RU2012789C1 - Method for mine development of oil field with nonuniform fractured reservoirs - Google Patents
Method for mine development of oil field with nonuniform fractured reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2012789C1 RU2012789C1 SU5017951A RU2012789C1 RU 2012789 C1 RU2012789 C1 RU 2012789C1 SU 5017951 A SU5017951 A SU 5017951A RU 2012789 C1 RU2012789 C1 RU 2012789C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- steam
- wells
- injected
- composition
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 45
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 45
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 22
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 21
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims abstract description 13
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims abstract description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 37
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 23
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 9
- DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L magnesium dichloride hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-] DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 9
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 claims description 4
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 2
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 2
- XYRAEZLPSATLHH-UHFFFAOYSA-N trisodium methoxy(trioxido)silane Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].CO[Si]([O-])([O-])[O-] XYRAEZLPSATLHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 24
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 abstract description 6
- 235000019795 sodium metasilicate Nutrition 0.000 abstract description 6
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 3
- 239000013078 crystal Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 238000005276 aerator Methods 0.000 description 4
- 230000003245 working effect Effects 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N Magnesium oxide Chemical compound [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 2
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000010425 asbestos Substances 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 229910052895 riebeckite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам шахтной разработки месторождений с высоковязкой нефтью. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for mine development of deposits with high viscosity oil.
Известен способ шахтной разработки нефтяного месторождения, включающий прогрев продуктивного пласта теплоносителем (паром), закачиваемым в нагнетательные скважины, расположенные вкрест простирания трещин, и отбор нефти через сеть добывающих скважин. A known method of mine development of an oil field, including heating the reservoir with a coolant (steam), pumped into injection wells located across the strike of the cracks, and oil selection through a network of production wells.
Известен также способ шахтной разработки нефтяного месторождения с высоковязкой нефтью, включающий прогрев продуктивного пласта паром, закачиваемым через нагнетательные скважины с нагнетанием в них изолирующего материала и добычу нефти через добывающие скважины [1] . There is also known a method of mine development of an oil field with highly viscous oil, including heating the reservoir by steam injected through injection wells with injection of insulating material into them and oil production through production wells [1].
Известный способ позволяет предотвратить потери закачиваемого в пласт пара, проникающего в уже выработанные и не требующие прогрева верхние участки пласта, что не позволяет осуществлять равномерный всеохватывающий прогрев пласта, а также снижается эффективность разработки, так как нагнетательная галерея и скважины, пробуренные из нее, прекращают свое существование после закладки галереи. The known method allows to prevent the loss of steam injected into the formation, penetrating into the upper sections of the formation that have already been developed and do not require heating, which does not allow uniform comprehensive heating of the formation, and also reduces the development efficiency, since the injection gallery and wells drilled from it cease existence after bookmarking the gallery.
Задача, решаемая данным изобретением, заключается в увеличении охвата пласта тепловым воздействием и повышении коэффициента нефтеизвлечения. The problem solved by this invention is to increase the coverage of the formation by thermal exposure and increase the oil recovery coefficient.
Решение поставленной задачи осуществляется тем, что в способе шахтной разработки нефтяного месторождения с неоднородными трещиноватыми коллекторами, включающем прогрев продуктивного пласта паром, закачиваемым через нагнетательные скважины с нагнетанием в них изолирующего материала, и добычу нефти через добывающие скважины, нагнетательные скважины размещают вдоль и вкрест простирания трещин, в качестве изолирующего материала в нагнетательные скважины закачивают регулирующую вязкоупругую систему, причем регулирующую вязкоупругую систему начинают закачивать после прорыва пара в добывающие скважины, чередуя ее с закачкой пара, при этом одновременно или после очередной закачки в нагнетательные скважины пара и регулирующей вязкоупругой системы осуществляют закачку в добывающие скважины, в которые прорвался пар изолирующего пенного состава по интервалам пласта сверху вниз до полного снижения их приемистости, после чего продолжают закачивать пар в нагнетательные скважины с давлением, превышающим первоначальное, а в качестве изолирующего пенного состава закачивают состав при следующем соотношении компонентов, % : Пенообразователь ДС-РАС 0,5-10,
Кристаллогидрат хлорида магния или бишофит 3,0-6,0
Жидкое стекло или мета- силикат натрия 3,0-6,0 Вода Остальное
На чертеже изображен разрез пласта с расположением горных выработок и скважин.The solution to this problem is carried out by the fact that in the method of mine development of an oil field with heterogeneous fractured reservoirs, including heating the reservoir by steam injected through injection wells with injection of insulating material in them, and oil production through production wells, injection wells are placed along and across the crack propagation , as an insulating material, a regulating viscoelastic system is pumped into injection wells, moreover, the regulating viscoelastic system the system begins to be injected after steam breakthrough into production wells, alternating it with steam injection, while at the same time or after the next injection of steam into the injection wells and the control viscoelastic system, they inject into the production wells into which the vapor of the insulating foam composition breaks through the formation intervals from top to bottom a complete decrease in their injectivity, after which steam is continued to be injected into injection wells with a pressure exceeding the initial one, and as an insulating foam composition I pump composition in the following ratio,%: Foam CP-PAC 0.5-10,
Magnesium chloride crystalline hydrate or bischofite 3.0-6.0
Water glass or sodium metasilicate 3.0-6.0 Water Else
The drawing shows a section of the reservoir with the location of the mine workings and wells.
