RU2743744C1 - Method of developing an oil deposite - Google Patents
Method of developing an oil deposite Download PDFInfo
- Publication number
- RU2743744C1 RU2743744C1 RU2020115307A RU2020115307A RU2743744C1 RU 2743744 C1 RU2743744 C1 RU 2743744C1 RU 2020115307 A RU2020115307 A RU 2020115307A RU 2020115307 A RU2020115307 A RU 2020115307A RU 2743744 C1 RU2743744 C1 RU 2743744C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- injection
- composition
- wells
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 55
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 55
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 44
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 17
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M sodium hydroxide Inorganic materials [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 13
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims abstract description 7
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 6
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 claims abstract description 3
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims abstract description 3
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 239000000344 soap Substances 0.000 claims abstract 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 27
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 6
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 claims description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 9
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 25
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 9
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 4
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 4
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 4
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 4
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 description 4
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 3
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 3
- 239000007863 gel particle Substances 0.000 description 3
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 3
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 229940037003 alum Drugs 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 2
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 2
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 2
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 2
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 2
- 101100273988 Neurospora crassa (strain ATCC 24698 / 74-OR23-1A / CBS 708.71 / DSM 1257 / FGSC 987) paa-3 gene Proteins 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000012670 alkaline solution Substances 0.000 description 1
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000010382 chemical cross-linking Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 229910052681 coesite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052906 cristobalite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 229920000578 graft copolymer Polymers 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 229920002239 polyacrylonitrile Polymers 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000019351 sodium silicates Nutrition 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 1
- 229910052682 stishovite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052905 tridymite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИFIELD OF TECHNOLOGY
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для повышения эффективности разработки нефтяных залежей путем перевода добывающих скважин в нагнетательные, в том числе и на истощенных месторождениях, как с терригенными, так и с карбонатными коллекторами.The invention relates to the oil industry and can be used to improve the efficiency of the development of oil deposits by transferring production wells to injection wells, including in depleted fields, both with terrigenous and carbonate reservoirs.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИLEVEL OF TECHNOLOGY
Известен способ, основанный на периодическом нагнетании рабочего агента в нагнетательные скважины, в качестве которых используют часть добывающих скважин на поздней стадии разработки залежи путем их перевода в нагнетательные, раскрытый в RU 2483201 C1,опубл. 27.05.2013.There is a known method based on periodic injection of a working agent into injection wells, which are used as part of production wells at a late stage of reservoir development by transferring them to injection wells, disclosed in RU 2483201 C1, publ. 05/27/2013.
К недостаткам способа можно отнести: его ограниченность в применении, а именно предложенный способ может быть использован преимущественно при разработках нефтяных залежей, имеющих низкое пластовое давление (менее 2,5 МПа); длительность нагнетания рабочего агента, в течение нескольких месяцев; увеличение давления может спровоцировать прорыв рабочего агента в соседние скважины; длительность нагнетания рабочего агента, в качестве рабочего агента используется подтоварная вода, может спровоцировать увеличение обводнение продукции.The disadvantages of the method include: its limited application, namely, the proposed method can be used mainly in the development of oil deposits with low reservoir pressure (less than 2.5 MPa); the duration of the pumping of the working agent, for several months; an increase in pressure can provoke a breakthrough of the working agent into adjacent wells; the duration of the injection of the working agent, produced water is used as the working agent, can provoke an increase in the watering of the product.
Также, из уровня техники известен способ перевода добывающей скважины в нагнетательную раскрытый в RU 2142047 С1, опубл. 27.11.1999, включающий определение проницаемости участков продуктивного интервала, заполнение скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, проведение технологической выдержки, промывают скважину жидкостью глушения, поднимают насосное оборудование, проводят перфорацию скважины, имплозионное воздействие и освоение скважины.Also, from the prior art, a method is known for converting a production well into an injection well disclosed in RU 2142047 C1, publ. 11/27/1999, including the determination of the permeability of the sections of the productive interval, filling the well with a solvent of asphalt-resin-paraffin deposits, conducting technological exposure, flushing the well with killing fluid, raising the pumping equipment, perforating the well, imploding and developing the well.
Основным недостатком указанного способа является значительные энергетические затраты и трудоемкость технологического процесса, что как следствие, увеличивает временной интервал обработки скважины при недостаточном технологическом эффекте.The main disadvantage of this method is significant energy consumption and labor intensity of the technological process, which, as a result, increases the time interval for well treatment with insufficient technological effect.
Кроме того, из уровня техники известен способ разработки нефтяной залежи, раскрытый в RU 2266397 C1,опубл. 20.12.2005, прототип. Способ основанна переводе обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, при этом среди добывающих скважин выбирают по крайне мере одну добывающую скважину, имеющую наименьший дебит по сравнению с другими добывающими скважинами данного участка пласта, и переводят ее в нагнетательную причем до перевода выполняют очистку призабойной зоны этой скважины, одновременно с закачкой рабочего агента через эту дополнительную нагнетательную скважину, осуществляют вибровоздействие на пласт, при этом суммарное увеличение отбора нефти из добывающих скважин данного участка пласта принимают равным объему рабочего агента, закачиваемого в эту дополнительную нагнетательную скважину.In addition, the prior art known method for the development of oil deposits, disclosed in RU 2266397 C1, publ. 20.12.2005, prototype. The method is based on the transfer of watered production wells to injection wells, while among the production wells, at least one production well is selected that has the lowest flow rate in comparison with other production wells of a given section of the formation, and it is transferred to an injection well, and before the transfer, the bottomhole zone of this well is cleaned, Simultaneously with the injection of the working agent through this additional injection well, vibration is applied to the formation, while the total increase in oil withdrawal from the production wells of this section of the formation is taken equal to the volume of the working agent injected into this additional injection well.
