RU2167278C2 - Method of developing nonuniform oil formation - Google Patents
Method of developing nonuniform oil formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2167278C2 RU2167278C2 RU98115225A RU98115225A RU2167278C2 RU 2167278 C2 RU2167278 C2 RU 2167278C2 RU 98115225 A RU98115225 A RU 98115225A RU 98115225 A RU98115225 A RU 98115225A RU 2167278 C2 RU2167278 C2 RU 2167278C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- aluminum
- polymer
- alkali
- developing
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Preventing Corrosion Or Incrustation Of Metals (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта гелеобразующими составами. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing a heterogeneous oil reservoir with gel-forming compositions.
Для регулирования разработки нефтяных месторождений путем изменения профиля приемистости нагнетательных скважин, увеличения охвата пластов заводнением с целью повышения нефтеотдачи в настоящее время используют гелеобразующие составы. To regulate the development of oil fields by changing the injectivity profile of injection wells, increasing the coverage of formations by water flooding in order to increase oil recovery, gel-forming compositions are currently used.
Известен состав для изоляции водопритока в скважину, включающий закачивание гидролизованного полиакриламида и трехводного алюмината калия (пат. РФ N 1828491). Данный состав недостаточно эффективен из-за слабого структурообразования полимерной системы. A known composition for isolating water inflow into a well, including pumping hydrolyzed polyacrylamide and three-water potassium aluminate (US Pat. RF N 1828491). This composition is not effective enough due to the weak structure formation of the polymer system.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта (пат. РФ N 1633875) с использованием водного раствора соли алюминия, циклически закачиваемого в нагнетательную скважину. Способ недостаточно эффективен в пластах с малым содержанием карбонатов. A known method of developing a heterogeneous oil reservoir (US Pat. RF N 1633875) using an aqueous solution of aluminum salt, cyclically pumped into an injection well. The method is not effective enough in formations with a low carbonate content.
Кроме того, трудоемок и сложен процесс приготовления состава в известном способе, требует точного регулирования дозировки соли алюминия в процессе нагнетания в скважины. In addition, the time-consuming and complicated process of preparing the composition in a known method, requires precise control of the dosage of aluminum salt during injection into the wells.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к предлагаемому является способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку через нагнетательную скважину последовательно водных растворов полимера, щелочи и алюмосодержащего реагента - хлористого алюминия, и отбор нефти через добывающую скважину (пат. РФ N 2103491, 1998). The closest in technical essence and the achieved effect to the proposed one is a method of developing a heterogeneous oil reservoir, which involves injecting sequentially aqueous solutions of polymer, alkali and an aluminum-containing reagent - aluminum chloride through an injection well and extracting oil through a producing well (US Pat. RF N 2103491, 1998) .
Недостатком данного способа является низкая эффективность из-за ограниченной фильтруемости состава в пористую среду. The disadvantage of this method is the low efficiency due to the limited filterability of the composition in a porous medium.
Задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии их разработки. The objective of the invention is to increase the efficiency of the method of developing an oil field in conditions of heterogeneous permeability formations at a late stage of their development.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку через нагнетательную скважину последовательно водных растворов полимера, щелочи, алюмосодержащего реагента, в качестве последнего используют гидроксохлористый алюминий с добавкой 0,5 мас. % ингибитора коррозии. Причем полимер, щелочь, гидроксохлористый алюминий используют в соотношении 1: 100: 100. The problem is solved in that in the method of developing a heterogeneous oil reservoir, which involves injecting sequentially aqueous solutions of a polymer, alkali, aluminum-containing reagent through an injection well, aluminum hydrochloride with an addition of 0.5 wt. % corrosion inhibitor. Moreover, the polymer, alkali, hydroxychloride aluminum is used in a ratio of 1: 100: 100.