Создают совокупность подземных горных выработок, которая включает шахтные стволы - подъемный и вентиляционный (не показано), штреки 1, пройденные в надпластовом горизонте 2, наклонные выработки 3 и галерею 4, пройденную в продуктивном пласте 5. Бурят нагнетательные скважины 6 в продуктивный пласт 5 из штреков 1, а также добывающие скважины 7 из галереи 4. Нагнетательные скважины 6 располагают вертикально или крутонаклонно вдоль и вкрест простирания трещин 8. Добывающие скважины 7 располагают горизонтально или пологонаклонно вкрест простирания трещин. Create a set of underground mine workings, which includes mine shafts - lifting and ventilation (not shown), drifts 1, passed in the over-bed
Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.
После предварительного прогрева пласта путем закачки пара через нагнетательные скважины 6, расположенные вдоль и вкрест простирания трещин, в период начала прорыва пара по трещинам в добывающие скважины 7, направленные в верхней интервал пласта, производят закачку в нагнетательные скважины регулирующей вязкоупругой системы до полного снижения их приемистости, создавая вязкоупругую оторочку, которая, равномерно проталкиваясь по пласту паром, способствует повышению охвата пласта теплом и более полному извлечению из него нефти. В качестве регулирующей вязкоупругой системы используют известную систему, образующую, например, путем смешивания равных частей 6-8% раствора кристаллогидрата хлорида магния или бишофита (MgCl2) и 2,36-3,15% раствора едкого натрия (NaOH) с последующим вводом в смесь растворов 0,5-2,0% рафинированного алкиларилсульфоната, например ДС-РАС. Полученный раствор вспенивают сжатым воздухом, пропуская через аэратор, закачивают в нагнетательные скважины 6.After the formation is preheated by injecting steam through
Однако под воздействием температуры пласта пена со временем гасится, ее закупоривающее действие прекращается и пар вновь продолжает прорываться в добывающие скважины, расположенные в наиболее проницаемых зонах. However, under the influence of the temperature of the formation, the foam is extinguished over time, its clogging action ceases and steam continues to erupt into production wells located in the most permeable zones.
Для ликвидации этих прорывов одновременно или после закачки в нагнетательные скважины 6 регулирующей вязкоупругой системы в верхний интервал пласта через парящие добывающие скважины 7, направленные в тот же интервал, осуществляют закачку изолирующего пенного состава до снижения приемистости скважин, что позволяет достичь долговременной и селективной изоляции выработанного и не требующего прогрева данного интервала пласта, давая возможность более эффективному перераспределению потоков нагнетаемого теплоносителя в непрогретые нижерасположенные интервалы пласта. To eliminate these breakthroughs simultaneously or after injection into the
Механизм изолирующего действия состава заключается в химическом взаимодействии компонентов состава с поверхностью отмытой от нефти горной породой, в частности кварцевым песком. The mechanism of the insulating effect of the composition is the chemical interaction of the components of the composition with the surface of the rock washed from oil, in particular quartz sand.
