющих аналогичную задачу. Следовательно, предлагаемые способы соответствует критерию "изобретательский уровень".The application of these significant features that perform a similar task is not known. Therefore, the proposed methods meet the criterion of "inventive step".
Изучение влияния данных способов на изменение фильтрационных и нефтевытесняющих параметров, а также сравнение с прототипом проводилось с использованием физических моделей слоисто-неоднородных пористых сред с непроницаемыми границами раздела.The study of the influence of these methods on changing filtration and oil-displacing parameters, as well as comparison with the prototype was carried out using physical models of layered-inhomogeneous porous media with impermeable interfaces.
Лабораторные насыпные модели представляли собой две одинаковые трубки из нержавеющей стали длиной 150 см, внутренним диаметром 2,7 см, плотно заполненные молотым кварцевым песком, с общим входом и раздельными выходами. При этом одна трубка (более проницаемый пропласток) содержала песок, проницаемость которого по нефти кратно превышала проницаемость песка в другой трубке (менее проницаемый пропласток).Laboratory bulk models consisted of two identical stainless steel tubes with a length of 150 cm, an inner diameter of 2.7 cm, densely filled with ground quartz sand, with a common entrance and separate exits. At the same time, one tube (a more permeable interlayer) contained sand, the oil permeability of which was several times higher than the permeability of sand in another tube (a less permeable interlayer).
В качестве вытесняемой нефти использовалась дегазированная девонская нефть с Карабашской УКПН вязкостью при температуре 20°С 13-19 мПа·с.As displaced oil, degassed Devonian oil with the Karabash gas treatment unit viscosity at a temperature of 20 ° C of 13-19 MPa · s was used.
В качестве ксантана использовался полимер китайского производства фирмы Hebei Yuatai Import & Export Co., LTD под коммерческим названием зибозан. Ксантан представляет собой светло-кремовый порошок с содержанием основного вещества не менее 50% вес.Сначала готовится 1% мас.исходный раствор ксантана в воде, затем вводится стабилизатор микробной деструкции - формалин, в количестве не менее 2%. После этого исходный раствор разбавляется в 5 раз и на его основе готовится состав по предлагаемому способу путем введения остальных компонентов.As a xanthan, a Chinese-made polymer manufactured by Hebei Yuatai Import & Export Co., LTD under the commercial name zibozan was used. Xanthan is a light cream powder with a basic substance content of at least 50% by weight. First, a 1% wt. Solution of xanthan in water is prepared, then a microbial degradation stabilizer, formalin, is introduced in an amount of at least 2%. After that, the initial solution is diluted 5 times and on its basis the composition is prepared according to the proposed method by introducing the remaining components.
В качестве соединения поливалентного металла использовался ацетат хрома и хромкалиевые квасцы и их комбинация в соотношении 1:1.As the polyvalent metal compound, chromium acetate and potassium chromium alum and their combination in a ratio of 1: 1 were used.
В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества использовался оксиэтилированный алкилфенол АФ9-6.As the nonionic surfactant used oxyethylated alkylphenol AF 9 -6.
В качестве вытесняющей нефть минерализованной воды использовалась модель сточной воды (с минерализацией не ниже 100 г/л).A model of wastewater (with a salinity of at least 100 g / l) was used as mineral displacing water.
В качестве наполнителя использовалась древесная мука.As a filler, wood flour was used.
Первичное вытеснение нефти проводилось до общей обводненности остаточной нефти до 95-99%. После этого в общий вход модели закачивался гелеобразующий состав по предлагаемому способу в разных вариантах, затем проводилась технологическая выдержка в течение 3-10 суток. По прототипу закачивали 5% раствор экзополисахарида, продуцируемого Azotobacter Vinekandii (Lipman) ФЧ-1 ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости (или по другому БП-92), в качестве соединения поливалентного металла использовались хромкалиевые квасцы 0,04% концентрации по массе.Primary oil displacement was carried out to a total water cut of residual oil of up to 95-99%. After that, a gel-forming composition was pumped into the model’s common entrance according to the proposed method in different versions, then technological exposure was carried out for 3-10 days. According to the prototype, a 5% solution of exopolysaccharide produced by Azotobacter Vinekandii (Lipman) ФЧ-1 VKPM В-5933 was injected in the form of a culture fluid (or according to another BP-92), chromium potassium alum 0.04% concentration by weight was used as a polyvalent metal compound.
