RU2190091C2 - Foam-mediated displacement of oil - Google Patents
Foam-mediated displacement of oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2190091C2 RU2190091C2 RU2000125234A RU2000125234A RU2190091C2 RU 2190091 C2 RU2190091 C2 RU 2190091C2 RU 2000125234 A RU2000125234 A RU 2000125234A RU 2000125234 A RU2000125234 A RU 2000125234A RU 2190091 C2 RU2190091 C2 RU 2190091C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- polymer
- foam
- oil
- aqueous solution
- group
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способу повышения коэффициента нефтеотдачи, в частности к способу вытеснения нефти пеной. The invention relates to a method for increasing oil recovery coefficient, in particular, to a method for oil displacement by foam.
Предшествующий уровень техники
В настоящее время для добычи сырой нефти на многих нефтепромыслах во всем мире широко используется вытеснение нефти нагнетаемой водой, однако в силу неоднородности коллектора и неблагоприятного отношения подвижности воды и нефти в подземном пласте после вытеснения нефти нагнетаемой водой остается много остаточной нефти. Для извлечения этой остаточной нефти помимо бурения по уплотненной сетке постепенно вводится в эксплуатацию широкий спектр новых методов повышения нефтеотдачи, которые прошли стадию экспериментальных разработок и уже получили широкое применение на многих нефтепромыслах во всем мире. При добыче нефти третичными методами одним из наиболее перспективных методов остается нагнетание в пласт растворов химических реагентов. Наиболее широко распространенным методом нагнетания в пласт химических реагентов является метод со смешанным режимом вытеснения, и его применение было расширено от песчаных коллекторов до карбонатных коллекторов. Этот метод постоянно совершенствуется как с точки зрения эксплуатации, так и с точки зрения повышения качества. Кроме того, исследовались и разрабатывались разные смешанные методы вытеснения нефти посредством нагнетания в пласт растворов химических реагентов, например, смешанный двухкомпонентный режим вытеснения, такой как вытеснение нефти щелочью и полимером, поверхностно-активным веществом и щелочью, поверхностно-активным веществом и полимером, а также смешанный трехкомпонентный режим вытеснения нефти, например щелочью, поверхностно-активным веществом и полимером, чтобы повысить коэффициент нефтеотдачи при нагнетании в пласт химических реагентов и снизить себестоимость добычи. Смешанные химические реагенты могут создавать синергетическое действие, которое не только уменьшает количество используемых химических реагентов, но также повышает нефтотдачу по сравнению с отдачей, обеспечиваемой при использовании вытеснения одним химическим реагентом или смешанного двухкомпонентного режима вытеснения нефти. Что касается трехкомпонентного режима вытеснения, то здесь не только ведутся широкие экспериментальные исследования его механизма, но были также проведены испытания его применения на практике и получен довольно значительный эффект. Механизм трехкомпонентного режима вытеснения в основном заключается в следующем: с одной стороны, присутствие полимера в трехкомпонентной системе может повысить вязкость вытесняющей фазы, что уменьшает отношение подвижности нефти и воды и обеспечивает увеличение площади охвата, с другой стороны, синергетическое действие щелочи и поверхностно-активного вещества может обеспечить сверхнизкое межфазное натяжение между водой и нефтью, что позволяет сырой нефти легче отделяться от поверхности пород коллектора и повышает тем самым коэффициент нефтеотдачи режима и, в конечном итоге, значительно повышает добычу. Соответствующие технические решения описаны в документах SPE 24144, SPE 21028, SPE 17538.State of the art
At present, for the extraction of crude oil at many oil fields around the world, the displacement of oil by injected water is widely used, however, due to the heterogeneity of the reservoir and the unfavorable ratio of mobility of water and oil in the underground reservoir, a lot of residual oil remains after the displacement of oil by injected water. In order to extract this residual oil, in addition to drilling on a compacted grid, a wide range of new oil recovery enhancement methods have been put into operation that have passed the stage of experimental development and have already been widely used in many oil fields around the world. When oil is extracted by tertiary methods, one of the most promising methods is the injection of chemical reagents into the reservoir. The most widespread method of injecting chemicals into the reservoir is the mixed displacement mode, and its application has been expanded from sand reservoirs to carbonate reservoirs. This method is constantly being improved both in terms of operation and in terms of improving quality. In addition, various mixed methods of oil displacement by injection of solutions of chemical reagents into the formation were studied and developed, for example, a mixed two-component displacement mode, such as oil displacement by alkali and polymer, surfactant and alkali, surfactant and polymer, and a mixed three-component mode of oil displacement, for example, with alkali, a surfactant and a polymer, in order to increase the oil recovery coefficient when chemical substances are injected into the formation agents and reduce production costs. Mixed chemicals can create a synergistic effect that not only reduces the amount of chemicals used, but also improves oil recovery compared to the recovery provided by using single chemical displacement or a mixed two-component oil displacement mode. As for the three-component displacement regime, not only extensive experimental studies of its mechanism are conducted, but also tests of its application in practice have been carried out and a rather significant effect has been obtained. The mechanism of the three-component displacement mode mainly consists in the following: on the one hand, the presence of polymer in the three-component system can increase the viscosity of the displacement phase, which reduces the ratio of oil to water mobility and provides an increase in the coverage area, on the other hand, the synergistic effect of alkali and surfactant can provide ultra-low interfacial tension between water and oil, which allows crude oil to more easily separate from the surface of the reservoir rocks and thereby increases the coefficient ient recovery mode and, ultimately, significantly increases production. Corresponding technical solutions are described in documents SPE 24144, SPE 21028, SPE 17538.
