RU2011807C1

RU2011807C1 - Method for petroleum deposit working

Info

Publication number: RU2011807C1
Authority: RU
Inventors: В.П. Сонич; В.М. Ильин; И.А. Кравченко; Б.Н. Татаринов; Э.С. Хайров; В.В. Тихонов; А.А. Сатдрединов; В.Г. Рачков
Original assignee: Сонич Владимир Павлович; Кравченко Игорь Анатольевич
Priority date: 1990-04-21
Filing date: 1990-04-21
Publication date: 1994-04-30

Abstract

FIELD: petroleum industry. SUBSTANCE: aqueous solution of carboxymethylcellulose is pumped into petroleum stratum. The process is followed by pumping 12-24% solution of hydrochloric acid and 5-15% aqueous solution of non-ionogenic surface active substance into it. Summary volume of these solutions is 60-250 m³/m. EFFECT: improves efficiency of the method. 2 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей. The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for developing oil deposits.

Известен способ разработки нефтяной залежи заводнением, включающий отбор нефти добывающими скважинами и закачку воды в нагнетательные скважины. A known method of developing an oil reservoir by water flooding, including the selection of oil by producing wells and pumping water into injection wells.

Недостатком этого способа являются невысокие значения охвата воздействием и коэффициента вытеснения нефти, в результате чего значительная часть запасов не извлекается. The disadvantage of this method is the low values of exposure coverage and oil displacement coefficient, as a result of which a significant part of the reserves is not recoverable.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки в нагнетательные скважины воды с добавками поверхностно-активных веществ (ПАВ). A known method for the development of oil deposits by injecting water into injection wells with the addition of surface-active substances (surfactants).

Недостатками этого способа являются высокая величина адсорбции ПАВ на породе, значительная чувствительность к качеству воды и низкая величина увеличения нефтеотдачи пластов. The disadvantages of this method are the high value of adsorption of surfactants on the rock, a significant sensitivity to water quality and a low magnitude of the increase in oil recovery.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому, взятым за прототип, является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водного раствора карбоксиметилцеллюлозы и отбор нефти через добывающие скважины. The closest technical solution to the proposed one, taken as a prototype, is a method of developing an oil reservoir, which includes injecting an aqueous solution of carboxymethyl cellulose into the formation and taking oil through production wells.

При вытеснении нефти из пласта водным раствором полимера даже при малых его концентрациях увеличение охвата заводнением достигается за счет повышения вязкости воды и снижения ее подвижности. When oil is displaced from the reservoir by an aqueous polymer solution, even at low concentrations, an increase in waterflood coverage is achieved by increasing the viscosity of the water and reducing its mobility.

Недостатком этого способа является низкий коэффициент заводнения и нефтеизвлечения, обусловленный малыми темпами разработки нефтяной залежи вследствие снижения нагнетания воды, вызванного ростом кажущейся вязкости системы в призабойных зонах. The disadvantage of this method is the low coefficient of water flooding and oil recovery, due to the low pace of development of the oil reservoir due to a decrease in water injection caused by an increase in the apparent viscosity of the system in the bottom-hole zones.

Целью изобретения является повышение коэффициента вытеснения нефти. The aim of the invention is to increase the coefficient of oil displacement.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе, включающем закачку в пласт водного раствора карбоксиметилцеллюлозы и отбор нефти через добывающие скважины, после закачки водного раствора карбоксиметилцеллюлозы в пласт закачивают оторочки 12-24% -ного водного раствора соляной кислоты и 5-15% -ного водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества суммарным объемом 60-250 м³/м мощности пласта.This goal is achieved by the fact that in the known method, which includes injecting an aqueous solution of carboxymethyl cellulose into a formation and oil extraction through production wells, after injecting an aqueous solution of carboxymethyl cellulose, the fringes of a 12-24% aqueous hydrochloric acid solution and 5-15% an aqueous solution of a nonionic surfactant with a total volume of 60-250 m ³ / m of reservoir power.

