RU2507386C2 - Method of increasing oil recovery of fractured and porous beds with induced fractures after breakdown - Google Patents
Method of increasing oil recovery of fractured and porous beds with induced fractures after breakdown Download PDFInfo
- Publication number
- RU2507386C2 RU2507386C2 RU2011150772/03A RU2011150772A RU2507386C2 RU 2507386 C2 RU2507386 C2 RU 2507386C2 RU 2011150772/03 A RU2011150772/03 A RU 2011150772/03A RU 2011150772 A RU2011150772 A RU 2011150772A RU 2507386 C2 RU2507386 C2 RU 2507386C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fractured
- oil recovery
- hydraulic fracturing
- increasing oil
- chromium
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относиться к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке заводнением трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП. Предложенный способ обеспечивает равномерное вытеснение нефти из пласта, что способствует увеличению нефтеотдачи, для неоднородных нефтяных пластов с наличием каналов (трещин) с низкими фильтрационными сопротивлениями и ограничение добычи попутно добываемой воды.The invention relates to the oil industry and can be used in the development by flooding of fractured and porous formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing - hydraulic fracturing. The proposed method provides uniform displacement of oil from the reservoir, which helps to increase oil recovery for heterogeneous oil reservoirs with channels (cracks) with low filtration resistance and limiting the production of associated produced water.
Известен способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после ГРП (US №2007/0267191, 27.11.2007, 6 с.) включающий закачку водного(с концентрацией до 0.3%) раствора полимера - полиакриламида, как линейного так и со сшивателем в т.ч. соединениями хрома, с введением в порции его бентонитового глинопорошка и кварцевого песка.There is a method of increasing oil recovery in fractured and porous formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing (US No. 2007/0267191, 11/27/2007, 6 pp.) Including the injection of an aqueous (with a concentration of up to 0.3%) polymer solution - polyacrylamide, both linear and with a crosslinker including chromium compounds, with the introduction of bentonite clay powder and silica sand in portions.
Наиболее близким техническим решением, взятым за аналог и прототип, является способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после ГРП (Патент РФ №2398102, 2010 г.), включающий закачку водного раствора полиакриламида со сшивателем - соединением хрома, с использованием добавки бентонитового глинопорошка и кварцевого песка, отличающийся тем, что используют бентонитовый глинопорошок модифицированный и в виде смеси его с кварцевым песком, осуществляют в начале закачку водного раствора, содержащего 0,01-0,30 мас.% частично гидролизованного полимера-полиакриламида и 0,1-0,6 мас.% сшивателя - хромсодержащего соединения, продавку водой, затем - закачку водного раствора полиакриламида (0.005 мас%) с вязкостью (0.55 сП) на 10% большей вязкости пластовой воды (0.5 сП), в котором суспендировано 3-10 мас.% смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с начальным их соотношением 10:1 при последующем увеличении концентрации песка до соотношения 1:2.The closest technical solution, taken as an analogue and prototype, is a method of increasing oil recovery of fractured and porous formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing (RF Patent No. 2398102, 2010), including the injection of an aqueous solution of polyacrylamide with a crosslinker - a chromium compound, using additives bentonite clay powder and quartz sand, characterized in that use modified bentonite clay powder and in the form of a mixture of it with quartz sand, is carried out at the beginning of the injection of an aqueous solution containing 0.01-0.30 wt.% of partially hydrolyzed polymer-polyacrylamide and 0.1-0.6 wt.% of a crosslinker - chromium-containing compound, squeezed with water, then - injection of an aqueous solution of polyacrylamide (0.005 wt.%) with a viscosity (0.55 cP) by 10% higher viscosity of produced water (0.5 cP), in which 3-10 wt.% of a mixture of modified bentonite clay powder and silica sand with their initial ratio of 10: 1 are suspended with a subsequent increase in the concentration of sand to a ratio of 1: 2.
Предлагаемый способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП, является более эффективным для повышения нефтеотдачи пластов, чем прототип.The proposed method of increasing oil recovery in fractured and porous formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing - hydraulic fracturing, is more effective for increasing oil recovery than the prototype.
Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающий закачку водного раствора полиакриламида со сшивателем - соединением хрома, бентонитового глинопорошка и кварцевого песка, отличающийся тем, что осуществляют закачку водного раствора, в котором суспендировано 3-10 мас.% смеси из бентонитового глинопорошка модифицированного с кварцевым песком, их соотношением от 10:1 до соотношения 1:2. и содержащего 0,01-0,30 мас.% частично гидролизованного полиакрила-мида и 0,1-0,6 мас.% сшивателя - хромсодержащего соединения (СПГКС).A method of increasing oil recovery in fractured and porous formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing - hydraulic fracturing, which includes injecting an aqueous solution of polyacrylamide with a crosslinker - a combination of chromium, bentonite clay powder and silica sand, characterized in that they inject an aqueous solution in which 3-10 are suspended wt.% a mixture of bentonite clay powder modified with quartz sand, their ratio from 10: 1 to a ratio of 1: 2. and containing 0.01-0.30 wt.% partially hydrolyzed polyacrylamide and 0.1-0.6 wt.% a crosslinker, a chromium-containing compound (SPHKS).
Для модифицирования бентонитового глинопорошка используют химические реагенты Na2CO3, М-14 ВВ, метас. Степень гидролиза поликриламида составляет 5-15%. В качестве сшивающего агента, вводимого в смесь используют хромокалиевые квасцы по ГОСТ 4162-79, ацетат хрома по ТУ 6-09-5380-88, бихромат калия по ГОСТ 2652-78, бихромат натрия по ГОСТ 2651-88, кальций хлористый технический по ГОСТ 450-77.For the modification of bentonite clay powder, chemical reagents Na 2 CO 3 , M-14 BB, metas are used. The degree of hydrolysis of polycrylamide is 5-15%. As the cross-linking agent introduced into the mixture, chromium potassium alum is used in accordance with GOST 4162-79, chromium acetate in accordance with TU 6-09-5380-88, potassium dichromate in accordance with GOST 2652-78, sodium dichromate in accordance with GOST 2651-88, technical calcium chloride in accordance with GOST 450-77.
Технический результат для различных концентраций смеси и компонентов смеси с водой приведены в таблицах №1, 2.The technical result for various concentrations of the mixture and the components of the mixture with water are given in tables No. 1, 2.
%PAA
%
мость*, %Nabuha-
bridge *,%
Количество полиакриламида, глинистой суспензии, кварцевого песка и сшивающего агента берут в зависимости от удельной приемистости скважин и толщины пласта. Путем подбора концентраций реагентов можно регулировать время гелеобразования и проводить перераспределение потоков в любой зоне неоднородного пласта.The amount of polyacrylamide, clay slurry, silica sand and a crosslinking agent is taken depending on the specific injectivity of the wells and the thickness of the formation. By selecting the concentrations of the reagents, it is possible to control the gelation time and redistribute the flows in any zone of the heterogeneous formation.
В результате закачки поступающая в пласт частицы смеси глинистой суспензии и кварцевого песка, начинают взаимодействовать со свободными функциональными группами полиакриламида со сшивателем, в результате происходит процесс флокуляции сшитой полимер-глинисто-кварцевой системы (СПГКС) в промытых и трещиноватых зонах пласта и увеличение фильтрационного сопротивления флокулянта с образованием набухшего размываемого осадка, приводит к перераспределению фильтрационных потоков. Последующее нагнетание вытесняющего агента (воды), и (или) отбор жидкости из пласта способствует извлечению нефти из низкопроницаемых, неохваченных вытеснением зон пласта.As a result of injection, particles of a mixture of clay slurry and silica sand entering the formation begin to interact with the free functional groups of the polyacrylamide with a crosslinker; as a result, the crosslinked polymer-clay-quartz system (SPGKS) flocculates in the washed and fractured zones of the formation and increases the filtration resistance of the flocculant with the formation of swollen eroded sediment, leads to a redistribution of filtration flows. Subsequent injection of the displacing agent (water), and (or) the selection of fluid from the reservoir helps to extract oil from low-permeability, not covered by the displacement zones of the reservoir.
В процессе поиска известных решений не обнаружено выше предложенного технического решения при разработки нефтяных трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП, охваченных заводнением. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявленного способа как изобретение.In the process of searching for known solutions, the above proposed technical solution was not found in the development of oil fractured and porous formations with artificially created fractures after hydraulic fracturing - hydraulic fracturing covered by water flooding. This allows us to conclude that the claimed method as an invention.