Для повышения способности закупоривания высокопроницаемой зоны или зоны поглощения в результате интенсивных исследований была найдена пена, которая может проникать более полно и уменьшать проницаемость сильнее, чем полимер или гель, причем обычно различают нормальную пену и обогащенную пену. Нормальную пену образуют над или под землей, обычно посредством добавления поверхностно-активного вещества в нагнетаемый газ. Например, в патенте США 5363915 описан метод повышения нефтеотдачи с помощью пены, полученной из неионогенного поверхностно-активного вещества, неконденсирующегося газа и воды. Такая пена отличается устойчивостью и ее можно получать под или над землей перед нагнетанием в скважину. Она предпочтительно применяется в карбонатных пластах с легкой нефтью. Кроме того, в патенте США 5074358 описан другой вид стабильной пены. Она представляет собой обогащенную пену, содержащую в дополнение к поверхностно-активному веществу химический реагент, который может повысить вязкость. Например, в патенте США 5307878 описана обогащенная полимером пена, которая используется для повышения устойчивости пены и уменьшения проблемы образования языков газа. Эта обогащенная полимером пена содержит полимер, водный растворитель и газ. В патенте США 5129457 описана обогащенная полимером пена для обработки подземных пластов, имеющих разрывы, которая повышает добычу жидкого углеводорода. Данная пена также содержит полимер, поверхностно-активное вещество, водный растворитель и газ, и эта пена предпочтительно проникает в трещины, присутствующие в подземном пласте. Однако описанные выше процессы, предназначенные для повышения отдачи нефти, направлены на повышение коэффициента охвата вытесняющего реагента, и химический компонент пены не может обеспечить сверхнизкое межфазное натяжение с нефтью, как это имеет место в трехкомпонентной системе вытеснения, поэтому окончательная нефтеотдача обычно составляет 50-60%, тогда как в процессе трехкомпонентного вытеснения способность полимера управлять профилем намного ниже, чем у пены, что ограничивает повышение коэффициента охвата, и вытесняющая жидкость легко прорывается в высокопроницаемую зону и образует в ней каналы. В результате окончательная нефтеотдача обычно составляет около 60%. Следовательно, существует потребность в разработке метода вытеснения нефти, позволяющего полностью использовать синергетические преимущества процесса вытеснения нефти пеной и трехкомпонентного режима вытеснения, чтобы повысить нефтеотдачу из подземного нефтеносного пласта и обеспечить извлечение остаточной нефти из зоны с низкой проницаемостью, имеющей относительно высокое насыщение, а также нефти, вытесненной нагнетаемой водой, но не добытой при этом. To increase the ability to plug a highly permeable or absorption zone as a result of intensive studies, a foam has been found that can penetrate more fully and reduce permeability more than polymer or gel, and normal foam and enriched foam are usually distinguished. A normal foam is formed above or below the ground, usually by adding a surfactant to the injected gas. For example, US Pat. No. 5,363,915 describes a method for enhancing oil recovery using a foam derived from a nonionic surfactant, non-condensable gas and water. Such a foam is stable and can be obtained under or above the ground before injection into the well. It is preferably used in light oil carbonate formations. In addition, US Pat. No. 5,074,358 describes another type of stable foam. It is an enriched foam containing, in addition to a surfactant, a chemical that can increase viscosity. For example, US Pat. No. 5,307,878 describes a polymer-enriched foam that is used to increase foam stability and reduce the problem of gas tongue formation. This polymer enriched foam contains a polymer, an aqueous solvent, and gas. US Pat. No. 5,219,457 describes a polymer-enriched foam for treating subterranean formations having fractures that increases the production of liquid hydrocarbon. This foam also contains a polymer, a surfactant, an aqueous solvent and gas, and this foam preferably penetrates into the cracks present in the subterranean formation. However, the processes described above, designed to increase oil recovery, are aimed at increasing the coverage factor of the displacing reagent, and the chemical component of the foam cannot provide ultra-low interfacial tension with oil, as is the case in a three-component displacement system, so the final oil recovery is usually 50-60% , while in the process of three-component displacement, the polymer’s ability to control the profile is much lower than that of the foam, which limits the increase in the coverage coefficient, and the displacement fluid It easily breaks into a highly permeable zone and forms channels in it. As a result, final oil recovery is usually around 60%. Therefore, there is a need to develop a method of oil displacement, which allows full use of the synergistic advantages of the process of oil displacement by foam and a three-component displacement mode in order to increase oil recovery from an underground oil reservoir and to ensure the extraction of residual oil from a zone with low permeability, which has a relatively high saturation, as well as oil displaced by injected water, but not produced at the same time.
Задача, решаемая изобретением
В основу настоящего изобретения поставлена задача полностью использовать преимущества высокого коэффициента полноты вытеснения, обеспечиваемого трехкомпонентным режимом вытеснения, и высокого коэффициента охвата, обеспечиваемого методом вытеснения пеной, чтобы тем самым повысить нефтеотдачу посредством нагнетания газа и трехкомпонентной системы одновременно или поочередно для образования пены над или под землей и тем самым исключить низкий коэффициент охвата, свойственный трехкомпонентному режиму вытеснения, и низкий коэффициент полноты вытеснения, свойственный методу вытеснения пеной.The problem solved by the invention
The object of the present invention is to fully exploit the advantages of the high coefficient of fullness of the displacement provided by the three-component mode of displacement, and the high coefficient of coverage provided by the method of displacement by foam, thereby increasing oil recovery by pumping gas and a three-component system simultaneously or alternately to form foam above or below the ground and thereby eliminate the low coverage coefficient inherent in the three-component displacement mode and the low coefficient t completeness of repression peculiar method of foam displacement.