Закачку регулирующей вязкоупругой системы в нагнетательные скважины и изолирующей пенной системы в парящие добывающие скважины ведут после прогрева пласта до оптимальной технологической температуры 80-90оС при прорыве пара в добывающие пологовосстающие скважины, направленные в верхние интервалы пласта, т. к. в этот период образуются высокопроницаемые зоны, через которые фильтруется пар, направляясь в добывающие скважины и горные выработки.Download viscoelastic regulating system in injection wells and insulating foam system in floating production wells are after heating the formation to the optimum process temperature 80-90 ° C under steam breakthrough into extractive pologovosstayuschie well directed into the upper reservoir interval, t. K. During this period formed highly permeable zones through which steam is filtered, heading to producing wells and mine workings.
После закачки в добывающие скважины верхнего интервала пласта изолирующего вязкоупругого состава приступают к обработке следующего его интервала путем очередной закачки пара в нагнетательные скважины с последующим циклом закачки в них регулирующей вязкоупругой системы, а также изолирующего пенного состава в парящие добывающие скважины, направленные в данный интервал пласта, до снижения их приемистости. After injection into the production wells of the upper interval of the reservoir of an insulating viscoelastic composition, they begin to process the next interval by injecting steam into the injection wells, followed by a cycle of injection of the regulating viscoelastic system into them, as well as the insulating foam composition into the floating producing wells directed to this interval of the reservoir, to reduce their throttle response.
Аналогичным образом производят обработку всех последующих интервалов пласта. После чего продолжают закачку пара в нагнетательные скважины с давлением выше первоначального. In a similar manner, all subsequent intervals of the formation are treated. Then continue the injection of steam into the injection wells with a pressure above the original.
Отбор нефти осуществляют на всем протяжении цикличной закачки регулирующего и изолирующего составов, а также пара через сеть добывающих скважин всех интервалов. The selection of oil is carried out throughout the cyclic injection of regulatory and isolating compositions, as well as steam through a network of production wells of all intervals.
Пример осуществления способа рассмотрен для использования его на нефтешахтах Ярегского месторождения, разрабатываемого по термошахтной технологии. An example implementation of the method is considered for use in oil mines of the Yarega field, developed by thermal mine technology.
Продуктивный нефтяной пласт залегает на глубине 200 м и представлен неоднородными кварцевыми песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. The productive oil reservoir lies at a depth of 200 m and is represented by heterogeneous quartz sandstones with interbeds of mudstones and siltstones.
Термошахтный способ осуществляют путем вскрытия пласта двумя шахтными стволами (подземным и вентиляционным), проходки подготовительных и полевых штреков выше продуктивного пласта, уклонов, вскрывающих продуктивный пласт и галерей, пройденных в подошве пласта. Из полевых штреков бурят в пласт кусты нагнетательных скважин, а из галерей - горизонтальные и пологонаклонные добывающие скважины по пласту. Thermal mine method is carried out by opening the reservoir with two shaft shafts (underground and ventilation), driving preparatory and field drifts above the reservoir, slopes that open the reservoir and galleries, passed in the bottom of the reservoir. From field drifts, bushes of injection wells are drilled into the formation, and from the galleries, horizontal and sloping production wells along the formation.
Осуществляют прогрев пласта паром до t = 80-90оС и отбор нефти. После начала прорыва пара в добывающие скважины, направленные в обрабатываемый верхний интервал в нагнетательные скважины закачивают регулирующую вязкоупругую систему в количестве 10% объема порогового пространства обрабатываемого интервала путем смешивания в шахтной вагонетке емкостью 1 м3 6% -ного водного раствора кристаллогидрата хлорида магния - 0,5 т и 2,35% -ного водного раствора едкого натрия - 0,5 т с последующим вводом 1% весовых, т. е. 10 кг ДС-РАС. Приготовленный раствор прокачивают дозировочным насосом через одноступенчатый аэратор, в который одновременно подают сжатый воздух по шахтной сети давлением до 0,6 МПа.Heating is carried out up to the formation steam t = 80-90 ° C and the selection oil. After the steam breakthrough begins, the regulating viscoelastic system in the amount of 10% of the threshold space volume of the treated interval is pumped into the injection wells directed to the treated upper interval into the injection wells by mixing in a mine carriage with a capacity of 1 m3 a 6% aqueous solution of magnesium chloride crystalline hydrate - 0.5 t and 2.35% aqueous sodium hydroxide solution - 0.5 t, followed by the introduction of 1% by weight, i.e. 10 kg of DS-RAS. The prepared solution is pumped by a dosing pump through a single-stage aerator, into which compressed air is simultaneously supplied through a mine network with a pressure of up to 0.6 MPa.