Основные условия и средние результаты вытеснения нефти на двухслойных моделях по предлагаемым и известному способам представлены в табл.1.The main conditions and average results of oil displacement on two-layer models according to the proposed and known methods are presented in table 1.
Как видно из табл.1, исходные параметры для каждого способа очень близки (отношение нефтепроницаемостей, парциальные дебиты каждой из трубок, коэффициент вытеснения нефти минерализованной водой).As can be seen from table 1, the initial parameters for each method are very close (oil permeability ratio, partial flow rates of each tube, oil displacement coefficient by mineralized water).
Однако после вытеснения нефти по известному и предлагаемым способам средняя величина конечного коэффициента вытеснения нефти по предлагаемым способам составила 66,8%, а по известному способу 62,5% и прирост коэффициента вытеснения составил 4,3% за счет выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.However, after oil displacement by the known and proposed methods, the average value of the final oil displacement coefficient by the proposed methods was 66.8%, and by the known method 62.5% and the displacement coefficient increased by 4.3% due to the leveling of the permeability heterogeneity of the formation.
В качестве фильтрационного параметра, характеризующего неравномерность процесса вытеснения в двух разнопроницаемых трубках, использовали парциальный (относительный) дебит жидкости менее проницаемого пропластка q до и после вытеснения оторочки. Очевидно, чем больше увеличился парциальный дебит менее проницаемого пласта, тем эффективнее данный способ вытеснения нефти с точки зрения охвата неоднородных по проницаемости пластов заводнением. Парциальный дебит менее проницаемой трубки при осуществлении предлагаемых способов увеличился, в среднем, в 5,25 раза, а по прототипу в 1,4 раза.As a filtration parameter characterizing the unevenness of the displacement process in two differently permeable tubes, we used the partial (relative) flow rate of the liquid of the less permeable interlayer q before and after displacement of the rim. Obviously, the more the partial production rate of a less permeable formation has increased, the more effective this method of oil displacement from the point of view of covering water-inhomogeneous reservoirs with a permeability. The partial flow rate of a less permeable tube during the implementation of the proposed methods increased, on average, 5.25 times, and the prototype 1.4 times.
Таким образом, предлагаемые способы существенно влияют в положительную сторону на изменение фильтрационной неоднородности слоисто-неоднородных пластов, что ведет к увеличению коэффициента охвата вытеснением.Thus, the proposed methods have a significant positive effect on the change in the filtering heterogeneity of the layered heterogeneous formations, which leads to an increase in the coverage factor by displacement.
Кроме этого были проведены опыты по оценке эффективности заявляемых способов по сравнению с прототипом на естественных кернах по следующим показателям: по фактору сопротивления и остаточному фактору сопротивления, коэффициенту вытеснения.In addition, experiments were conducted to assess the effectiveness of the proposed methods in comparison with the prototype on natural cores according to the following indicators: the resistance factor and residual resistance factor, displacement coefficient.
В табл.2 представлены основные условия и результаты вытеснения нефти из девонских кернов по предлагаемым и известному способам с использованием лабораторной установки Autoflood(AFS-300) фирмы "Core Laboratories Instruments(США). Использовались стандартные керны терригенных девонских породTable 2 presents the main conditions and results of oil displacement from Devonian cores according to the proposed and known methods using an Autoflood laboratory laboratory (AFS-300) from Core Laboratories Instruments (USA). Standard core Devonian rock cores were used
остальное), мас.%(5BP-92, 0.04 HKK, water
the rest), wt.%
диаметром 2,7-3,0 см и длиной 3,5-4,0 см. Проницаемость и пористость кернов имеют близкие значения, следовательно, исходные условия для проведения испытаний предлагаемого и известного способа одинаковы. Номера композиций те же, что и в табл.1.with a diameter of 2.7-3.0 cm and a length of 3.5-4.0 cm. The permeability and porosity of the cores are close, therefore, the initial conditions for testing the proposed and known method are the same. The numbers of the compositions are the same as in Table 1.