Краткое описание сущности изобретения
Настоящее изобретение относится к способу повышения нефтеотдачи из подземного нефтеносного пласта, в частности к способу вытеснения нефти пеной, согласно которому
(1) нагнетают в коллектор водный раствор полимера в качестве предшествующей пробки в количестве 2-8% объема порового пространства пласта,
(2) периодически нагнетают, одновременно или поочередно, в количестве 10-50% объема порового пространства пласта неконденсирующийся газ и водный раствор пенообразующего состава для образования связанной пены под землей, или периодически нагнетают связанную пену, образованную заблаговременно из упомянутых газа и водного раствора над землей, при этом водный раствор пенообразующего состава содержит щелочь, поверхностно-активное вещество и полимер, упомянутый водный раствор пенообразующего состава представляет собой систему со сверхнизким межфазным натяжением, и межфазное натяжение между пенообразующим составом и вытесняемой подземной нефтью может достигать по порядку величины 10-3 мН/м,
(3) нагнетают водный раствор полимера, используемый в качестве защитной пробки, в количестве 10-45% объема порового пространства пласта.SUMMARY OF THE INVENTION
The present invention relates to a method for increasing oil recovery from an underground oil reservoir, in particular, to a method for oil displacement by foam, according to which
(1) injecting into the reservoir an aqueous polymer solution as a preceding plug in an amount of 2-8% of the pore volume of the formation,
(2) periodically injecting, simultaneously or alternately, in an amount of 10-50% of the pore volume of the formation non-condensable gas and an aqueous solution of a foaming composition to form a bound foam underground, or periodically injecting a bound foam formed in advance of said gas and an aqueous solution above the ground wherein the aqueous solution of the foaming composition contains an alkali, a surfactant and a polymer, said aqueous solution of the foaming composition is an ultra-low system interfacial tension and interfacial tension between the composition and extruding the foaming subterranean oil can reach the order of 10 -3 mN / m,
(3) injecting an aqueous polymer solution used as a protective plug in an amount of 10-45% of the pore volume of the formation.
Подробное описание изобретения
Настоящее изобретение относится к способу повышения нефтеотдачи из подземного нефтеносного пласта, в частности к способу вытеснения нефти пеной, согласно которому
(1) нагнетают в коллектор водный раствор полимера в качестве предшествующей пробки,
(2) периодически нагнетают, одновременно или поочередно, неконденсирующийся газ и водный раствор пенообразующего состава для образования связанной пены под землей, или периодически нагнетают связанную пену, образованную заблаговременно из вышеупомянутых газа и водного раствора над землей, причем водный раствор пенообразующего состава содержит щелочь, поверхностно-активное вещество и полимер,
(3) нагнетают водный раствор полимера, используемый в качестве защитной пробки.DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
The present invention relates to a method for increasing oil recovery from an underground oil reservoir, in particular, to a method for oil displacement by foam, according to which
(1) injecting into the collector an aqueous polymer solution as a precursor plug,
(2) periodically injecting, simultaneously or alternately, a non-condensable gas and an aqueous solution of a foaming composition to form a bonded foam underground, or periodically injecting a bonded foam formed in advance of the aforementioned gas and an aqueous solution above the ground, wherein the aqueous solution of the foaming composition contains alkali, surface -active substance and polymer,
(3) injecting an aqueous polymer solution used as a protective plug.
В известных аналогах из-за наличия зоны высокой проницаемости или зоны поглощения в нефтеносном пласте двухкомпонентный режим вытеснения и трехкомпонентный режим вытеснения в определенной степени приводят к образованию языков. После большого числа исследований было обнаружено, что можно использовать водный раствор полимера в качестве предшествующей пробки перед тем, как нагнетать смешанную систему вытеснения в нефтеносный пласт, так что, с одной стороны, водный раствор полимера входит преимущественно в зону высокой проницаемости и/или зону поглощения и снижает ее проницаемость, а это не дает газу, содержащемуся в нагнетаемой пене, выходить по каналу высокой проницаемости, а с другой стороны, молекулы полимера адсорбируются и задерживаются на поверхности породы, что может эффективно снизить потери разных активных веществ при последующем поглощении пены на поверхности породы. In the known analogues, due to the presence of a high permeability zone or an absorption zone in the oil-bearing formation, the two-component displacement mode and the three-component displacement mode to some extent lead to the formation of languages. After a large number of studies, it was found that it is possible to use an aqueous polymer solution as a previous plug before injecting a mixed displacement system into the oil reservoir, so that, on the one hand, the aqueous polymer solution enters predominantly in the high permeability zone and / or absorption zone and reduces its permeability, and this does not allow the gas contained in the injection foam to escape through the channel of high permeability, and on the other hand, polymer molecules are adsorbed and retained on the surface of the pore s that can effectively reduce the loss of different active substances at subsequent absorption of foam on the rock surface.
Согласно настоящему изобретению полимер, используемый в качестве предшествующей пробки, может быть водорастворимым биополимером и/или синтетическим полимером с молекулярным весом 300-30000 дальтонов. Биополимер представляет собой ксантановую смолу или гуаровую смолу, а синтетический полимер представляет собой полиакриламид и частично гидролизованный полиакриламид. According to the present invention, the polymer used as the previous plug may be a water-soluble biopolymer and / or a synthetic polymer with a molecular weight of 300-30000 daltons. The biopolymer is xanthan gum or guar gum, and the synthetic polymer is polyacrylamide and partially hydrolyzed polyacrylamide.