Для доказательства соответствия заявленного как изобретение приводим конкретные примеры осуществления способа. Экспериментальные работы проведены на одном из месторождений Западной Сибири, на скважине №30257.To prove compliance with the claimed invention, we give specific examples of the method. Experimental work was carried out at one of the fields in Western Siberia, at well No. 30257.
Предложенная совокупность признаков разработанного способа обеспечивает эффективное перераспределение фильтрационных потоков в объеме пласта за счет повышенной вязкости закачиваемых суспензий с образованием набухшего размываемого осадка. Воздействие на пласт с целью регулирования разработки нефтяного месторождения осуществляется в результате протекания следующих процессов. При совместной закачке водного раствора полимера и смешенных дисперсных глинисто-песочных частиц происходит существенное увеличение стабильности суспензии и значительное увеличение ее вязкости. Стабилизированная полимером более стойкая суспензия смеси дисперсных частиц способна фильтроваться в объем пласта только по промытым каналам и трещинам, в том числе и образованных после гидравлического разрыва пласта - ГРП, не осаждаясь на забое скважины, так как процесс осадкообразования и набухания происходит за 12-24 часа после начала закачки. При этом за счет перекрытия промытых каналов и трещин стабилизированной полимером суспензии происходит перераспределение фильтрационных потоков и подключение к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.The proposed set of features of the developed method provides an effective redistribution of filtration flows in the reservoir volume due to the increased viscosity of the injected suspensions with the formation of a swollen eroded sediment. The impact on the reservoir in order to regulate the development of the oil field is carried out as a result of the following processes. With the joint injection of an aqueous polymer solution and mixed dispersed clay-sand particles, a significant increase in the stability of the suspension and a significant increase in its viscosity occur. A polymer-stabilized, more stable suspension of a mixture of dispersed particles can be filtered into the reservoir volume only through washed channels and fractures, including those formed after hydraulic fracturing — hydraulic fracturing, without precipitating at the bottom of the well, as the process of sedimentation and swelling takes 12-24 hours after the start of the download. At the same time, due to the overlapping of the washed channels and cracks of the polymer stabilized suspension, the redistribution of filtration flows and the formation of stagnant and weakly drained formation zones occur.
Использование разработанного способа позволяет эффективно регулировать разработку нефтяных месторождений с целью увеличения нефтеотдачи пластов.Using the developed method allows you to effectively regulate the development of oil fields in order to increase oil recovery.
Предложенный способ может быть использован для воздействия на пласты с различными коллекторскими свойствами, включая в первую очередь трещиноватые и (или) пористые с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП, за счет этого достигается более равномерное вытеснение нефти из пласта, что способствует увеличению нефтеотдачи.The proposed method can be used to act on formations with different reservoir properties, including primarily fractured and (or) porous with artificially created cracks after hydraulic fracturing - hydraulic fracturing, due to this a more uniform displacement of oil from the reservoir is achieved, which increases oil recovery .
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011150772/03A RU2507386C2 (en) | 2011-12-13 | 2011-12-13 | Method of increasing oil recovery of fractured and porous beds with induced fractures after breakdown |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011150772/03A RU2507386C2 (en) | 2011-12-13 | 2011-12-13 | Method of increasing oil recovery of fractured and porous beds with induced fractures after breakdown |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2011150772A RU2011150772A (en) | 2013-06-20 |
RU2507386C2 true RU2507386C2 (en) | 2014-02-20 |
Family
ID=48785126
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011150772/03A RU2507386C2 (en) | 2011-12-13 | 2011-12-13 | Method of increasing oil recovery of fractured and porous beds with induced fractures after breakdown |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2507386C2 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2605218C2 (en) * | 2014-11-06 | 2016-12-20 | Дамир Мидхатович Сахипов | Method of increasing oil recovery of fractured, well permeable, average-permeable porous beds and beds with artificially created cracks after hydraulic fracturing-fhf |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN113283197B (en) * | 2021-06-10 | 2022-04-05 | 西南石油大学 | Sand feeding parameter design method based on complex fracture width distribution |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1501596A1 (en) * | 1987-02-02 | 1991-04-23 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Oilfield development method |