Основными параметрами эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН), направленных на снижение фильтрационной неоднородности пластов, являются фактор сопротивления (ФС) и остаточный фактор сопротивления (ОФС). Фактор сопротивления - это отношение подвижности воды к подвижности вытесняющего раствора при фильтрации в пористой среде. Остаточный фактор сопротивления - это отношение подвижности воды до воздействия к подвижности воды после воздействия МУН. Чем больше ФС и ОФС при минимальном содержании реагента в вытесняющем растворе, тем технологически и экономически эффективнее его применение в нефтедобыче.The main parameters of the effectiveness of enhanced oil recovery (EOR) methods aimed at reducing the reservoir heterogeneity of the formation are the resistance factor (FS) and the residual resistance factor (OFS). Resistance factor is the ratio of the mobility of water to the mobility of the displacing solution during filtration in a porous medium. The residual resistance factor is the ratio of water mobility before exposure to water mobility after exposure to EOR. The more PS and OFS with a minimum reagent content in the displacing solution, the more technologically and cost-effective its use in oil production.
Как видно из табл. 2, предлагаемые способы по этим параметрам многократно превышают известный способ: по фактору сопротивления в 2,5-3,8 раза, а по остаточному фактору сопротивления в 14,3-24 раза.As can be seen from the table. 2, the proposed methods for these parameters are many times higher than the known method: by the resistance factor 2.5-3.8 times, and the residual resistance factor by 14.3-24 times.
Применение предлагаемой группы изобретений позволит увеличить нефтеотдачу пласта, снизить проницаемостную неоднородность пласта и ограничить водоприток в нефтяные скважины за счет увеличения фильтрационного сопротивления промытых зон путем создания остаточного фактора сопротивления с применением гелеобразующих составов. А также происходит расширение технологических возможностей способов и сокращение экономических затрат.The application of the proposed group of inventions will increase the oil recovery, reduce the permeability heterogeneity of the formation and limit water production in oil wells by increasing the filtration resistance of the washed areas by creating a residual resistance factor using gel-forming compositions. And also there is an expansion of technological capabilities of methods and reduction of economic costs.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005104912/03A RU2285785C1 (en) | 2005-02-22 | 2005-02-22 | Injectivity profile control method for injection well and water influx restriction method for producing well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005104912/03A RU2285785C1 (en) | 2005-02-22 | 2005-02-22 | Injectivity profile control method for injection well and water influx restriction method for producing well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005104912A RU2005104912A (en) | 2006-08-10 |
| RU2285785C1 true RU2285785C1 (en) | 2006-10-20 |
Family
ID=37059015
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005104912/03A RU2285785C1 (en) | 2005-02-22 | 2005-02-22 | Injectivity profile control method for injection well and water influx restriction method for producing well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2285785C1 (en) |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2520190C1 (en) * | 2013-02-12 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Isolation method of water influxes to well |
| CN103886197A (en) * | 2014-03-14 | 2014-06-25 | 山东石大油田技术服务股份有限公司 | Calculation and application method for profile control space of oilfield water injection wells |
| RU2576726C1 (en) * | 2014-12-02 | 2016-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Reduction method of water influx to wells |
| RU2597596C1 (en) * | 2015-10-29 | 2016-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for uniform extraction stratified reservoir |
| RU2627807C1 (en) * | 2016-08-03 | 2017-08-11 | Павел Юрьевич Илюшин | Oil and gas well killing fluid |
| RU2627785C1 (en) * | 2016-08-09 | 2017-08-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for regulating intake capacity profile of pressure well (versions) |
| RU2643394C1 (en) * | 2016-10-19 | 2018-02-01 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Composition of polysaccharid liquid for well killing and flushing and method for its preparation and application |
| CN110018096A (en) * | 2019-03-20 | 2019-07-16 | 中国海洋石油集团有限公司 | A method of defining polymer microballoon transfer drive technological parameter |
| RU2723797C1 (en) * | 2019-07-02 | 2020-06-17 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Composition for increasing oil production |
| RU2729667C1 (en) * | 2019-08-20 | 2020-08-11 | Александр Яковлевич Соркин | Control method of injectivity acceptance profile of injection well |