В предложенном способе после того, как водный раствор полимера, используемый в качестве предшествующей пробки, был введен в подземный водоносный пласт, периодически нагнетают, одновременно или поочередно, неконденсирующийся газ и водный раствор пенообразующего состава, содержащего щелочь, поверхностно-активное вещество и полимер, для образования связанной пены под землей, или же периодически нагнетают связанную пену, образованную заблаговременно из упомянутых газа и водного раствора над землей. Так как водный раствор полимера, используемый в качестве предшествующей пробки, нагнетают первым, пена, образующаяся под землей после нагнетания, одновременно или поочередно, из неконденсирующегося газа и пенообразующего раствора, или ее существенное свойство водного раствора пенообразующего состава состоит в том, что он способен обеспечивать сверхнизкое межфазное натяжение с остаточной нефтью при относительно высокой вязкости. Полимер, добавляемый в водный раствор, может повысить вязкость вытесняющей фазы, снизить относительную подвижность и повысить коэффициент охвата. Синергетический эффект щелочи и поверхностно-активного вещества может обеспечить сверхнизкое межфазное натяжение, так что величина межфазного натяжения нефть - вода может достигать по порядку величины 10-3 мН/м, и вся система является системой с сверхнизким межфазным натяжением. Таким образом, можно повысить коэффициент полного вытеснения, что приведет к существенному повышению нефтеотдачи. Предложенный способ смешанного вытеснения нефти пеной позволяет повысить общий коэффициент нефтеотдачи в целом на 25-30%.In the proposed method, after the aqueous polymer solution used as the preceding plug has been introduced into the underground aquifer, the non-condensable gas and the aqueous solution of the foaming composition containing alkali, surfactant and polymer are periodically injected, simultaneously or alternately, for formation of bonded foam underground, or periodically injected bonded foam formed in advance from the aforementioned gas and aqueous solution above the ground. Since the aqueous polymer solution used as the previous plug is injected first, the foam formed underground after injection, simultaneously or alternately, from non-condensable gas and the foaming solution, or its essential property of the aqueous solution of the foaming composition is that it is able to provide ultra-low interfacial tension with residual oil at a relatively high viscosity. The polymer added to the aqueous solution can increase the viscosity of the displacing phase, reduce the relative mobility and increase the coefficient of coverage. The synergistic effect of alkali and surfactant can provide ultra-low interfacial tension, so that the magnitude of the oil-water interfacial tension can reach 10 -3 mN / m in order of magnitude, and the entire system is a system with ultra-low interfacial tension. Thus, it is possible to increase the coefficient of complete displacement, which will lead to a significant increase in oil recovery. The proposed method of mixed oil displacement of oil by foam allows to increase the overall oil recovery coefficient as a whole by 25-30%.
Согласно настоящему изобретению, водный раствор пенообразующего состава может содержать 0,5-1,5 мас.% щелочи, 0,05-0,5 мас.% поверхностно-активного вещества и 0,05-0,5 мас.% полимера из расчета на общий вес раствора. Щелочь включает гидроксид натрия, гидроксид калия, карбонат калия, бикарбонат калия, карбонат натрия и/или бикарбонат натрия, предпочтительно щелочью является гидроксид натрия и карбонат натрия; поверхностно-активное вещество включает ионогенное поверхностно-активное вещество или неионогенное поверхностно-активное вещество, при этом ионогенное поверхностно-активное вещество включает альфа-олефиновый сульфонат, алкил натрий сульфонат C12-16, натрий алкил-бензоловый сульфонат C14-18, а неионогенное поверхностно-активное вещество содержит триэтаноламин; полимер может быть водорастворимым биополимером и/или синтетическим полимером с молекулярным весом 300-30000 дальтонов, биополимер включает ксантановую смолу и гуаровую смолу, синтетический полимер включает полиакриламид и частично гидролизованный полиакриламид.According to the present invention, the aqueous solution of the foaming composition may contain 0.5-1.5 wt.% Alkali, 0.05-0.5 wt.% Surfactant and 0.05-0.5 wt.% Polymer based on the total weight of the solution. The alkali includes sodium hydroxide, potassium hydroxide, potassium carbonate, potassium bicarbonate, sodium carbonate and / or sodium bicarbonate, preferably the alkali is sodium hydroxide and sodium carbonate; a surfactant includes an ionic surfactant or a nonionic surfactant, wherein the ionic surfactant includes alpha olefin sulfonate, C 12-16 alkyl sodium sulfonate, C 14-18 sodium alkyl benzene sulfonate, and nonionic surfactant contains triethanolamine; the polymer may be a water-soluble biopolymer and / or a synthetic polymer with a molecular weight of 300-30000 daltons, the biopolymer includes xanthan gum and guar gum, the synthetic polymer includes polyacrylamide and partially hydrolyzed polyacrylamide.
В пенообразующем составе, использующемся в настоящем изобретении, ионогенное или неионогенное поверхностно-активное вещество создает синергетический эффект с щелочью, в результате чего пенообразующий состав обеспечивает сверхнизкое межфазное натяжение между ним и нефтью порядка величины 10-3 мН/м и имеет пенообразующую способность.In the foaming composition used in the present invention, the ionic or nonionic surfactant creates a synergistic effect with alkali, as a result of which the foaming composition provides ultra-low interfacial tension between it and the oil of the order of magnitude of 10 -3 mN / m and has a foaming ability.