RU1778280C (en) * | 1990-03-05 | 1992-11-30 | Aol l. Газизов, И0Г. Нигматуллин, И.Л. Ефремов, A.l J. Сыртланов и Э.Г„ Гирфанов | Method for development of heterogeneous oil formation |
RU2276258C2 (en) * | 2004-03-23 | 2006-05-10 | Алексей Васильевич Сорокин | Method for hydraulic reservoir fracturing |
US20070026791A1 (en) * | 2000-09-06 | 2007-02-01 | Eric Inselberg | Method and apparatus for interactive audience participation at a live entertainment event |
US20080011068A1 (en) * | 2006-07-14 | 2008-01-17 | Richard Lee Lewis | Apparatus and method of making and using the apparatus for adjusting engine valves |
RU2398102C1 (en) * | 2009-10-08 | 2010-08-27 | Дамир Мидхатович Сахипов | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr |
EP1977080B1 (en) * | 2005-12-07 | 2010-09-29 | Services Pétroliers Schlumberger | Method to improve the injectivity of fluids and gases using hydraulic fracturing |
-
2011
- 2011-12-13 RU RU2011150772/03A patent/RU2507386C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1501596A1 (en) * | 1987-02-02 | 1991-04-23 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Oilfield development method |
RU1778280C (en) * | 1990-03-05 | 1992-11-30 | Aol l. Газизов, И0Г. Нигматуллин, И.Л. Ефремов, A.l J. Сыртланов и Э.Г„ Гирфанов | Method for development of heterogeneous oil formation |
US20070026791A1 (en) * | 2000-09-06 | 2007-02-01 | Eric Inselberg | Method and apparatus for interactive audience participation at a live entertainment event |
RU2276258C2 (en) * | 2004-03-23 | 2006-05-10 | Алексей Васильевич Сорокин | Method for hydraulic reservoir fracturing |
EP1977080B1 (en) * | 2005-12-07 | 2010-09-29 | Services Pétroliers Schlumberger | Method to improve the injectivity of fluids and gases using hydraulic fracturing |
US20080011068A1 (en) * | 2006-07-14 | 2008-01-17 | Richard Lee Lewis | Apparatus and method of making and using the apparatus for adjusting engine valves |
RU2398102C1 (en) * | 2009-10-08 | 2010-08-27 | Дамир Мидхатович Сахипов | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2605218C2 (en) * | 2014-11-06 | 2016-12-20 | Дамир Мидхатович Сахипов | Method of increasing oil recovery of fractured, well permeable, average-permeable porous beds and beds with artificially created cracks after hydraulic fracturing-fhf |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2011150772A (en) | 2013-06-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2398102C1 (en) | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr | |
AU2010281809B2 (en) | Organic salts for reducing stone permeabilities | |
RU2581070C1 (en) | Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir | |
RU2507386C2 (en) | Method of increasing oil recovery of fractured and porous beds with induced fractures after breakdown | |
RU2483092C1 (en) | Composition of polysaccharide gel for killing of high-temperature wells | |
RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
RU2558565C1 (en) | Oil production increase method | |
RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
RU2605218C2 (en) | Method of increasing oil recovery of fractured, well permeable, average-permeable porous beds and beds with artificially created cracks after hydraulic fracturing-fhf | |
RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
RU2719699C1 (en) | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability | |
RU2256787C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of bed in conjunction with isolation of water influxes in product wells with use of gel-forming liquids on hydrocarbon and water bases | |
RU2396419C1 (en) | Method for isolation of water production to producing oil wells | |
RU2302519C2 (en) | Method for watered non-uniform oil reservoir permeability treatment | |
RU2346151C1 (en) | Oil minefield development control method (versions) | |
RU2322582C2 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
RU2639339C1 (en) | Polymer composition for controling development of oil and gas fields | |
RU2530007C2 (en) | Method of oil pool development | |
RU2553816C1 (en) | Gelling composition, dry mixture and methods of its preparation | |
RU2215870C2 (en) | Composition for oil recovery from nonuniform oil formation | |
RU2383725C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
RU2391489C2 (en) | Method of formation absorption zone isolation | |
RU2770192C1 (en) | Acid composition for treatment of the bottomhole zone of a high-temperature carbonate reservoir | |
RU2267602C1 (en) | Oil reservoir development method | |
RU2736671C1 (en) | Blocking hydrophobic-emulsion solution with marble chips |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151214 |