В гелеобразовании участвуют макромолекулы полимера, щелочноземельные ионы минерализованной пластовой воды, молекулы гидроксида натрия, гидроксохлористого алюминия и функциональные группы ингибитора коррозии. В результате сложного взаимодействия в пластовых условиях образуется объемная гелеобразная масса, эффективно закупоривающая высокопроницаемые водопромытые зоны пласта, что приводит к выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин, ограничению водопритока, увеличению охвата пласта заводнением и в конечном итоге - повышению нефтеотдачи. The gel formation involves polymer macromolecules, alkaline-earth ions of mineralized formation water, sodium hydroxide, aluminum hydrochloride molecules and functional groups of the corrosion inhibitor. As a result of complex interaction in reservoir conditions, a voluminous gel-like mass is formed that effectively clogs highly permeable water-washed zones of the reservoir, which leads to equalization of the injectivity profiles of injection wells, limitation of water inflow, increased formation coverage by water flooding, and ultimately, enhanced oil recovery.
Эффективность данного способа проверяют в лабораторных условиях. The effectiveness of this method is checked in laboratory conditions.
При испытании используют в качестве солей алюминия гидроксохлористый алюминий, представляющий собой бесцветный раствор основных солей общей формулы Al(ClxOHy), где x ~ 2; y ~ 1, с массовой долей активных компонентов не менее 22%. Выпускается по ТУ 38.302163-94. Товарная форма гидроксохлористого алюминия содержит ~ 0,5% ингибитора коррозии, что дает возможность сохранить трубопроводы и оборудование на нефтепромыслах от коррозии.In the test, aluminum hydrochloride is used as aluminum salts, which is a colorless solution of the basic salts of the general formula Al (Cl x OH y ), where x ~ 2; y ~ 1, with a mass fraction of active components of at least 22%. Available in accordance with TU 38.302163-94. The commodity form of aluminum hydrochloride contains ~ 0.5% corrosion inhibitor, which makes it possible to save pipelines and equipment in the oil fields from corrosion.
В качестве ингибитора коррозии используют водорастворимые ингибиторы, например динатрийфосфат, корексит 7670, ИКН. ИКБ-4- АФЭ, Ф-777. As a corrosion inhibitor, water-soluble inhibitors are used, for example disodium phosphate, corexit 7670, TIN. IKB-4-AFE, F-777.
Гидроксид натрия (жидкий) используется по ГОСТ 2263-79. Sodium hydroxide (liquid) is used according to GOST 2263-79.
Полиакриламид по ТУ 6-16-157-78. Polyacrylamide according to TU 6-16-157-78.
Для определения эффективности заявленного способа в фильтрационных опытах использовали линейные модели пласта длиной 30 см и диаметром 2,8 см различной проницаемости. В качестве пористой среды использовался дезинтегрированный песчаник. Спаренная модель пласта имела высокую проницаемость (В.П. - 2,5 - 3,0 мкм2) и низкую проницаемость (Н.П. - 0,3 - 0,5 мкм2). По изменению остаточного фактора сопротивления по известной методике (ОСТ 39- 195-86) определялась эффективность заявленного способа.To determine the effectiveness of the claimed method in the filtration experiments, linear reservoir models 30 cm long and 2.8 cm in diameter with different permeability were used. Disintegrated sandstone was used as a porous medium. The paired formation model had high permeability (V.P. - 2.5 - 3.0 μm 2 ) and low permeability (N.P. - 0.3 - 0.5 μm 2 ). By changing the residual resistance factor by a known method (OST 39-195-86), the effectiveness of the claimed method was determined.
Пример. После определения исходных проницаемостей элементов моделей пласта (В. П. - 2,8 мкм2; Н.П. - 0,37 мкм2) пористую среду каждого элемента пласта в отдельности насыщают нефтью, затем соединяют элементы в модели так, что она имеет один общий вход и отдельные выходы из каждого элемента пласта. Проводят вытеснение нефти из модели водой до обводненности 98-99% на выходе из трубки с высокой проницаемостью.Example. After determining the initial permeabilities of the elements of the formation models (V.P. - 2.8 μm 2 ; N.P. - 0.37 μm 2 ), the porous medium of each element of the formation is individually saturated with oil, then the elements in the model are connected so that it has one common entrance and separate exits from each element of the reservoir. Oil is displaced from the model by water to a water cut of 98-99% at the outlet of the tube with high permeability.