Третий этап предложенного способа заключается в нагнетании полимера, используемого в качестве защитной пробки, после чего проводят заводнение. Целью нагнетания защитной пробки является обеспечение эффективной защиты вспененной пены и уменьшение разжижающего действия на пену последующего вытеснения нагнетаемой водой. На практике было доказано, что согласно предложенному способу нагнетание полимерной защитной пробки может дополнительно повысить эффект, создаваемый пеной. The third stage of the proposed method consists in injecting a polymer used as a protective plug, after which waterflooding is carried out. The purpose of injection of the protective plug is to provide effective protection for foamed foam and to reduce the fluidizing effect on the foam of the subsequent displacement by pumped water. In practice, it was proved that according to the proposed method, the injection of the polymer protective plug can further increase the effect created by the foam.
Согласно предложенному способу полимер, используемый в качестве защитной пробки, является водорастворимым биополимером и/или синтетическим полимером с молекулярным весом 300-30000 дальтонов, причем указанный полимер включает ксантановую смолу и гуаровую смолу; синтетический полимер включает полиакриламид и частично гидролизованный полиакриламид. According to the proposed method, the polymer used as a protective plug is a water-soluble biopolymer and / or synthetic polymer with a molecular weight of 300-30000 daltons, said polymer comprising xanthan gum and guar gum; the synthetic polymer includes polyacrylamide and partially hydrolyzed polyacrylamide.
В предложенном способе также предусмотрена процедура проведения последующего вытеснения нефти водой после нагнетания упомянутого водного раствора полимера, используемого в качестве защитной пробки. The proposed method also provides a procedure for the subsequent displacement of oil by water after injection of said aqueous polymer solution used as a protective plug.
Механизм смешанного способа вытеснения нефти пеной согласно изобретению заключается в следующем: с одной стороны, вспененная пена проникает преимущественно в высокопроницаемые поры, присутствующие в подземном пласте, и закупоривает их, что вынуждает вытесняющую жидкость (включающую пену) отклоняться и поступать в зону низкой проницаемости, повышая тем самым коэффициент охвата; с другой стороны, нагнетаемая трехкомпонентная система может создавать сверхнизкое межфазное натяжение с нефтью, в результате чего нефть легче отделяется от поверхности породы, повышается коэффициент полноты вытеснения и пена стабилизируется до определенной степени, в то же время плавучее действие газа повышает подвижность нефти в зоне средней и низкой проницаемости верхнего пласта, повышая тем самым отдачу углеводорода, т.е. нефтеотдачу. The mechanism of the mixed method of oil displacement by foam according to the invention is as follows: on the one hand, foamed foam penetrates mainly into the highly permeable pores present in the subterranean formation and clogs them, which forces the displacement fluid (including foam) to deflect and enter the low permeability zone, increasing thereby the coverage rate; on the other hand, an injection three-component system can create ultra-low interfacial tension with oil, as a result of which oil is more easily separated from the rock surface, the coefficient of completeness of extrusion is increased, and the foam is stabilized to a certain extent, while the floating action of the gas increases the mobility of oil in the middle and low permeability of the upper reservoir, thereby increasing the return of hydrocarbon, i.e. oil recovery.
Полимер, содержащийся в трехкомпонентной системе, используемой в предложенном способе, может повысить устойчивость вспененной пены. В примере осуществления настоящего изобретения создавали трехкомпонентную систему из ORS-41, используемого в качестве поверхностно-активного вещества, гидроксида натрия, используемого в качестве щелочи, и разных количеств гидролизованного полиакриламида (ГПАМ), используемого в качестве полимера, и определяли период полураспада (t1/2) пены, полученной из данной трехкомпонентной системы. Результаты представлены в табл. 1.The polymer contained in the three-component system used in the proposed method can increase the stability of foamed foam. In an embodiment of the present invention, a three-component system was created from ORS-41 used as a surfactant, sodium hydroxide used as an alkali, and various amounts of hydrolyzed polyacrylamide (GPAM) used as a polymer, and the half-life (t 1 / 2 ) foam obtained from this three-component system. The results are presented in table. 1.
Как видно из табл. 1, добавление полимера увеличивает период полураспада пены, полученной из данного состава. Чем больше количество полимера, тем продолжительнее период полураспада пены, т.е. тем выше ее устойчивость. As can be seen from the table. 1, the addition of polymer increases the half-life of the foam obtained from this composition. The larger the amount of polymer, the longer the half-life of the foam, i.e. the higher its stability.
Согласно преложенному способу при применении смешанной системы вытеснения пеной для добычи нефти используемое количество разных компонентов зависит от условий коллектора в нефтедобывающих районах, таких как неоднородность, потери химических реагентов, экономические затраты и т.п. Обычно из расчета на объем порового пространства (ОП) в подземном пласте количество газа составляет не менее 50% объема порового пространства, количество жидкости составляет 10-50% объема порового пространства, количество полимера, используемого в качестве предшествующей пробки и защитной пробки, соответственно составляет 2-8% и 10-45% объема порового пространства. According to the proposed method, when using a mixed foam displacement system for oil production, the amount of various components used depends on the conditions of the reservoir in oil producing regions, such as heterogeneity, loss of chemicals, economic costs, etc. Typically, based on the volume of pore space (OP) in the subterranean formation, the amount of gas is at least 50% of the volume of the pore space, the amount of liquid is 10-50% of the volume of the pore space, the amount of polymer used as the previous plug and protective plug, respectively, is 2 -8% and 10-45% of the pore space.