Одновременно или после закачки регулирующей вязкоупругой системы в добывающие скважины (при наличии прорывов в них пара) закачивают изолирующий пенный состав. At the same time or after injection of the regulating viscoelastic system into the production wells (in the presence of breakthroughs in them), an insulating foam composition is pumped.
Данный состав образуют путем смешивания в шахтной вагонетке емкостью 1 м3 935 кг пресной воды, 30 кг (3 мас. % ) кристаллогидрата хлорида магния, 30 кг (3 мас. % ) жидкого стекла и 5 кг (0,5 мас. % ) ДС-РАС. Пpиготовленный пенообразующий состав также прокачивают дозировочным насосом через одноступенчатый аэратор, в который одновременно подают сжатый воздух по шахтной магистральной сети давлением до 0,6 МПа.This composition is formed by mixing in a mine trolley with a capacity of 1 m 3 935 kg of fresh water, 30 kg (3 wt.%) Of magnesium chloride crystalline hydrate, 30 kg (3 wt.%) Of liquid glass and 5 kg (0.5 wt.%) DS-RAS. The prepared foam-forming composition is also pumped by a dosing pump through a single-stage aerator, which simultaneously supplies compressed air through a mine main network with a pressure of up to 0.6 MPa.
Закачку изолирующего пенного состава ведут до полного снижения приемистости добывающих парящих скважин. Это обеспечивает полную изоляцию высокопроницаемых обработанных зон верхней части пласта и предотвращает прорывы пара в них при возобновлении закачки его в нагнетательные скважины в процессе поочередной обработки им следующих интервалов пласта. Отбор нефти ведут через все добывающие скважины. The insulating foam composition is injected until the injectivity of producing soaring wells is completely reduced. This ensures complete isolation of the highly permeable treated zones of the upper part of the formation and prevents steam breakthroughs in them when it resumes pumping into injection wells during the subsequent processing of the following intervals of the formation. Oil selection is conducted through all producing wells.
При последовательном прорыве пара в добывающие скважины, направленные в средний и нижний обрабатываемые интервалы, производят повторяющиеся аналогичные операции по закачке в них регулирующего и изолирующего составов. После окончания работ по изоляции нижнего интервала пласта продолжают закачку пара в нагнетательные скважины с давлением выше первоначального, осуществляя отбор нефти через сеть всех добывающих скважин. With a sequential breakthrough of steam into production wells directed to the middle and lower workable intervals, repeated similar operations are carried out to pump control and isolating compositions into them. After completion of the isolation of the lower interval of the formation, steam is continued to be injected into injection wells with a pressure higher than the initial one, oil is taken through the network of all producing wells.
Преимущества данного способа с предлагаемым изолирующим пенным составом заключаются в увеличении охвата пласта тепловым воздействием, и повышении нефтеотдачи, а также в снижении удельного расхода пара и улучшении производственно-санитарной обстановки в шахте. The advantages of this method with the proposed insulating foam composition are to increase the coverage of the formation by heat, and increase oil recovery, as well as to reduce the specific consumption of steam and improve the industrial and sanitary situation in the mine.
Результатами лабораторных исследований определены оптимальные соотношения ингредиентов изолирующего пенного состава, мас. % : Пенообразователь ДС-РАС 0,5-1,0
Кристаллогидрат хлорида магния или бишофит 3,0-6,0
Жидкое стекло или мета- силикат натрия 3,0-6,0 Вода Остальное, при соотношении жидкого стекла или метасиликата натрия к кристаллогидрату хлорида магния или бишофиту как (1-2): 1.The results of laboratory studies determined the optimal ratio of the ingredients of the insulating foam composition, wt. %: Foaming agent DS-RAS 0.5-1.0
Magnesium chloride crystalline hydrate or bischofite 3.0-6.0
Water glass or sodium metasilicate 3.0-6.0 Water The rest, in the ratio of water glass or sodium metasilicate to crystalline magnesium chloride or bischofite as (1-2): 1.
При этом исходили из предпочтительности химического взаимодействия компонентов состава с поверхностью отмытой от нефти терригенной горной породы, в частности кварцевым песком. In this case, we proceeded from the preference of chemical interaction of the components of the composition with the surface of terrigenous rock washed from oil, in particular quartz sand.