| RU2773587C1 (en) * | 2021-12-17 | 2022-06-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing an oil deposit |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104498008B (en) * | 2014-12-31 | 2017-08-25 | 安捷宇（北京）油田技术服务有限公司 | A kind of biological profile-controlling and plugging agent of oilfield exploitation high temperature resistant |
-
2005
- 2005-02-22 RU RU2005104912/03A patent/RU2285785C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Регламент по применению технологии ограничения водопритока и повышения нефтеотдачи с использованием композиций на основе биополимера - "Продукт БП-92". - М., 2002. с.3, 4, 10, 11. * |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2520190C1 (en) * | 2013-02-12 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (ОАО "СевКавНИПИгаз") | Isolation method of water influxes to well |
| CN103886197B (en) * | 2014-03-14 | 2017-09-01 | 山东石大油田技术服务股份有限公司 | A kind of calculating and application process for water injection well in oil fields profile control space |
| CN103886197A (en) * | 2014-03-14 | 2014-06-25 | 山东石大油田技术服务股份有限公司 | Calculation and application method for profile control space of oilfield water injection wells |
| RU2576726C1 (en) * | 2014-12-02 | 2016-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Reduction method of water influx to wells |
| RU2597596C1 (en) * | 2015-10-29 | 2016-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for uniform extraction stratified reservoir |
| RU2627807C1 (en) * | 2016-08-03 | 2017-08-11 | Павел Юрьевич Илюшин | Oil and gas well killing fluid |
| RU2627785C1 (en) * | 2016-08-09 | 2017-08-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for regulating intake capacity profile of pressure well (versions) |
| RU2643394C1 (en) * | 2016-10-19 | 2018-02-01 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Composition of polysaccharid liquid for well killing and flushing and method for its preparation and application |
| CN110018096A (en) * | 2019-03-20 | 2019-07-16 | 中国海洋石油集团有限公司 | A method of defining polymer microballoon transfer drive technological parameter |
| CN110018096B (en) * | 2019-03-20 | 2021-11-16 | 中国海洋石油集团有限公司 | Method for defining polymer microsphere profile control and flooding process parameters |
| RU2723797C1 (en) * | 2019-07-02 | 2020-06-17 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Composition for increasing oil production |
| RU2729667C1 (en) * | 2019-08-20 | 2020-08-11 | Александр Яковлевич Соркин | Control method of injectivity acceptance profile of injection well |
| RU2773587C1 (en) * | 2021-12-17 | 2022-06-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing an oil deposit |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005104912A (en) | 2006-08-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2285785C1 (en) | Injectivity profile control method for injection well and water influx restriction method for producing well | |
| US3747681A (en) | Hydraulic fracturing process using polyethylene oxide based fracturing fluid | |
| RU2382185C1 (en) | Method for injection well infectivity profile aligning and water in-flow limitation for production well (versions) | |
| CN106947450B (en) | Deep profile control and flooding agent with low initial viscosity and preparation method thereof | |
| EP2892974B1 (en) | Use of thermo-thickening polymers in the gas- and oilfield industry | |
| CN105658760B (en) | Well treatment fluid and its application method comprising zirconium crosslink agent | |
| US4679625A (en) | Oil recovery process using a viscosity adjusted gelation system | |
| RU2347897C1 (en) | Method of controlling profile log of injection well and restricting water influx in production well | |
| RU2483202C1 (en) | Oil formation development method | |
| RU2314331C1 (en) | Solid phase-free well killing fluid | |
| RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
| RU2169258C1 (en) | Method of equalization of injectivity profile in injection wells and restriction of water inflows to producing wells | |
| RU2346151C1 (en) | Oil minefield development control method (versions) | |
| RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
| RU2644365C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation | |
| RU2298088C1 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
| RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
| RU2347896C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2086757C1 (en) | Oil production method | |
| RU2347899C1 (en) | Water and oil saturated reservoir waterflood development method | |
| RU2290504C1 (en) | Method for controlling water-flooding front of oil formations | |
| RU2375557C1 (en) | Method of injection wells input profile alignment and production wells water flow limitation | |
| RU2136869C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2217575C2 (en) | Way to seal off flooded sections of formation | |
| RU2307146C2 (en) | Compound for isolation of watered oil collectors |