На вход модели подают последовательно водный раствор полимера - 0,05%-ной концентрации, 5%-ный раствор гидроксида натрия и 5% гидроксохлористого алюминия с ингибитором коррозии Ф-777. Далее переходят на фильтрацию воды. An aqueous polymer solution of 0.05% concentration, a 5% solution of sodium hydroxide and 5% aluminum hydrochloride with a corrosion inhibitor F-777 is fed sequentially to the model’s input. Next, they switch to water filtration.
Остаточный фактор сопротивления составил 8,9 с приростом нефтеотдачи 19,8% (опыт 2, таблица). The residual resistance factor was 8.9 with an increase in oil recovery of 19.8% (
Из представленных в таблице данных фильтрационных опытов видно, что самым эффективным способом является последовательный порядок закачивания оторочек полимера, щелочи и гидроксохлористого алюминия в соотношении 1:100: 100. В результате увеличивается остаточный фактор сопротивления до 8,9, достигается прирост коэффициента нефтеотдачи до 19,8%. From the data of the filtration experiments presented in the table, it can be seen that the sequential injection of polymer, alkali and aluminum hydroxide rims in a ratio of 1: 100: 100 is the most effective way. As a result, the residual resistance factor increases to 8.9, and the oil recovery coefficient increases to 19, 8%.
Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях
Данный способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта основан на циклическом закачивании малообъемных оторочек в нагнетательные скважины. Объем закачивания реагентов на одну обрабатываемую нагнетательную скважину зависит от конкретных физико-химических свойств продуктивного пласта, стадии разработки месторождения нефти, степени обводненности добываемой продукции и составляет 80-100 м3.An example of a specific implementation of the method in the field
This method of developing a heterogeneous permeability of the oil reservoir is based on the cyclic injection of low-volume fringes into injection wells. The volume of injection of reagents per one treated injection well depends on the specific physicochemical properties of the reservoir, the stage of development of the oil field, the degree of water cut of the produced product, and is 80-100 m 3 .
Месторождение характеризуется послойной неоднородностью, высокой приемистостью нагнетательной скважины (100-500 м3/сут) и обводненностью добываемой продукции (93%). Проницаемость колеблется от 0,3 - 0,5 до 5-7 мкм2. Пористость - 0,23. Пластовая нефть маловязкая. Вода слабоминерализованная 14 - 16 г/дм3. Глубина залегания нефтеносного пласта. 1700 м. Мощность пласта 8 м. Пласт вскрыт 1 нагнетательной и 1 эксплуатационной скважинами. Плотность сетки скважин 12 га/скв. Нагнетание растворов реагентов проводилось агрегатом ЦА-320 м.The field is characterized by layer-by-layer heterogeneity, high injectivity of the injection well (100-500 m 3 / day) and water cut of the produced products (93%). Permeability ranges from 0.3 - 0.5 to 5-7 microns 2 . Porosity - 0.23. Low-viscosity reservoir oil. Low-mineralized water 14 - 16 g / dm 3 . Depth of oil reservoir. 1700 m. The thickness of the formation is 8 m. The formation is opened by 1 injection and 1 production wells. Well grid density 12 ha / well. The injection of reagent solutions was carried out by the CA-320 m unit.
Водные растворы полиакриламида, щелочи и гидроксохлорида алюминия с ингибитором коррозии закачиваются последовательно, каждая из оторочек реагентов продавливается буферной жидкостью (пресная вода) в количестве 5 - 10 м3. Затем переходят на обычный режим работы. Отбор жидкости производят через добывающую скважину. Указанный цикл повторяют 3-5 раз. По результатам исследования скважины до и после обработки отмечено выравнивание профиля приемистости. Через 2,5 месяца после обработки наблюдалось снижение обводненности продукции добывающей скважины с 93 до 85%, а удельный технологический эффект составил 70 т на 1 т реагентов.Aqueous solutions of polyacrylamide, alkali and aluminum hydroxochloride with a corrosion inhibitor are pumped sequentially, each of the rims of the reagents is pressed through with a buffer liquid (fresh water) in an amount of 5-10 m 3 . Then go to normal operation. The selection of fluid produced through the production well. The specified cycle is repeated 3-5 times. According to the results of the well study before and after the treatment, the alignment of the injectivity profile is noted. 2.5 months after the treatment, a decrease in the water cut in the production of the producing well from 93 to 85% was observed, and the specific technological effect was 70 tons per 1 ton of reagents.