При смешивании компонентов состава происходят следующие превращения:
Образующийся асбест или магнезиальный цемент во вспененном состоянии изолирует наиболее проницаемые, отмытые от нефти фильтрационные каналы пласта, служащие путями прорыва чистого теплоносителя от нагнетательных к добывающим скважинам.When mixing the components of the composition, the following transformations occur:
The resulting asbestos or magnesia cement in the foamed state isolates the most permeable, oil-washed filtration channels of the formation, which serve as ways of breaking through the clean coolant from injection to production wells.
Изолирующий вспененный воздухом состав готовят путем растворения кристаллогидрата хлорида магния или бишофита в пресной воде, ввода ДС-РАС и жидкого стекла или метасиликата натрия, перемешивания ингредиентов состава до образования гомогенного гелеобразного состава с последующим его вспениванием скоростной механической мешалкой или прокачкой через аэратор или эжектор с использованием компрессора. An insulated air-foamed composition is prepared by dissolving the crystalline hydrate of magnesium chloride or bischofite in fresh water, introducing DS-RAS and liquid glass or sodium metasilicate, mixing the ingredients of the composition until a homogeneous gel-like composition is formed, followed by foaming with a high-speed mechanical stirrer or pumping through an aerator or ejector using compressor.
Ниже приводим примеры конкретного приготовления состава. Примеры 1-15. К 95,5 г пресной воды прибавляют 3 г кристаллогидрата хлорида магния и перемешивают до его полного растворения на лабораторной мешалке, затем при перемешивании вводят 0,5 г ДС-РАС и 3 г жидкого стекла. Образуется гелеобразный однородный состав. Отбирают 50 см3 этого состава, помещают в медный стакан объемом 1000 см3 и вспенивают лопастной мешалкой миксера "Воронеж-2" с числом оборотов 9.103 мине-1 в течение 5 мин, причем 2 мин стакан фиксируют, а последующие 3 мин перемещают в вертикальном направлении для гомогенизации всего объема образовавшегося вспененного состава и подвергают испытаниям.Below are examples of specific preparation of the composition. Examples 1-15. To 95.5 g of fresh water, add 3 g of crystalline magnesium chloride hydrate and mix until it is completely dissolved in a laboratory stirrer, then 0.5 g of DS-RAS and 3 g of water glass are introduced with stirring. A gel-like homogeneous composition is formed. Selected 50 cm 3 of this composition, placed in a copper glass with a volume of 1000 cm 3 and foamed with a paddle mixer of a mixer "Voronezh-2" with a speed of 9.103 min-1 for 5 minutes, and for 2 minutes the glass is fixed, and the next 3 minutes are moved vertically direction for homogenization of the entire volume of the formed foam composition and subjected to tests.
Кратность пены (Кп) определяют как отношение объема пены (Vп) к объему пенообразующего состава (Vс):
Kп =
Стабильность пены (S) определяют после помещения ее в термостатируемый сосуд с мерным отростком и регистрации времени выделения 50% пенообразующего состава (τ50). Затем рассчитывают скорость выделения состава (Vср) и стабильность пены по формулам:
S=
Данные по этому и другим примерам приведены в таблице.The foam ratio (K p ) is defined as the ratio of the volume of the foam (V p ) to the volume of the foaming composition (V s ):
K p =
The stability of the foam (S) is determined after placing it in a thermostatically controlled vessel with a measured process and recording the time of allocation of 50% of the foam-forming composition (τ 50 ). Then calculate the release rate of the composition (V cf ) and the stability of the foam by the formulas:
S =
Data on this and other examples are given in the table.
Вспененный воздухом изолирующий состав имеет значения кратности 6,4-18,0 и стабильности при 20о С 152,4-1050,0 с/см2. Такая стабильность состава позволяет от момента приготовления закачать его в скважину и доставить продавкой в отработанные интервалы пласта.Foamed air insulating
Снижение оптимальной концентрации компонентов состава резко снижает стабильность пены (пр. 13), равно как и увеличение этой концентрации (пр. 14). Рост соотношения кристаллогидрата хлорида магния или бишофита по отношению к жидкому стеклу или метасиликату натрия более 2: 1 (пр. 12), или снижение такого соотношения менее 1: 1 (пр. 15) также способствует резкому снижению стабильности вспененного изолирующего состава. A decrease in the optimal concentration of the components of the composition sharply reduces the stability of the foam (pr. 13), as well as an increase in this concentration (pr. 14). An increase in the ratio of crystalline hydrate of magnesium chloride or bischofite relative to water glass or sodium metasilicate more than 2: 1 (ex 12), or a decrease in this ratio less than 1: 1 (ex 15) also contributes to a sharp decrease in the stability of the foamed insulating composition.