Недостатком этого способа является относительно высокая сложность обработки, т.к. требуется обязательная очистка призабойной зоны скважин, а также закачка рабочего агента совмещается с вибровоздействием на данный участок пласта, т.е. способ требует дополнительного оборудования для вибровоздействия. Кроме того, указанный способ не исключает риски снижения суммарного дебита по участку, а также требуется смена типоразмера скважинных насосных установок и увеличение глубины спуска насосов. Перечисленные недостатки способа негативно сказываются на эффективности разработки нефтяных залежей.The disadvantage of this method is the relatively high complexity of processing, because mandatory cleaning of the bottomhole zone of the wells is required, as well as the injection of the working agent is combined with vibration action on this section of the formation, i.e. the method requires additional equipment for vibration exposure. In addition, this method does not exclude the risks of a decrease in the total flow rate for the area, and it also requires a change in the size of the downhole pumping units and an increase in the pump running depth. The listed disadvantages of the method negatively affect the efficiency of the development of oil deposits.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯDISCLOSURE OF THE INVENTION
Задачей заявленного изобретения является повышение эффективности разработки нефтяных залежей с терригенными и карбонатными продуктивными пластами при снижении материальных затрат.The objective of the claimed invention is to improve the efficiency of the development of oil deposits with terrigenous and carbonate reservoirs while reducing material costs.
Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи продуктивных пластов при исключении увеличения обводненности добывающих скважин по участку и непроизводительной фильтрации воды, снижение энергетических затрат и трудоемкости технологического процесса.The technical result of the invention is to increase the oil recovery of productive formations while eliminating the increase in water cut of the producing wells in the area and unproductive filtration of water, reducing energy costs and labor intensity of the technological process.
Указанный технический результат достигается за счет того, что способ разработки нефтяной залежи в условиях заводнения включает закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, причем, среди добывающих скважин выбирают, по крайней мере, одну скважину в ряду скважин с наименьшим дебитом: при снижении в ней пластового давления в 2 раза, и /или с увеличенной обводненностью до 99%, и/или с целью увеличения дебита нефти в ней, и переводят по крайней мере одну выбранную добывающую скважину в нагнетательную. При этом в пласт закачивают через по крайней мере одну переведенную в нагнетательную скважину по крайней мере один цикл оторочек с буферной жидкостью (БЖ), содержащих по крайней мере две следующие последовательно закачиваемые оторочки: оторочку подмыльного щелока (ПЩ) и по крайней мере одну оторочку потокоотклоняющего состава (ПОС), содержащего реагент, выбранный из группы: полимердисперсный состав (ПДС),вязкоупругий состав (ВУС), сшитый полимерный состав (СПС), гелеобразующие составы (ГОС), полимер-гелевые системы (ПГС).The specified technical result is achieved due to the fact that the method of developing an oil reservoir under waterflooding conditions includes pumping a working agent into injection wells and withdrawing oil from production wells, and, among the production wells, at least one well is selected in the row of wells with the lowest flow rate: when the reservoir pressure is reduced in it by 2 times, and / or with an increased water cut up to 99%, and / or in order to increase the oil flow rate in it, and at least one selected production well is transferred to an injection well. At the same time, at least one cycle of slugs with a buffer fluid (BF) containing at least two following sequentially injected slugs is injected into the formation through at least one transferred to the injection well and at least one slug of the diverting fluid. composition (POS) containing a reagent selected from the group: polymer-dispersed composition (PDS), viscoelastic composition (VUS), cross-linked polymer composition (SPS), gel-forming compositions (GOS), polymer-gel systems (PGS).
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯCARRYING OUT THE INVENTION
Для осуществления способ разработки нефтяной залежи в условиях заводнения сначала осуществляют закачку рабочего агента (вода) в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. Далее среди добывающих скважин выбирают, по крайней мере, одну скважину в ряду скважин с наименьшим дебитом: при снижении в ней пластового давления в 2 раза, и /или с увеличенной обводненностью до 99%, и/или с целью увеличения дебита нефти в ней, и переводят по крайней мере одну выбранную добывающую скважину в нагнетательную. Затем через по крайней мере одну переведенную скважину в пласт закачивают по крайней мере один цикл оторочек с продавливанием каждой оторочки БЖ (буферная вода или нефть), причем в каждом цикле закачивают содержащих по крайней мере две следующие последовательно закачиваемые оторочки в следующей последовательности реагентов: 1 оторочка это закачка ПЩ, после закачки она проталкивается БЖ,2 оторочка – закачивают по крайней мере одну оторочку ПОС, т.е. закачивают одну оторочку ПОС или несколько оторочек ПОС, при этом после каждой закачки оторочки ПОС, ее продавливают БЖ.To implement the method of developing an oil reservoir under waterflooding conditions, first, a working agent (water) is injected into injection wells and oil is withdrawn from production wells. Further, among the production wells, at least one well is selected in the row of wells with the lowest flow rate: when the reservoir pressure in it decreases by 2 times, and / or with an increased water cut to 99%, and / or in order to increase the oil flow rate in it, and transferring at least one selected production well to an injection well. Then, through at least one converted well, at least one cycle of rims is injected into the formation with the pushing of each rim of BZ (buffer water or oil), and in each cycle, at least two consecutively injected rims are injected in the following sequence of reagents: 1 rim this is injection of the PS, after injection it is pushed by the BZ, 2 rims - at least one rim of the POS is injected, i.e. one POS rim or several POS rims are injected, and after each injection of the POS rim, it is pushed by the BZ.
Применяют ПЩ следующего состава, мас. %: жирные кислоты – (0,15-5,50), каустическая сода – (0,14-5,50), кальцинированная сода – (0,8-10,00), вода – остальное.PSH is used with the following composition, wt. %: fatty acids - (0.15-5.50), caustic soda - (0.14-5.50), soda ash - (0.8-10.00), water - the rest.