Как показали опытно-промысловые испытания, применение данного способа наиболее эффективно на нефтяных пластах, находящихся в поздней стадии разработки, где необходимо выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин, изоляция водопромытых зон, ограничение водопритока. Способ прост и технологичен. Реагенты не токсичны. Не требуется дополнительных затрат по обустройству промыслов. As shown by field trials, the application of this method is most effective on oil reservoirs that are in a late stage of development, where it is necessary to align injection profiles of injection wells, isolate water-washed zones, and limit water inflow. The method is simple and technological. Reagents are not toxic. No additional costs for the arrangement of fisheries are required.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98115225A RU2167278C2 (en) | 1998-08-06 | 1998-08-06 | Method of developing nonuniform oil formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98115225A RU2167278C2 (en) | 1998-08-06 | 1998-08-06 | Method of developing nonuniform oil formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU98115225A RU98115225A (en) | 2000-09-10 |
| RU2167278C2 true RU2167278C2 (en) | 2001-05-20 |
Family
ID=20209454
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98115225A RU2167278C2 (en) | 1998-08-06 | 1998-08-06 | Method of developing nonuniform oil formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2167278C2 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2224092C1 (en) * | 2002-07-10 | 2004-02-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Heterogeneous petroleum layer development governing method |
| RU2319726C1 (en) * | 2006-12-25 | 2008-03-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" ОАО "НИИнефтепромхим" | Reagent for treatment of bottomhole oil formation zone and a process of treating bottomhole oil formation zone |
| RU2334086C1 (en) * | 2007-09-12 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
| RU2340766C1 (en) * | 2007-11-19 | 2008-12-10 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Method of development of hydrocarbons deposit |
| RU2387814C1 (en) * | 2008-12-22 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Method to develop water-flooded oil pool |
| RU2406746C1 (en) * | 2009-07-13 | 2010-12-20 | Закрытое акционерное общество (ЗАО) "Научно-производственное предприятие "НефтеСервисКомплект" | Thermotropic gel-forming composition |
| RU2410406C1 (en) * | 2009-12-09 | 2011-01-27 | Учреждение Российской академии наук Институт химии нефти Сибирского отделения РАН (ИХН СО РАН) | Oil recovery enhancing composition and preparation method thereof |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4009755A (en) * | 1976-03-17 | 1977-03-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling the flow of fluids through subterranean formations |
| SU1421849A1 (en) * | 1986-08-25 | 1988-09-07 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of isolating water inflow into operating well |
| US4977960A (en) * | 1985-08-20 | 1990-12-18 | Mobil Oil Corporation | Sodium hydroxide treatment of field water in a biopolymer complex |
| SU1714081A1 (en) * | 1988-11-10 | 1992-02-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Method for preventing and eliminating lost circulation zones in borehole |
| RU2039225C1 (en) * | 1992-07-15 | 1995-07-09 | Газизов Алмаз Шакирович | Heterogeneous oil stratum exploitation method |
| RU2060374C1 (en) * | 1994-02-15 | 1996-05-20 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding |
| RU2083799C1 (en) * | 1995-05-17 | 1997-07-10 | Акционерное общество "Татнефтеотдача" | Compound for isolation of high-permeable zones of reservoir |
| RU2086758C1 (en) * | 1996-01-11 | 1997-08-10 | Закрытое акционерное общество "РИТЭК-Внедрение" | Method for development of oil reservoir |
| RU2103491C1 (en) * | 1996-06-18 | 1998-01-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания Приоритет" | Method for development of nonuniform oil beds |
-
1998
- 1998-08-06 RU RU98115225A patent/RU2167278C2/en active IP Right Revival
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4009755A (en) * | 1976-03-17 | 1977-03-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling the flow of fluids through subterranean formations |