Claims (1)
Пенообразователь ДС-РАС 0,5 - 1,0
Кристаллогидрат хлорида магния или бишофит 3,0 - 6,0
Жидкое стекло или метилсиликат натрия 3,0 - 6,0
Вода Остальное
при соотношении жидкого стекла или метилсиликата натрия к кристаллогидрату хлорида магния или бишофита 1 - 2 : 1.METHOD FOR SHAFT DEVELOPMENT OF OIL DEPOSIT WITH HETEROGENEOUS CRACKED COLLECTORS, including heating the reservoir by steam injected through injection wells with injection of insulating material into them, and oil production through the production wells, characterized in that the boreholes are drilled and drilled of material into the injection wells is pumped regulating viscoelastic system, and the regulating viscoelastic system begin to pump after steam breakthrough into production wells, alternating with steam injection, while simultaneously or after the next injection of steam into the injection wells and the viscoelastic control system, they inject into the production wells into which steam, the insulating foam composition has penetrated from top to bottom, to completely reduce their injectivity then steam is continued to be injected into injection wells with a pressure exceeding the initial one, and the composition is injected as an insulating foam composition in the following ratio components, wt. %:
Foaming agent DS-RAS 0.5 - 1.0
Magnesium chloride crystalline hydrate or bischofite 3.0 - 6.0
Water glass or sodium methyl silicate 3.0 - 6.0
Water Else
with a ratio of liquid glass or sodium methyl silicate to crystalline hydrate of magnesium chloride or bischofite 1 - 2: 1.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5017951 RU2012789C1 (en) | 1991-07-12 | 1991-07-12 | Method for mine development of oil field with nonuniform fractured reservoirs |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5017951 RU2012789C1 (en) | 1991-07-12 | 1991-07-12 | Method for mine development of oil field with nonuniform fractured reservoirs |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012789C1 true RU2012789C1 (en) | 1994-05-15 |
Family
ID=21592264
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5017951 RU2012789C1 (en) | 1991-07-12 | 1991-07-12 | Method for mine development of oil field with nonuniform fractured reservoirs |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2012789C1 (en) |
Cited By (39)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2145664C1 (en) * | 1998-03-24 | 2000-02-20 | Рузин Леонид Михайлович | Method of developing fractured oil formation |
| RU2168619C1 (en) * | 2000-09-01 | 2001-06-10 | Закрытое акционерное общество НПАК "РАНКО" | Method of heat treatment of bottom-hole zone of oil-gas well |
| RU2194159C2 (en) * | 2000-07-12 | 2002-12-10 | Рузин Леонид Михайлович | Method of secondary development of high-viscosity oil deposit |
| RU2197607C2 (en) * | 2001-01-15 | 2003-01-27 | Пранович Александр Александрович | Method of secondary development of high-viscosity oil deposit |
| RU2199657C2 (en) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit |
| RU2267606C1 (en) * | 2005-03-09 | 2006-01-10 | Аркадий Анатольевич Боксерман | Mine oil field development method |
| RU2267605C1 (en) * | 2005-03-09 | 2006-01-10 | Аркадий Анатольевич Боксерман | Thermal mining method for high-viscosity oil field development |
| RU2273729C1 (en) * | 2005-06-07 | 2006-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for highly-viscous oil or bitumen deposit development |
| RU2274741C1 (en) * | 2005-06-07 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil field development method |
| RU2274742C1 (en) * | 2005-06-07 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for high-viscous oil or bitumen field development |
| RU2285118C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-10-10 | Юрий Петрович Коноплёв | Method for thermo-mining extraction of a deposit of highly viscous oil by means of branching wells in accordance to one-level system |
| RU2287053C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-10 | Юрий Петрович Коноплёв | Method for thermal mine development of highly-viscous oil field by with branched wells |
| RU2299980C1 (en) * | 2005-12-08 | 2007-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for extracting heavy viscous oil |
| RU2301328C1 (en) * | 2005-11-30 | 2007-06-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | Method for highly-viscous oil production from horizontal well under reservoir treatment with heat |
| RU2304707C1 (en) * | 2006-03-23 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | Method of developing high-viscosity oil pool |
| RU2307242C1 (en) * | 2006-03-23 | 2007-09-27 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | High-viscosity oil production method |
| RU2322576C1 (en) * | 2006-07-04 | 2008-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for highly-viscous oil and bitumen production |
| RU2330950C1 (en) * | 2006-12-11 | 2008-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of high vicous oil and bitumen deposits development |
| RU2334096C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of massive type high-viscosity oil pool development |