В зависимости от геологических характеристик коллектора и ситуаций сетки размещения скважин количество полимера, используемого в качестве предшествующей пробки и защитной пробки, может быть уменьшено, более того, эти две пробки или любая из них могут быть исключены. Depending on the geological characteristics of the reservoir and the situations of the well placement grid, the amount of polymer used as the previous plug and protective plug can be reduced, moreover, these two plugs or any of them can be eliminated.
Настоящее изобретение можно использовать для повышения коэффициента нефтеотдачи из подземного нефтеносного пласта, причем при использовании вытеснения нагнетаемой водой коэффициент нефтеотдачи может быть повышен на 25-30% исходной нефти в пласте (ИНП). The present invention can be used to increase the recovery factor from an underground oil reservoir, and when using displacement by pumped water, the recovery factor can be increased by 25-30% of the original oil in the reservoir (SIP).
В дальнейшем изобретение будет описано более подробно со ссылками на следующие примеры. Однако понятно, что настоящее изобретение не ограничено этими примерами. The invention will be further described in more detail with reference to the following examples. However, it is understood that the present invention is not limited to these examples.
Пример
Было проведено экспериментальное вытеснение нефти нагнетаемой водой из керна с использованием искусственного двухмерного керна (I). Геометрический размер керна составлял 4,5 см • 4,5 см • 30 см. Керн готовили из кварцевого песка, связанного эпоксидной смолой, и его средняя проницаемость составляла около 1 мкм2. Керн состоял из трех слоев и представлял распределение с положительным ритмом. Коэффициент изменения проницаемости составлял 0,72, а первичная соленость воды была 6778 мг/л. Использовалась дегазированная и дегидрированная нефть из месторождения, соленость вытесняющей воды составляла 3700 мг/л.Example
An experimental displacement of oil by injected water from a core was carried out using an artificial two-dimensional core (I). The geometrical core size was 4.5 cm • 4.5 cm • 30 cm. The core was prepared from quartz sand bound by epoxy resin, and its average permeability was about 1 μm 2 . Kern consisted of three layers and represented a distribution with a positive rhythm. The coefficient of change in permeability was 0.72, and the primary salinity of the water was 6778 mg / L. Degassed and dehydrated oil from the field was used, the salinity of the displacing water was 3700 mg / l.
Пример 1
Пенообразующий состав состоял из следующих компонентов:
Компонент - Количество, мас.%
Алкильный ароматический сульфонат1 - 0,3
Гидролизованный полиакламид2 - 0,12
Гидроксид натрия - 1,0
Вода3 - Остальное
1 Торговое наименование: ORS-41, поставляет компания ICT Incorporated, США.Example 1
The foaming composition consisted of the following components:
Component - Amount, wt.%
Alkyl aromatic sulfonate 1 - 0.3
Hydrolyzed Polyaclamide 2 - 0.12
Sodium hydroxide - 1.0
Water 3 - Else
1 Trade name: ORS-41, supplied by ICT Incorporated, USA.
2 Торговое наименование: 1275А, молекулярный вес: 17000000, степень гидролиза: 25%, поставляет компания United Colloid Incorporated, Англия. 2 Trade name: 1275A, molecular weight: 17000000, degree of hydrolysis: 25%, supplied by United Colloid Incorporated, England.
3 Соленость воды: 918,34 мг/л. 3 Salinity of water: 918.34 mg / l.
Экспериментальное вытеснение проводили с использованием искусственного керна, описанного выше. После насыщения керна водой использовали нефть для вытеснения воды, чтобы обеспечить исходное насыщение керна нефтью. Затем воду использовали для вытеснения нефти до тех пор, пока содержание воды в дренируемой жидкости не достигало 98% на выходе из керна. Затем, когда давление на выходе керна составляло 8,0 МПа, нагнетали упомянутую пену, образованную из водного раствора и газа метана, причем нагнетаемый объем водного раствора пенообразующего состава составлял 0,3 ОП, нагнетаемого газа - 0,36 ОП, после чего нагнетали 0,283 ОП водного раствора полимера (127А) с концентрацией 600 мг/л в качестве защитной пробки, а наконец проводили вытеснение водой до тех пор, пока содержание воды в дренируемой жидкости не достигало 98% на выходе из керна. Результаты представлены в табл. 2. Experimental displacement was performed using an artificial core described above. After the core was saturated with water, oil was used to displace the water to provide the initial saturation of the core with oil. Then, water was used to displace the oil until the water content in the drained liquid reached 98% at the core exit. Then, when the core outlet pressure was 8.0 MPa, the aforementioned foam formed from an aqueous solution and methane gas was injected, the injection volume of the aqueous solution of the foaming composition being 0.3 OD, the injection gas 0.36 OD, after which 0.283 was injected The OD of an aqueous polymer solution (127A) with a concentration of 600 mg / L as a protective plug, and finally, water was displaced until the water content in the drained liquid reached 98% at the core exit. The results are presented in table. 2.
Как видно из результатов, представленных в табл. 2, на основании вытеснения водой смешанный способ вытеснения пеной можно использовать для повышения нефтеотдачи приблизительно на 30%, при этом общая нефтеотдача составляет 60%. As can be seen from the results presented in table. 2, based on water displacement, the mixed foam displacement method can be used to increase oil recovery by approximately 30%, with a total oil recovery of 60%.
Пример 2
Выполняли те же процедуры, что и в примере 1, за двумя исключениями: давление на выходе из керна было нормальным, газ и связанную систему нагнетали 11 порциями, и отношение газ - жидкость поддерживали на уровне 1,0. Результаты представлены в табл. 3.Example 2
The same procedures were performed as in Example 1, with two exceptions: the pressure at the core exit was normal, the gas and the associated system were injected in 11 portions, and the gas-liquid ratio was maintained at 1.0. The results are presented in table. 3.