В качестве потокоотклоняющего состава применяют состав, выбранный из группы: ПДС, ВУС, СПС, ГОС, ПГС. As a flow-diverting composition, a composition selected from the group is used: PDS, VUS, SPS, GOS, PGS.
В качестве полимеров в указанных составах могут применяться водорастворимые или водонабухающие полиакриламиды (-CH2CHCONH2-)n, гидролизованные полиакрилонитрилы (-CH2-CH(CN)-)n , водорастворимые полимеры на основе целлюлозы (C6H10O5)n, ксантановые смолы (C35H49O29)n, . Используют и водный щелочной раствор силикатов натрия Na2O(SiO2)n и (или) калия K2O(SiO2)n (жидкое стекло), которые при взаимодействии с кислыми агентами образуют золь, переходящий со временем в гель. Для сшивки полимеров в сетчатую гелевую структуру используются ионы поливалентных металлов (Cr, Fe, Zr и т.п.), причем наиболее часто применяют ацетат хрома Cr(CH3COO)3•6H2O или квасцы хрома KCr(SO4)2*12H2O .Water-soluble or water-swellable polyacrylamides (-CH 2 CHCONH 2 -) n , hydrolyzed polyacrylonitriles (-CH 2 -CH (CN) -) n , water-soluble polymers based on cellulose (C 6 H 10 O 5 ) n, xanthan gums (C 35 H 49 O 29 ) n,. An aqueous alkaline solution of sodium silicates Na 2 O (SiO 2 ) n and (or) potassium K2O (SiO2) n (water glass) is also used, which, when interacting with acidic agents, form a sol that turns into a gel over time. For crosslinking polymers into a network gel structure, ions of polyvalent metals (Cr, Fe, Zr, etc.) are used, with the most commonly used chromium acetate Cr (CH3COO) 3 • 6H2O or chromium alum KCr (SO 4 ) 2 * 12H2O.
В качестве ПДС, используют смесь компонентов, состоящую из водного раствора частично-гидролизованного полиакриламида, водной глинистой суспензии, сшивающего агента в воде, например, в мас. %:As PDS, a mixture of components is used, consisting of an aqueous solution of partially hydrolyzed polyacrylamide, an aqueous clay suspension, a crosslinking agent in water, for example, in wt. %:
• 0,1 -0,2 полиакриламид в воде;• 0.1-0.2 polyacrylamide in water;
• 0,05 -0,10 ацетата хрома в воде;• 0.05 -0.10 chromium acetate in water;
• 2-4 глинопорошок для буровых растворов в воде;• 2-4 clay powder for drilling fluids in water;
ПДС представляет собой осадко-гелеобразующий состав, добавка полимера к дисперсии минеральных частиц позволяет увеличить объем осадка, улучшить сцепление минеральных частиц между собой и с поверхностью породы. При закачке ПДС сшивающий агент внедряется в частички ПАА и дисперсные частицы бентонита. Закачиваемые или находящиеся в пласте частицы глинистой суспензии также взаимодействуют со свободными функциональными группами ПАА. Происходит процесс флокуляции и сшивки с образованием сшитой полимердисперсной системы в высокопроницаемых зонах пласта, что приводит к перераспределению фильтрационных потоков и последующее нагнетание воды способствует извлечению нефти из низкопроницаемых зон пласта. Закачка сшивающего агента с буферным объемом воды модифицирует поверхность пористой среды, что способствует более полному взаимодействию всей системы. Уменьшение проводимости промытых зон ограничивает движение вод в пласте, снижает затраты энергии на их непроизводительное перемещение по пласту и увеличивает долю нефти в отбираемой продукции. PDS is a sediment-gel-forming composition, the addition of a polymer to the dispersion of mineral particles makes it possible to increase the volume of sediment, improve the adhesion of mineral particles to each other and to the rock surface. When the PDS is injected, the crosslinking agent is introduced into the PAA particles and dispersed bentonite particles. The particles of the clay suspension injected or in the formation also interact with the free functional groups of the PAA. The process of flocculation and crosslinking occurs with the formation of a crosslinked polymer-dispersed system in high-permeability zones of the formation, which leads to a redistribution of filtration flows and subsequent water injection contributes to the extraction of oil from low-permeability zones of the formation. The injection of a crosslinking agent with a buffer volume of water modifies the surface of the porous medium, which contributes to a more complete interaction of the entire system. A decrease in the conductivity of the washed zones limits the movement of water in the reservoir, reduces the energy consumption for their unproductive movement through the reservoir and increases the proportion of oil in the withdrawn product.
СПС представляют собой гидрогели на основе водорастворимых полимеров, в частности полиакриламида, гидрогелиобразуются в результате протекания реакции химической сшивки макромолекул полимера в его водном растворе с помощью специальных реагентов-сшивателей, например, в мас. %:ATP are hydrogels based on water-soluble polymers, in particular polyacrylamide, hydrogels are formed as a result of the reaction of chemical crosslinking of polymer macromolecules in its aqueous solution using special crosslinking reagents, for example, in wt. %:
• 0,2 -0,4 полиакриламид в воде;• 0.2-0.4 polyacrylamide in water;
• 0,02 -0,04 квасцы хрома в воде;• 0.02 -0.04 chromium alum in water;
СПС представляют собой растворы медленно сшивающихся составов различной концентрации, которые при закачке способны проникать вглубь пласта на значительные расстояния и создавать в пластовых условиях потокоотклоняющие экраны с заданными факторами начального и остаточного сопротивлений, что способствует повышению нефтеотдачи и снижению обводненности скважины.SPS are solutions of slowly cross-linking compositions of various concentrations, which, when injected, are capable of penetrating deep into the reservoir for considerable distances and create flow deflection screens in reservoir conditions with specified factors of initial and residual resistance, which contributes to an increase in oil recovery and a decrease in well water cut.