| US4977960A (en) * | 1985-08-20 | 1990-12-18 | Mobil Oil Corporation | Sodium hydroxide treatment of field water in a biopolymer complex |
| SU1421849A1 (en) * | 1986-08-25 | 1988-09-07 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of isolating water inflow into operating well |
| SU1714081A1 (en) * | 1988-11-10 | 1992-02-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Method for preventing and eliminating lost circulation zones in borehole |
| RU2039225C1 (en) * | 1992-07-15 | 1995-07-09 | Газизов Алмаз Шакирович | Heterogeneous oil stratum exploitation method |
| RU2060374C1 (en) * | 1994-02-15 | 1996-05-20 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding |
| RU2083799C1 (en) * | 1995-05-17 | 1997-07-10 | Акционерное общество "Татнефтеотдача" | Compound for isolation of high-permeable zones of reservoir |
| RU2086758C1 (en) * | 1996-01-11 | 1997-08-10 | Закрытое акционерное общество "РИТЭК-Внедрение" | Method for development of oil reservoir |
| RU2103491C1 (en) * | 1996-06-18 | 1998-01-27 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания Приоритет" | Method for development of nonuniform oil beds |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2224092C1 (en) * | 2002-07-10 | 2004-02-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Heterogeneous petroleum layer development governing method |
| RU2319726C1 (en) * | 2006-12-25 | 2008-03-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" ОАО "НИИнефтепромхим" | Reagent for treatment of bottomhole oil formation zone and a process of treating bottomhole oil formation zone |
| RU2334086C1 (en) * | 2007-09-12 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
| RU2340766C1 (en) * | 2007-11-19 | 2008-12-10 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Method of development of hydrocarbons deposit |
| RU2387814C1 (en) * | 2008-12-22 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Method to develop water-flooded oil pool |
| RU2406746C1 (en) * | 2009-07-13 | 2010-12-20 | Закрытое акционерное общество (ЗАО) "Научно-производственное предприятие "НефтеСервисКомплект" | Thermotropic gel-forming composition |
| RU2410406C1 (en) * | 2009-12-09 | 2011-01-27 | Учреждение Российской академии наук Институт химии нефти Сибирского отделения РАН (ИХН СО РАН) | Oil recovery enhancing composition and preparation method thereof |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2078917C1 (en) | Method of development of nonuniform formations with cyclic waterflooding | |
| US4488601A (en) | Control of aluminum cross-linked polyacrylamides for sweep improvement | |
| RU2167278C2 (en) | Method of developing nonuniform oil formation | |
| RU2103491C1 (en) | Method for development of nonuniform oil beds | |
| RU2044872C1 (en) | Method for stimulation of pool with nonuniform reservoirs | |
| RU2080450C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| RU2154160C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2078202C1 (en) | Method for development of nonuniform oil formations | |
| RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
| RU2160832C1 (en) | Method of restriction of water influx to well | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2114991C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2138629C1 (en) | Oil production method | |
| RU2276257C2 (en) | Method for nonuniform permeable cavernous fractured reservoir development | |
| CN106050197A (en) | Analysis method for oil enhancing production mechanism of weak-based ASP flooding | |
| RU2347896C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2014437C1 (en) | Process of selective isolation of water-saturated formation intervals | |
| RU2213215C1 (en) | Method of development of nonuniform permeable formations | |
| RU2097539C1 (en) | Composition for controlling permeability of bed and insulating formation water | |
| RU2011807C1 (en) | Method for petroleum deposit working | |
| RU2186958C1 (en) | Method of isolation of formation high-permeability intervals | |
| RU2162142C2 (en) | Method of developing oil formations nonuniform in permeability | |
| RU2249099C2 (en) | Method for adjusting extraction of non-homogenous oil bed | |
| RU2097537C1 (en) | Composition for controlling permeability of bed and water-inflow shutoff |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090807 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20120210 |