Как видно из результатов в табл. 3, на основании вытеснения водой поочередное нагнетание газа и жидкости дополнительно повышает нефтеотдачу на 33,5%, и общая нефтеотдача достигает 73,6%, свидетельствуя о том, что при поочередном нагнетании газа метана и водного раствора пенообразующего состава можно образовать в керне связанную пену с отличной структурой и свойствами, и эта связанная пена имеет такой же эффект, как и пена, образованная до нагнетания в керны. As can be seen from the results in table. 3, based on water displacement, the sequential injection of gas and liquid additionally increases oil recovery by 33.5%, and the total oil recovery reaches 73.6%, indicating that, by alternately injecting methane gas and an aqueous solution of a foaming composition, bonded foam can be formed in the core with excellent structure and properties, and this bonded foam has the same effect as the foam formed prior to core injection.
В следующих примерах использовалась модель с песчаным уплотнением, представляющая собой двухмерную, продольно неоднородную модель (II) со сложным ритмом. Геометрический размер модели (II) составлял 4,5 см • 4,5 см • 30 см. Модель готовили из кварцевого песка, связанного эпоксидной смолой, средняя проницаемость которой составляла около 1 мкм2. Керн состоял из пяти слоев без непроницаемого барьера, коэффициент изменения проницаемости был 0,61, проницаемость каждого слоя от верхнего к нижнему соответственно составляла 190•10-3 мкм2, 650•10-3 мкм2, 390•10-3 мкм2, 2700•10-3 мкм2, 1100•10-3 мкм2. Вода, использовавшаяся для насыщения модели, была искусственным синтетически моделированным рассолом с соленостью 6778 мг/л. Использовалась дегазированная и дегидрированная нефть из месторождения; вода, использованная для приготовления пенообразующего состава, и вытесняющая вода представляли собой искусственную синтетическую пластовую воду с соленостью 918,34 мл/л. Температура эксперимента была 45o.In the following examples, a sand compaction model was used, which is a two-dimensional, longitudinally heterogeneous model (II) with a complex rhythm. The geometric size of model (II) was 4.5 cm • 4.5 cm • 30 cm. The model was prepared from quartz sand bound by epoxy resin, the average permeability of which was about 1 μm 2 . The core consisted of five layers without an impermeable barrier, the coefficient of change in permeability was 0.61, the permeability of each layer from the top to the bottom was 190 • 10 -3 μm 2 , 650 • 10 -3 μm 2 , 390 • 10 -3 μm 2 , respectively. 2700 • 10 -3 microns 2 , 1100 • 10 -3 microns 2 . The water used to saturate the model was an artificial synthetically modeled brine with a salinity of 6778 mg / L. Degassed and dehydrogenated oil from the field was used; the water used to prepare the foaming composition, and the displacing water was an artificial synthetic formation water with a salinity of 918.34 ml / l. The temperature of the experiment was 45 o .
Пример 3
Экспериментальное вытеснение проводили в модели (II) искусственного керна, описанной выше. Использовался тот же пенообразующий состав, что и примере 1. После насыщения керна водой использовали нефть для вытеснения воды, чтобы обеспечить исходное насыщение керна нефтью. Затем использовали воду для вытеснения нефти со скоростью 1 m/d до тех пор, пока содержание воды на выходе из керна не составляло 98%. Таким образом вычисляли отдачу при вытеснении водой. Затем, когда давление на выходе из керна было 8,0 МПа, нагнетали пену, полученную из водного раствора пенообразующего состава и газа метана, со скоростью около 1 m/d, при этом нагнетаемый объем водного раствора пенообразующего состава составлял 0,3 ОП, объем нагнетаемого газа был 0,36 ОП, затем нагнетали 0,283 ОП водного раствора полимера (1275 А) с концентрацией 600 мг/л в качестве защитной пробки, и наконец, проводили вытеснение водой до тех пор, пока содержание воды на выходе из керна не составляло 98%. Результаты представлены в табл. 4.Example 3
Experimental displacement was performed in the artificial core model (II) described above. The same foaming composition was used as in Example 1. After the core was saturated with water, oil was used to displace the water to ensure the initial saturation of the core with oil. Then, water was used to displace the oil at a speed of 1 m / d until the water content at the core exit was 98%. Thus, the return on water displacement was calculated. Then, when the pressure at the core exit was 8.0 MPa, the foam obtained from the aqueous solution of the foaming composition and methane gas was injected at a speed of about 1 m / d, while the injection volume of the aqueous solution of the foaming composition was 0.3 OD, volume the injection gas was 0.36 OD, then 0.283 OD of an aqueous polymer solution (1275 A) with a concentration of 600 mg / L was injected as a protective plug, and finally, water was displaced until the water content at the core exit was 98 % The results are presented in table. 4.
Эти результаты иллюстрируют, что настоящее изобретение особенно пригодно для подземных пластов с положительным ритмом. These results illustrate that the present invention is particularly suitable for positive rhythm subterranean formations.