ВУС это разновидность СПС. ВУС присутствуют только высокомолекулярные полимеры полиакриламида, содержащие привитые сополимеры целлюлозы и их концентрация в ВУС более высокая до 4 %, например, мас. %:VUS is a kind of ATP. VES contains only high molecular weight polyacrylamide polymers containing graft copolymers of cellulose and their concentration in VES is higher up to 4%, for example, wt. %:
• 2 -4 полиакриламид с молекулярной массой 12 - 24 млн. в воде;• 2-4 polyacrylamide with a molecular weight of 12-24 million in water;
• 0,02 -0,1 ацетата хрома в воде;• 0.02 -0.1 chromium acetate in water;
ВУС при закачке проявляет высокую селективность проникновения в высокопроницаемые пропластки проницаемостно-неоднородного пласта, а образовавшийся там гель имеет высокую вязкость с начальным напряжением сдвига. ВУС формирует в промытых высокопроницаемых пропластках нефтяного пласта гелевые экраны, тормозящие холостую фильтрацию через них закачиваемой воды, увеличивая нефтеотдачу.When injected, the VEG exhibits a high selectivity of penetration into highly permeable interlayers of a permeable-heterogeneous formation, and the gel formed there has a high viscosity with an initial shear stress. The VEG forms gel screens in the washed high-permeability interlayers of the oil reservoir, inhibiting idle filtration of the injected water through them, increasing oil recovery.
ГОС приставляет собой состав на основе силиката натрия (жидкого стекла), например, мас. %:GOS is a composition based on sodium silicate (water glass), for example, wt. %:
• 2-10 силикат натрия в воде;• 2-10 sodium silicate in water;
• 0,2-0,9 соляная кислота в воде;• 0.2-0.9 hydrochloric acid in water;
• 0,01 – 0,3 полиакриламид в воде;• 0.01 - 0.3 polyacrylamide in water;
При закачке ГОС осуществляется взаимодействие силиката натрия с кислыми агентами, в результате чего выделяется кремниевая кислота, образующая золь, переходящийсо временем в гель, который служит водоизолирующим материалом в промытых высокопроницаемых зонах пласта, что способствует повышению нефтеотдачи и снижению обводненности скважины.When injecting WGW, sodium silicate interacts with acidic agents, resulting in the release of silicic acid, which forms a sol, which turns into a gel over time, which serves as a water-insulating material in the washed high-permeability zones of the formation, which contributes to an increase in oil recovery and a decrease in well water cut.
ПГС представляют собой водные растворы водонабухающих полимеров различных марок при концентрации полимера 3 -10 мас. %, например: PGS are aqueous solutions of water-swellable polymers of various brands at a polymer concentration of 3-10 wt. %, eg:
• водонабухающий полимер марки ВНП имеет специфическое свойство расширяться со временем в пресной воде в 100 раз, а в пластовой воде – в 50-60 раз по объему. Процесс набухания и расширения ВНП не зависит от давления на него, также не влияет на него и температура, по крайней мере до 80ºС. По внешнему виду ВНП представляет собой гранулированный, неоднородный (комкообразный) порошок белого цвета Уровень рН 0,1%-го водного раствора составляет 7,7, условная вязкость (УВ) этого же раствора по ВП-5 – 19 с. Один грамм ВНП способен удерживать 100 г воды;• VNP water-swellable polymer has a specific property to expand over time in fresh water 100 times, and in formation water - 50-60 times in volume. The process of swelling and expansion of the GNP does not depend on the pressure on it, nor does the temperature affect it, at least up to 80 ° C. In appearance, VNP is a granular, inhomogeneous (lumpy) white powder.The pH level of a 0.1% aqueous solution is 7.7, the relative viscosity (HC) of the same solution according to VP-5 is 19 s. One gram of GNP can hold 100 g of water;
• водонабухающий полимер марки В-615 используют в концентрации (3 – 10)%, имеет водопоглощение в дистиллированной воде 600 г/г (600 г воды поглощается 1 гполимера марки В-615);• water-swellable polymer grade B-615 is used at a concentration of (3 - 10)%, has water absorption in distilled water of 600 g / g (600 g of water is absorbed by 1 g of polymer grade B-615);
• ПГС «Темпоскрин-Люкс» используют водонабухающий полимер со следующими свойствами: набухаемость – выше 200 мг/г, содержание гельфракции достигает 80-100 %, а скрин-фактор – более 10.• PGS "Temposcrin-Lux" use a water-swellable polymer with the following properties: swelling capacity - above 200 mg / g, the content of gel fraction reaches 80-100%, and the screen factor - more than 10.
ПГС при закачке благодаря дисперсной структуре геля, состоящего из множества мелких гелевых частиц размером от 0,2 до 4,0 мм, обладает высокой подвижностью и проникающей способностью по отношению к трещинам и крупным порам. Попадая в поровое пространство, гелевые частицы в минерализованной воде в условиях пласта увеличиваются в объеме и создают дополнительное сопротивление воде и способствуют увеличению охвата пласта заводнением. Однако гель не проникает в низкопроницаемые и гидрофобные участки пласта вследствие того, что размеры гелевых частиц больше, чем размеры пор таких пород. Гидрогели ПГС проявляют селективные свойства по отношению к углеводородам.During injection, the sandwich gas mixture has a high mobility and penetrating ability in relation to cracks and large pores due to the dispersed structure of the gel, which consists of many small gel particles with a size of 0.2 to 4.0 mm. Getting into the pore space, the gel particles in the saline water in the reservoir conditions increase in volume and create additional water resistance and contribute to an increase in the sweep of the reservoir by waterflooding. However, the gel does not penetrate into low-permeability and hydrophobic areas of the formation due to the fact that the size of the gel particles is larger than the pore size of such rocks. PGS hydrogels exhibit selective properties with respect to hydrocarbons.