После закачки оторочки соляной кислоты образуется система полимер-кислота, которая в силу своих химических и реологических свойств способствует увеличению проницаемости малопроницаемых зон, а также за счет электроосмотического явления приводит к диффузии нефти из малопроницаемых зон в высокопроницаемые. Последующей закачкой НПАВ достигают доотмыв остаточной нефти. При этом образующиеся солянокислотные растворы ПАВ за счет полимера имеют улучшенные реологические свойства, что позволяет увеличить приемистость скважин, степень воздействия нагнетаемой воды и повысить нефтеотдачу пласта. After injection of the rim of hydrochloric acid, a polymer-acid system is formed, which, due to its chemical and rheological properties, increases the permeability of low-permeability zones, and also leads to the diffusion of oil from low-permeability zones to highly permeable ones due to the electroosmotic phenomenon. Subsequent injection of nonionic surfactants reaches the washing out of residual oil. At the same time, the resulting hydrochloric acid surfactant solutions due to the polymer have improved rheological properties, which allows to increase the injectivity of wells, the degree of impact of injected water and to increase oil recovery.

Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.

Залежь разбуривают добывающими и нагнетательными скважинами, например, по площадной схеме. После разбуривания участков в нагнетательные скважины производят закачку воды, затем оторочек водного раствора карбоксиметилцеллюлозы, водного раствора кислоты и водного раствора НПАВ. Количество и объем закачиваемых оторочек полимера, кислоты и НПАВ определяют при проведении технико-экономических расчетов, они зависят от свойств пластовой нефти (вязкости) и нефтенасыщенной породы: проницаемости, неоднородности, процентного содержания глин и т. д. После прекращения закачки реагентов переходят на последующее заводнение. The deposit is drilled with producing and injection wells, for example, according to the areal scheme. After drilling the sections into the injection wells, water is injected, then the rims of the aqueous carboxymethyl cellulose solution, the aqueous acid solution and the aqueous nonionic surfactant solution. The number and volume of injected polymer rims, acids and nonionic surfactants is determined during technical and economic calculations, they depend on the properties of the reservoir oil (viscosity) and oil-saturated rock: permeability, heterogeneity, percentage of clay, etc. After the injection is stopped, the reagents proceed water flooding.

Эффективность предлагаемого способа исследована в лабораторных условиях на модели пласта Самотлорского месторождения. The effectiveness of the proposed method was studied in laboratory conditions on a model of the Samotlor field reservoir.

П р и м е р. Эксперимент проводили на модели пласта применительно к условиям Самотлорского месторождения. PRI me R. The experiment was carried out on a reservoir model in relation to the conditions of the Samotlor field.

Определение вытесняющих свойств рабочих составов оторочек по предлагаемому способу проводят на линейных моделях слоисто-неоднородного пласта в соответствии с методикой определения коэффициентов вытеснения нефти водой в лабораторных условиях по ОСТ 39-195-86. Determination of the displacing properties of the working compositions of rims according to the proposed method is carried out on linear models of a layered heterogeneous formation in accordance with the methodology for determining the coefficients of oil displacement by water in laboratory conditions according to OST 39-195-86.

Проницаемость модели составляла 0,267 мкм², пористость 24,1% . Опыты проводились при 70^оС. Вязкость нефти при этой температуре составляла 1,2 мПа˙с.The permeability of the model was 0.267 μm ² , porosity 24.1%. The experiments were conducted at ⁷⁰ ° C oil viscosity at this temperature was 1.2 mPa˙s.

В опытах по заводнению через модель фильтровалось 4 поровых объема воды. In water flooding experiments, 4 pore volumes of water were filtered through a model.

В опытах с закачкой оторочек загущенной воды предварительно через модель фильтровалось 0,5 объема пор, затем оторочка реагента объемом 0,3 объема пор и затем через модель профильтровывалось еще 3 поровых объема воды. Результаты экспериментов приведены в табл. 1. In experiments with the injection of rims of thickened water, 0.5 pore volumes were preliminarily filtered through the model, then the rim of the reagent with a volume of 0.3 pore volumes, and then 3 more pore volumes of water were filtered through the model. The experimental results are given in table. 1.