| RU2334097C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil pool development |
| RU2334098C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil pool development |
| RU2334090C1 (en) * | 2007-02-19 | 2008-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Method of underground viscous oil winning from stratum |
| RU2334092C1 (en) * | 2006-12-08 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of bitumen production from underground deposit |
| RU2334091C1 (en) * | 2006-12-08 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of bitumen production from underground deposit |
| RU2338061C1 (en) * | 2007-01-26 | 2008-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of production of heavy and high viscous hydrocarbons from underground deposit |
| RU2339804C1 (en) * | 2007-01-30 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits |
| RU2339806C1 (en) * | 2007-01-26 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits |
| RU2344280C1 (en) * | 2007-04-02 | 2009-01-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells |
| RU2377401C1 (en) * | 2008-06-10 | 2009-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Natural bitumen production method |
| RU2378503C1 (en) * | 2008-06-10 | 2010-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to extract high-viscosity oil from oil accumulation |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
| RU2386800C1 (en) * | 2008-12-19 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of multilayer high viscosity oil pool and bitumen |
| RU2387820C1 (en) * | 2009-02-03 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation |
| CN101319136B (en) * | 2007-06-07 | 2011-01-26 | 中国石油化工股份有限公司 | Ahead fluid for gas-liquid conversion artesian well and its use method |
| RU2431744C1 (en) * | 2010-04-16 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for extraction of high viscous oil and bitumen with application of horizontal producing and horizontal-inclined wells |
| RU2431746C1 (en) * | 2010-04-29 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of double well head horizontal wells |
| RU2439306C1 (en) * | 2010-07-09 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposits of high-viscosity oils and bitumens |
| RU2467161C1 (en) * | 2011-04-11 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Thermal well method of developing fractured deposit of extra-heavy oil |
| RU2529039C1 (en) * | 2013-07-11 | 2014-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Method of hot well development of high-viscosity oil deposit by single-bed system |
-
1991
- 1991-07-12 RU SU5017951 patent/RU2012789C1/en active
Cited By (39)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2145664C1 (en) * | 1998-03-24 | 2000-02-20 | Рузин Леонид Михайлович | Method of developing fractured oil formation |
| RU2194159C2 (en) * | 2000-07-12 | 2002-12-10 | Рузин Леонид Михайлович | Method of secondary development of high-viscosity oil deposit |
| RU2168619C1 (en) * | 2000-09-01 | 2001-06-10 | Закрытое акционерное общество НПАК "РАНКО" | Method of heat treatment of bottom-hole zone of oil-gas well |
| RU2197607C2 (en) * | 2001-01-15 | 2003-01-27 | Пранович Александр Александрович | Method of secondary development of high-viscosity oil deposit |
| RU2199657C2 (en) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Underground-surface method of development of high- viscosity oil deposit |
| RU2267605C1 (en) * | 2005-03-09 | 2006-01-10 | Аркадий Анатольевич Боксерман | Thermal mining method for high-viscosity oil field development |
| RU2267606C1 (en) * | 2005-03-09 | 2006-01-10 | Аркадий Анатольевич Боксерман | Mine oil field development method |
| RU2273729C1 (en) * | 2005-06-07 | 2006-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for highly-viscous oil or bitumen deposit development |
| RU2274741C1 (en) * | 2005-06-07 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil field development method |
| RU2274742C1 (en) * | 2005-06-07 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for high-viscous oil or bitumen field development |
| RU2301328C1 (en) * | 2005-11-30 | 2007-06-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | Method for highly-viscous oil production from horizontal well under reservoir treatment with heat |
| RU2299980C1 (en) * | 2005-12-08 | 2007-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for extracting heavy viscous oil |
| RU2285118C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-10-10 | Юрий Петрович Коноплёв | Method for thermo-mining extraction of a deposit of highly viscous oil by means of branching wells in accordance to one-level system |
| RU2287053C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-10 | Юрий Петрович Коноплёв | Method for thermal mine development of highly-viscous oil field by with branched wells |
| RU2304707C1 (en) * | 2006-03-23 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | Method of developing high-viscosity oil pool |
| RU2307242C1 (en) * | 2006-03-23 | 2007-09-27 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | High-viscosity oil production method |
| RU2322576C1 (en) * | 2006-07-04 | 2008-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for highly-viscous oil and bitumen production |