Концентрации растворов реагентов и количество циклов предложенного способа берутся в зависимости от приемистости скважины и рассчитываются индивидуально для каждой скважины. Общий объем закачки реагентов по предложенному способу определяется исходя из приемистости и работающей толщины пласта. Оптимальный объем закачки на 1 метр работающей толщины без учета проводимости каналов принят 120-200 м3, получен на основе статистического анализа фактически проведенных обработок. Для учета различной проводимости работающих каналов, данный показатель умножается на удельную приемистость скважины, посчитанную как отношение приемистости скважины к давлению закачки. Полученный удельный объем закачки умножается на работающую толщину пласта.The concentration of reagent solutions and the number of cycles of the proposed method are taken depending on the injectivity of the well and are calculated individually for each well. The total volume of injection of reagents according to the proposed method is determined based on the injectivity and the working thickness of the formation. The optimal injection volume per 1 meter of the working thickness without taking into account the conductivity of the channels was taken as 120-200 m 3 , obtained on the basis of a statistical analysis of the actually carried out treatments. To take into account the different conductivity of the working channels, this indicator is multiplied by the specific injectivity of the well, calculated as the ratio of the injectivity of the well to the injection pressure. The resulting specific injection volume is multiplied by the working formation thickness.
Расчет общего объема V реагентов используемых в способе, рассчитывается по формуле:The calculation of the total volume V of the reagents used in the method is calculated by the formula:
V=(120÷200)*Hраб*(Q/Pзак), V = (120 ÷ 200) * H slave * (Q / P zak ),
где Q – приемистость скважины, Pзак - давление закачки, Hраб - работающая толщина пласта.where Q is the well injectivity, P zak is the injection pressure, H slave is the working formation thickness.
В скважину закачивают состав по крайней мере один цикл оторочек, при этом каждый цикл включает закачку по крайней мере двух реагентов через последовательные оторочки, при массовом содержании реагентов цикле закачки в масс. %: ПЩ – 1- 40; по крайней мере один ПОС– 60-99; БЖ – 0,1-1 (сверх 100 % после каждой оторочки). Далее по материалам заявки под массовым содержанием ПЩ и ПОС подразумевается их количественное содержание (в масс. %) от массового содержания реагентов в цикле закачки, а под массовым содержанием БЖ ее количественное содержание сверх 100 % (в масс. %) от массового содержания реагентов в цикле закачки.The composition of at least one cycle of slugs is injected into the well, and each cycle includes the injection of at least two reagents through successive slugs, with the mass content of the reagents in the injection cycle in bulk. %: PS - 1 - 40; at least one POS - 60-99; BZ - 0.1-1 (over 100% after each fringe). Further, according to the application materials, the mass content of PS and POS means their quantitative content (in wt%) of the mass content of reagents in the injection cycle, and by the mass content of BZ its quantitative content in excess of 100% (in mass%) of the mass content of reagents in injection cycle.
Пример конкретного выполнения. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками:An example of a specific implementation. An oil reservoir is being developed with the following characteristics:
- для карбонатных пластов: глубина залегания 950-1250 м, мощность нефтяных пластов 14,5 м, пластовое давление 10,7 МПа, пластовая температура 18oC, пористость 11-17%, проницаемость 111 мД, плотность нефти в поверхностных условиях 0,85 г/см3, вязкость нефти в пластовых условиях 13,6 мПа•с;- for carbonate reservoirs: depth of occurrence 950-1250 m, thickness of oil reservoirs 14.5 m, reservoir pressure 10.7 MPa, reservoir temperature 18 o C, porosity 11-17%, permeability 111 mD, oil density at surface conditions 0, 85 g / cm 3 , oil viscosity in reservoir conditions 13.6 mPa • s;
- для терригенных пластов: глубина залегания 1400-1500 м, мощность нефтяных пластов 6,7 м, пластовое давление 12,6 МПа, пластовая температура 22oC, пористость 16-21%, проницаемость 282 мД, плотность нефти в поверхностных условиях 0,88 г/см3, вязкость нефти в пластовых условиях 23,4 мПа•с.- for terrigenous formations: depth 1400-1500 m, thickness of oil formations 6.7 m, formation pressure 12.6 MPa, formation temperature 22 o C, porosity 16-21%, permeability 282 mD, oil density at surface conditions 0, 88 g / cm 3 , oil viscosity in reservoir conditions 23.4 mPa • s.
Отбирают нефть через 60 добывающих скважин и закачивают рабочий агент через 15 нагнетательных скважин. На поздней стадии разработки выделяют участок из 15 добывающих и 4 нагнетательных скважин. В двух добывающих скважинах обводненность добываемой продукции достигла 98,7 % и 99,1 %, в третьей добывающей скважине низкий дебит, дебит нефти упал на 96,6 т/сут. Эти скважины намечены к переводу в нагнетание.Oil is withdrawn through 60 production wells and a working agent is injected through 15 injection wells. At a later stage of development, a section of 15 production and 4 injection wells is identified. In two production wells, the water cut of the produced products reached 98.7% and 99.1%, in the third production well there is a low flow rate, the oil flow rate dropped by 96.6 tons / day. These wells are slated for injection.