Из данных, приведенных в табл. 1, видно, что способ разработки нефтяной залежи, основанный на закачке в пласт оторочек полимера, кислоты, значительно увеличивает коэффициент вытеснения нефти. From the data given in table. 1, it can be seen that the method of developing an oil deposit, based on the injection of polymer rims, acids, significantly increases the oil displacement coefficient.

Для проверки технологической эффективности предложенного способа проведен ряд промысловых экспериментов, результаты которых приведены в табл. 2. To verify the technological effectiveness of the proposed method, a number of field experiments were carried out, the results of which are given in table. 2.

При реализации способа, исходя из требования воздействия непосредственно на пласт, выхода за пределы воронки депрессии, оптимальным объемом закачки оторочек кислоты и ПАВ следует считать 60-250 м³ в зависимости от мощности пласта, его пористости, содержания, кислоторастворимых минералов.When implementing the method, based on the requirement of directly affecting the formation, going beyond the limits of the depression funnel, the optimal injection volume of acid rims and surfactants should be considered 60-250 m ³ depending on the thickness of the formation, its porosity, content, and acid-soluble minerals.

По результатам лабораторных исследований, подтвержденных промысловым экспериментом, оптимальная эффективность достигается при закачке после полимера оторочек кислоты и ПАВ в следующих соотношениях, % : 1. Соляная кислота 12-24 2. Вода Остальное
1. Поверхностно-ак- тивное вещество 5-15 2. Вода Остальное
С целью определения наиболее эффективных объемов закачки кислоты и ПАВ проведен ряд лабораторных экспериментов с использованием оптимальных по концентрации составов.According to the results of laboratory studies confirmed by a field experiment, optimal efficiency is achieved when acid rims and surfactants are injected after polymer in the following proportions,%: 1. Hydrochloric acid 12-24 2. Water Else
1. Surfactant 5-15 2. Water Else
In order to determine the most effective volumes of acid and surfactant injection, a number of laboratory experiments were carried out using concentration-optimal compositions.

Результаты лабораторных экспериментов приведены в табл. 3. Закачанные объемы в таблице даются в пересчете на промысловые условия (в м³).The results of laboratory experiments are given in table. 3. Uploaded volumes in the table are given in terms of fishing conditions (in m ³ ).

По результатам исследований можно сделать вывод, что наиболее оптимальной является закачка растворов кислоты и ПАВ суммарным объемом 60-250 м³.According to the research results, it can be concluded that the most optimal is the injection of acid and surfactant solutions with a total volume of 60-250 m ³ .

Для повышения охвата пласта воздействием оторочек кислоты и ПАВ, довытеснения нефти из водопромытых зон предварительно закачивается оторочка полимера карбоксиметилцеллюлозы концентрацией 0,5-2% , объемом 100-250 м³.To increase the coverage of the formation by the action of acid rims and surfactants, and to replace oil from water-washed zones, a polymer rim of carboxymethyl cellulose with a concentration of 0.5-2% and a volume of 100-250 m ^{3 is} pre-pumped.

Применение предложенного способа на Ласьеганском месторождении позволяет увеличить нефтеотдачу пластов на 3-10% по сравнению с прототипом при равных объемах закачки. The application of the proposed method at the Lasieganskoye field allows to increase oil recovery by 3-10% compared with the prototype with equal injection volumes.

Claims

METHOD FOR DEVELOPING AN OIL DEPOSIT, which includes injecting an aqueous solution of carboxymethyl cellulose into the formation and taking oil through production wells, characterized in that, in order to increase the oil displacement rate, rims of a 12-24% aqueous hydrochloric acid solution are pumped into the formation after injecting an aqueous solution of carboxymethyl cellulose and a 5-15% aqueous solution of a nonionic surfactant with a total volume of 60-250 m ³ / m, depending on the thickness of the formation.