| RU2334092C1 (en) * | 2006-12-08 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of bitumen production from underground deposit |
| RU2334091C1 (en) * | 2006-12-08 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of bitumen production from underground deposit |
| RU2330950C1 (en) * | 2006-12-11 | 2008-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of high vicous oil and bitumen deposits development |
| RU2338061C1 (en) * | 2007-01-26 | 2008-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of production of heavy and high viscous hydrocarbons from underground deposit |
| RU2339806C1 (en) * | 2007-01-26 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits |
| RU2339804C1 (en) * | 2007-01-30 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits |
| RU2334090C1 (en) * | 2007-02-19 | 2008-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Method of underground viscous oil winning from stratum |
| RU2344280C1 (en) * | 2007-04-02 | 2009-01-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells |
| CN101319136B (en) * | 2007-06-07 | 2011-01-26 | 中国石油化工股份有限公司 | Ahead fluid for gas-liquid conversion artesian well and its use method |
| RU2334097C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil pool development |
| RU2334096C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of massive type high-viscosity oil pool development |
| RU2334098C1 (en) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of high-viscosity oil pool development |
| RU2377401C1 (en) * | 2008-06-10 | 2009-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Natural bitumen production method |
| RU2378503C1 (en) * | 2008-06-10 | 2010-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to extract high-viscosity oil from oil accumulation |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
| RU2386800C1 (en) * | 2008-12-19 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of multilayer high viscosity oil pool and bitumen |
| RU2387820C1 (en) * | 2009-02-03 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation |
| RU2431744C1 (en) * | 2010-04-16 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for extraction of high viscous oil and bitumen with application of horizontal producing and horizontal-inclined wells |
| RU2431746C1 (en) * | 2010-04-29 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of double well head horizontal wells |
| RU2439306C1 (en) * | 2010-07-09 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposits of high-viscosity oils and bitumens |
| RU2467161C1 (en) * | 2011-04-11 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Thermal well method of developing fractured deposit of extra-heavy oil |
| RU2529039C1 (en) * | 2013-07-11 | 2014-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Method of hot well development of high-viscosity oil deposit by single-bed system |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2012789C1 (en) | Method for mine development of oil field with nonuniform fractured reservoirs | |
| US4031958A (en) | Plugging of water-producing zones in a subterranean formation | |
| US3375872A (en) | Method of plugging or sealing formations with acidic silicic acid solution | |
| US3502372A (en) | Process of recovering oil and dawsonite from oil shale | |
| EP0272709B1 (en) | Process for plugging subterranean formations, notably in the domain of oilfield services and corresponding applications | |
| US3322194A (en) | In-place retorting of oil shale | |
| RU2358100C2 (en) | Procedure of hydraulic break of reservoir in well | |
| US4232740A (en) | High temperature stable sand control method | |
| US3303883A (en) | Thermal notching technique | |
| WO2014085055A1 (en) | Methods of enhancing the fracture conductivity of multiple interval fractures in subterranean formations propped with cement packs | |
| US3645336A (en) | Method for plugging highly permeable zones | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| RU2283950C2 (en) | Treatment method for well bottomhole productive formation zone characterized by difficult-to-recover oil | |
| RU2192541C2 (en) | Method of fresh water shutoff in wells of deposits of high-viscosity oils and native bitumens | |
| RU2164589C1 (en) | Process preventing escape of sand and reduction of water inflow in production oil wells | |
| RU2387821C1 (en) | Method to produce high-viscosity oil and bitumen | |
| SU681993A1 (en) | Oilfield development process | |
| RU2730705C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones | |
| RU2172825C1 (en) | Method for restricting bottom water and annulus blowouts in production wells | |
| SU1696683A1 (en) | Method of acid treatment of face zone of encroached oil pool | |
| RU2614997C1 (en) | Method of water inflow limitation in fractured carbone reservoirs | |
| US4706750A (en) | Method of improving CO2 foam enhanced oil recovery process | |
| RU2108455C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2147331C1 (en) | Method for isolation of water inflow, absorbing zone, and for shut-off of well bed | |
| US4522732A (en) | Process for recovering petroleum from a geological formation |