Через первую выбранную для перевода под нагнетание добывающую скважину, закачивают реагенты по предложенному способу, в пять циклов:Through the first producing well selected for transfer to injection, reagents are injected according to the proposed method, in five cycles:
Каждый цикл осуществляют следующим образом: закачивают 1 масс. % ПМ, после чего продавливают БЖ в количестве 0,1 масс. %; далее закачивают ПДС в количестве 99 масс. % содержащий в масс. %: водный раствор ППА (марка Праестол 2507 КI) – 0,1 масс. %, водную суспензию глинопорошка для буровых растворов (марка ПБМВ)– 2 масс. %, 50% водный раствор соли (ацетата хрома –АХ)– 0,1 масс. %, вода (подтоварная вода – ППД) – остальное, после чего продавливают БЖ– 0,01 мас. %.Each cycle is carried out as follows: 1 mass is injected. % PM, after which BZ is pressed in an amount of 0.1 wt. %; then the PDS is injected in the amount of 99 mass. % containing in the mass. %: an aqueous solution of PPA (brand Praestol 2507 KI) - 0.1 wt. %, an aqueous suspension of clay powder for drilling fluids (grade PBMV) - 2 wt. %, 50% aqueous solution of salt (chromium acetate - AX) - 0.1 wt. %, water (bottom water - PPD) - the rest, after which the BZ is pressed through - 0.01 wt. %.
После пяти циклов давление закачки повысилось от 5 до 115 атм, что указывает на увеличение фильтрационного сопротивления обводненных высокопроницаемых зон пласта и перенаправление потоков. Проводят технологическую выдержку в течение 48 часов. Переходят к нагнетанию рабочего агента через скважину. Приемистость изменилась с 218 м3/сут до 102 м3/сут.After five cycles, the injection pressure increased from 5 to 115 atm, which indicates an increase in the filtration resistance of the flooded high-permeability zones of the formation and the redirection of flows. Technological exposure is carried out for 48 hours. Go to the injection of the working agent through the well. The injectivity changed from 218 m 3 / day to 102 m 3 / day.
Через вторую выбранную для перевода под нагнетание добывающую скважину, закачивают 1 цикл следующих реагентов: закачивают 20 мас. % ПМ, продавливают БЖ в количестве 0,5 масс. %, далее закачивают предоторочку СПС в количестве 20 мас. %, содержащий раствор ПАА– 0,2 масс. %, раствор сшивателя (АХ) – 0,03, вода – остальное, после чего продавливают БЖ в количестве 0,5 масс. %, далее закачивают основную оторочку СПС в количестве 60 мас. %, содержащий раствор ПАА– 0,2 масс. %, раствор сшивателя (АХ) – 0,03, вода – остальное, после чего продавливают БЖ в количестве 0,5 масс. %,.Through the second production well selected for transfer to injection, 1 cycle of the following reagents is injected: 20 wt. % PM, push BZ in an amount of 0.5 wt. %, then the prestage of the ATP is injected in an amount of 20 wt. % containing PAA solution - 0.2 wt. %, a solution of a crosslinker (AX) - 0.03, water - the rest, after which BZ is pressed in an amount of 0.5 wt. %, then the main slug of the ATP is injected in an amount of 60 wt. % containing PAA solution - 0.2 wt. %, a solution of a crosslinker (AX) - 0.03, water - the rest, after which BZ is pressed in an amount of 0.5 wt. % ,.
После закачки реагентов давление закачки повысилось от 50 до 110 атм, что указывает на увеличение фильтрационного сопротивления обводненных высокопроницаемых зон пласта и перенаправление потоков. Проводят технологическую выдержку в течение 48 часов. Переходят к нагнетанию рабочего агента через скважину. Приемистость изменилась с 201 м3/сут до 116 м3/сут.After the injection of the reagents, the injection pressure increased from 50 to 110 atm, which indicates an increase in the filtration resistance of the flooded high-permeability zones of the formation and the redirection of flows. Technological exposure is carried out for 48 hours. Go to the injection of the working agent through the well. The injectivity changed from 201 m3 / day to 116 m3 / day.
Через третью выбранную для перевода под нагнетание добывающую скважину, закачивают реагенты по предложенному способу в восемь циклов. Каждый цикл осуществляют следующим образом: закачивают 40 мас. %ПЩ, после чего продавливают БЖ в количестве 1 масс. %, далее закачивают состав ВУС в количестве 60 масс. % в количестве, содержащий раствор высокомолекулярного ПАА – 3 масс. %, раствор сшивателя (АХ) – 0,05, вода – остальное, после чего продавливают БЖ в количестве 1 мас. %.Through the third production well selected for transfer to injection, reagents are injected according to the proposed method in eight cycles. Each cycle is carried out as follows: 40 wt. % PS, after which BZ is pressed in an amount of 1 wt. %, then the VEG composition is injected in the amount of 60 mass. % in an amount containing a solution of high molecular weight PAA - 3 wt. %, a solution of a crosslinker (AX) - 0.05, water - the rest, after which BZ is pressed in an amount of 1 wt. %.
После восьми циклов закачки давление закачки повысилось от 5 до 110 атм, что указывает на увеличение фильтрационного сопротивления обводненных высокопроницаемых зон пласта и перенаправление потоков. Проводят технологическую выдержку в течение 48 часов. Переходят к закачке рабочего агента через скважину. Смешение закачанных жидкостей и гелеобразование происходят в отдаленных от призабойной зоны нагнетательной скважины участках пласта. Приемистость изменилась с 156 м3/сут до 90 м3/сут. Применение заявленного способа разработки за период одиннадцать месяцев позволило снизить обводненность на 3 – 30 % дополнительная добыча нефти составила 38054 т, что составило 49 % от общей добычи по участку.After eight injection cycles, the injection pressure increased from 5 to 110 atm, which indicates an increase in the filtration resistance of the flooded high-permeability zones of the formation and the redirection of flows. Technological exposure is carried out for 48 hours. Go to pumping the working agent through the well. Mixing of the injected fluids and gelation occur in areas of the formation remote from the bottomhole zone of the injection well. The injectivity has changed from 156 m3 / day to 90 m3 / day. Application of the claimed development method for a period of eleven months allowed to reduce the water cut by 3-30%, additional oil production amounted to 38,054 tons, which amounted to 49% of the total production in the area.
В таблице 1 приведены результаты экспериментов на одной скважине при различном массовом содержании реагентов в оторочках. Результаты актуальны для различных соотношений компонентов в ПОС и различных концентраций растворов компонентов в ПОСTable 1 shows the results of experiments on one well with different mass content of reagents in the rims. The results are relevant for various ratios of the components in the POS and various concentrations of the solutions of the components in the POS.
Применение заявленного способа позволит сократить материальные затраты за счет непроизводительной фильтрации воды и повысить эффективность технологического воздействия до 50%.Application of the claimed method will reduce material costs due to unproductive water filtration and increase the efficiency of technological impact up to 50%.
Изобретение было раскрыто выше со ссылкой на конкретный вариант его осуществления. Для специалистов могут быть очевидны и иные варианты осуществления изобретения, не меняющие его сущности, как она раскрыта в настоящем описании. Соответственно, изобретение следует считать ограниченным по объему только нижеследующей формулой изобретения.The invention has been disclosed above with reference to a specific embodiment. Other embodiments of the invention may be obvious to specialists without changing its essence, as it is disclosed in the present description. Accordingly, the invention should be considered limited in scope only by the following claims.
Таблица 1Table 1
1. ПЩ
2. БЖ
3. ПДС
4. БЖCycle I:
1. PS
2. BZ
3. PDS
4. BZ
0,1
99
1one
0.1
99
one
1. ПЩ
2. БЖ
3. ПДС
4. БЖCycle I:
1. PS
2. BZ
3. PDS
4. BZ
0,5
80
0,820
0.5
80
0.8
1. ПЩ
2. БЖ
3. ПДС
4. БЖCycle I:
1. PS
2. BZ
3. PDS
4. BZ
0,7
60
0,540
0.7
60
0.5
1. ПЩ
2. БЖ
3. ПДС
4. БЖ
5. СПС
6. БЖCycle I:
1. PS
2. BZ
3. PDS
4. BZ
5. PCA
6. BZ
0,5
40
0,6
40
0,620
0.5
40
0.6
40
0.6
1. ПЩ
2. БЖ
3. ПДС
4. БЖ
5. СПС
6. БЖ
Цикл II:
1. ПЩ
2. БЖ
3. ПДС
4. БЖCycle I:
1. PS
2. BZ
3. PDS
4. BZ
5. PCA
6. BZ
Cycle II:
1. PS
2. BZ
3. PDS
4. BZ
0,5
40
0,7
40
0,7
40
0,7
20
0,520
0.5
40
0.7
40
0.7
40
0.7
20
0.5
1. ПЩ
2. БЖ
3. ПДС
4. БЖ
5. СПС
6. БЖ
7. ВУС
8. БЖCycle I:
1. PS
2. BZ
3. PDS
4. BZ
5. PCA
6. BZ
7. VUS
8. BZ
0,5
20
0,3
20
0,3
20
0,340
0.5
20
0.3
20
0.3
20
0.3
1. ПЩ
2. БЖ
3. ПДС
4. БЖ
5. СПС
6. БЖ
7. ВУС
8. БЖ
9. ГОС
10. БЖCycle I:
1. PS
2. BZ
3. PDS
4. BZ
5. PCA
6. BZ
7. VUS
8. BZ
9. GOS
10. BZ
0,5
20
0,3
20
0,3
20
0,3
20
0,320
0.5
20
0.3
20
0.3
20
0.3
20
0.3
1. ПЩ
2. БЖ
3. ПДС
4. БЖ
Цикл I:
1. ПЩ
2. БЖ
3. ПДС
4. БЖCycle II:
1. PS
2. BZ
3. PDS
4. BZ
Cycle I:
1. PS
2. BZ
3. PDS
4. BZ
0,1
99
1
20
0,5
80
0,8one
0.1
99
one
20
0.5
80
0.8
1. ПЩ
2. БЖ
3. ПДС
4. БЖ
5. СПС
6. БЖ
7. ВУС
8. БЖ
9. ГОС
10. БЖ
11. ПГС
12. БЖCycle I:
1. PS
2. BZ
3. PDS
4. BZ
5. PCA
6. BZ
7. VUS
8. BZ
9. GOS
10. BZ
11. ASG
12. BZ
0,7
15
0,2
15
0,3
15
0,3
15
0,3
15
0,240
0.7
15
0.2
15
0.3
15
0.3
15
0.3
15
0.2
1. ПЩ
2. БЖ
3. ПДС
4. БЖ
Цикл II:
1. ПЩ
2. БЖ
3. ПДС
4. БЖ
5. СПС
6. БЖ
Цикл III:
1. ПЩ
2. БЖ
3. ПДС
4. БЖ
5. СПС
6. БЖ
7. ВУС
8. БЖ
Цикл IV:
1. ПЩ
2. БЖ
3. ПДС
4. БЖCycle I:
1. PS
2. BZ
3. PDS
4. BZ
Cycle II:
1. PS
2. BZ
3. PDS
4. BZ
5. PCA
6. BZ
Cycle III:
1. PS
2. BZ
3. PDS
4. BZ
5. PCA
6. BZ
7. VUS
8. BZ
Cycle IV:
1. PS
2. BZ
3. PDS
4. BZ
0,7
60
0,5
20
0,5
40
0,6
40
0,6
40
0,5
20
0,3
20
0,3
20
0,3
20
0,5
80
0,840
0.7
60
0.5
20
0.5
40
0.6
40
0.6
40
0.5
20
0.3
20
0.3
20
0.3
20
0.5
80
0.8
* содержание БЖ сверх 100 %* BZ content in excess of 100%
Claims (2)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020115307A RU2743744C1 (en) | 2020-04-30 | 2020-04-30 | Method of developing an oil deposite |
| PCT/RU2021/050041 WO2021221541A1 (en) | 2020-04-30 | 2021-02-17 | Method for developing an oil field |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020115307A RU2743744C1 (en) | 2020-04-30 | 2020-04-30 | Method of developing an oil deposite |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2743744C1 true RU2743744C1 (en) | 2021-02-25 |
Family
ID=74672796
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020115307A RU2743744C1 (en) | 2020-04-30 | 2020-04-30 | Method of developing an oil deposite |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2743744C1 (en) |
| WO (1) | WO2021221541A1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2815111C1 (en) * | 2023-07-27 | 2024-03-11 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II" | Polymer-dispersed composition for increasing coverage of non-uniform oil formation by flooding |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3111985A (en) * | 1960-03-25 | 1963-11-26 | Shell Oil Co | Secondary recovery method |
| US3185214A (en) * | 1958-03-04 | 1965-05-25 | Pure Oil Co | Recovery of oil from subterranean formations |
| RU2097543C1 (en) * | 1995-06-28 | 1997-11-27 | Владимир Владимирович Мазаев | Method of increasing permeability of beds |
| RU2136889C1 (en) * | 1996-02-05 | 1999-09-10 | Российский научно-исследовательский институт горноспасательного дела (РосНИИГД) | Method for fire suppression in dome of mine working |
| RU2159328C1 (en) * | 2000-05-19 | 2000-11-20 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи | Technique for isolation of highly penetrable intervals of seam in well |
| RU2266397C1 (en) * | 2004-05-19 | 2005-12-20 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании ВНК" ОАО "ТомскНИПИнефть ВНК" | Oil field development method |
| RU2007105424A (en) * | 2007-02-13 | 2008-09-10 | Сергей Владимирович Гусев (RU) | COMPOSITION FOR INCREASING OIL TRANSFER OF LAYERS |
-
2020
- 2020-04-30 RU RU2020115307A patent/RU2743744C1/en active
-
2021
- 2021-02-17 WO PCT/RU2021/050041 patent/WO2021221541A1/en active Application Filing
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3185214A (en) * | 1958-03-04 | 1965-05-25 | Pure Oil Co | Recovery of oil from subterranean formations |
| US3111985A (en) * | 1960-03-25 | 1963-11-26 | Shell Oil Co | Secondary recovery method |
| RU2097543C1 (en) * | 1995-06-28 | 1997-11-27 | Владимир Владимирович Мазаев | Method of increasing permeability of beds |
| RU2136889C1 (en) * | 1996-02-05 | 1999-09-10 | Российский научно-исследовательский институт горноспасательного дела (РосНИИГД) | Method for fire suppression in dome of mine working |
| RU2159328C1 (en) * | 2000-05-19 | 2000-11-20 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи | Technique for isolation of highly penetrable intervals of seam in well |
| RU2266397C1 (en) * | 2004-05-19 | 2005-12-20 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании ВНК" ОАО "ТомскНИПИнефть ВНК" | Oil field development method |
| RU2007105424A (en) * | 2007-02-13 | 2008-09-10 | Сергей Владимирович Гусев (RU) | COMPOSITION FOR INCREASING OIL TRANSFER OF LAYERS |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЭПОВ И.Н. Потокоотклоняющие технологии как метод увеличения нефтеотдачи в России и за рубежом, Опыт, актуальные проблемы и перспективы развития нефтегазового комплекса, Материалы международной научно-практической конференции обучающихся аспирантов и ученых, Том 2, Тюмень, Тюменский индустриальный университет - ТИУ, 2017, с. 310-312. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2815111C1 (en) * | 2023-07-27 | 2024-03-11 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II" | Polymer-dispersed composition for increasing coverage of non-uniform oil formation by flooding |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2021221541A1 (en) | 2021-11-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Abidin et al. | Polymers for enhanced oil recovery technology | |
| US4031958A (en) | Plugging of water-producing zones in a subterranean formation | |
| CN1064729A (en) | Increase the method that liquid hydrocarbon reclaims | |
| CN101798503A (en) | Novel polymeric oil-displacing agent for improving recovery ratio and application thereof | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| CN104277806A (en) | Oil displacement composition and preparation method and application thereof | |
| RU2528183C1 (en) | Method of oil pool development | |
| CN106522906A (en) | Application of welan gum for increasing recovery ratio in ultrahigh temperature oil reservoir oil displacement | |
| RU2743744C1 (en) | Method of developing an oil deposite | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| US20150267105A1 (en) | Anionic polysaccharide polymers for viscosified fluids | |
| RU2536070C1 (en) | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools | |
| RU2347896C1 (en) | Oil field development method | |
| CN106050197A (en) | Analysis method for oil enhancing production mechanism of weak-based ASP flooding | |
| RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
| RU2086757C1 (en) | Oil production method | |
| RU2383725C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU2136869C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2792491C1 (en) | Method for developing carbonate reservoir of vereiskian-bashkir targets | |
| RU2211317C1 (en) | Method of stimulation of oil pool with nonuniform reservoirs | |
| RU2266398C2 (en) | Reservoir oil recovery enhancement method | |
| RU2060374C1 (en) | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding | |
| RU2744325C1 (en) | Method for impact on bedding with inhomogeneous collectors | |
| US20230265749A1 (en) | Methodology to improve the efficiency of gravity drainage co2 gas injection processes |