Пример 4
Экспериментальное вытеснение проводили в модели искусственного керна (II), описанной выше, с использованием такого же пенообразующего состава, как в примере 1. После насыщения керна водой использовали нефть для вытеснения воды, чтобы обеспечить исходное насыщение керна нефтью. Затем применяли вытеснение нефти водой со скоростью 1 m/d до тех пор, пока содержание воды не достигало 98% на выходе из керна. Таким образом рассчитывали нефтеотдачу при вытеснении водой. После этого, когда давление на выходе керна было 8,0 МПа, поочередно нагнетали пену, полученную из водного раствора пенообразующего состава, и газ метан в соответствии со следующим графиком: (1) нагнетали 0,1 ОП пенообразующего состава и 0,05 ОП природного газа; (2) нагнетали 0,05 ОП пенообразующего состава и 0,05 ОП природного газа; (3) нагнетали 0,05 ОП пенообразующего состава и 0,05 ОП природного газа; (4) нагнетали 0,05 ОП пенообразующего состава и 0,05 ОП природного газа; (5) нагнетали 0,05 ОП пенообразующего состава и 0,1 ОП природного газа. После этого нагнетали 0,283 ОП водного раствора полимера (1275А) с концентрацией 600 мг/л в качестве защитной пробки, и наконец проводили вытеснение водой до тех пор, пока содержание воды на выходе из керна не достигало 98%. Результаты представлены в табл. 5.Example 4
Experimental displacement was performed in the artificial core (II) model described above, using the same foaming composition as in Example 1. After the core was saturated with water, oil was used to displace the water to provide the initial core saturation with oil. Then, oil displacement with water was applied at a speed of 1 m / d until the water content reached 98% at the core exit. Thus, oil recovery was calculated for water displacement. After that, when the core outlet pressure was 8.0 MPa, the foam obtained from the aqueous solution of the foaming composition was alternately injected and methane gas in accordance with the following schedule: (1) 0.1 OD of the foaming composition and 0.05 OD of natural gas; (2) 0.05 OD of foaming composition and 0.05 OD of natural gas were injected; (3) 0.05 OD of foaming composition and 0.05 OD of natural gas were injected; (4) 0.05 OD of foaming composition and 0.05 OD of natural gas were injected; (5) 0.05 OD of foaming composition and 0.1 OD of natural gas were injected. After that, 0.283 OD of an aqueous polymer solution (1275A) with a concentration of 600 mg / L was injected as a protective plug, and finally water was replaced until the water content at the core exit reached 98%. The results are presented in table. 5.
Как отмечалось выше, предложенный способ можно использовать для повышения нефтеотдачи на 25-30% и он является высоко эффективным способом повышения нефтеотдачи, пригодным для условий неоднородного коллектора. As noted above, the proposed method can be used to increase oil recovery by 25-30% and it is a highly effective way to increase oil recovery, suitable for heterogeneous reservoir conditions.
Описанное выше изобретения было проиллюстрировано примерами его воплощения, однако эти примеры не являются ограничительными. Понятно, что специалист в данной области техники сможет внести в изобретение разные модификации и дополнения, не выходящие за рамки его сущности и объема притязаний. The invention described above was illustrated by examples of its embodiment, however, these examples are not restrictive. It is clear that a person skilled in the art will be able to make various modifications and additions to the invention that do not go beyond its essence and scope of claims.
Claims (16)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000125234A RU2190091C2 (en) | 1998-04-06 | 1998-04-06 | Foam-mediated displacement of oil |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000125234A RU2190091C2 (en) | 1998-04-06 | 1998-04-06 | Foam-mediated displacement of oil |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2000125234A RU2000125234A (en) | 2002-09-20 |
| RU2190091C2 true RU2190091C2 (en) | 2002-09-27 |
Family
ID=20240694
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000125234A RU2190091C2 (en) | 1998-04-06 | 1998-04-06 | Foam-mediated displacement of oil |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2190091C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2277632C1 (en) * | 2005-03-04 | 2006-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Объединенный центр исследований и разработок "ООО"ЮРД-Центр" | Oil field recovery increase method |
| RU2366795C1 (en) * | 2008-10-27 | 2009-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well construction |
| RU2471970C1 (en) * | 2011-09-14 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method for liquid displacement from formation |
| WO2013050364A1 (en) | 2011-10-04 | 2013-04-11 | Wintershall Holding GmbH | Method for extracting petroleum from an underground deposit |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4606407A (en) * | 1984-11-29 | 1986-08-19 | Mobil Oil Corporation | Programmed gelation of polymers for oil reservoir permeability control |
| US5129457A (en) * | 1991-03-11 | 1992-07-14 | Marathon Oil Company | Enhanced liquid hydrocarbon recovery process |
| RU1773101C (en) * | 1990-03-15 | 1995-01-09 | Акционерное общество "Технефтегаз" | Method for development of oil fields |
| RU2034981C1 (en) * | 1992-10-15 | 1995-05-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method of exploitation of oil pool |
| RU2039226C1 (en) * | 1993-07-08 | 1995-07-09 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Oil field exploitation method |
| RU2043489C1 (en) * | 1993-08-10 | 1995-09-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of oil pool |
-
1998
- 1998-04-06 RU RU2000125234A patent/RU2190091C2/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4606407A (en) * | 1984-11-29 | 1986-08-19 | Mobil Oil Corporation | Programmed gelation of polymers for oil reservoir permeability control |
| RU1773101C (en) * | 1990-03-15 | 1995-01-09 | Акционерное общество "Технефтегаз" | Method for development of oil fields |
| US5129457A (en) * | 1991-03-11 | 1992-07-14 | Marathon Oil Company | Enhanced liquid hydrocarbon recovery process |
| RU2034981C1 (en) * | 1992-10-15 | 1995-05-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method of exploitation of oil pool |
| RU2039226C1 (en) * | 1993-07-08 | 1995-07-09 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Oil field exploitation method |
| RU2043489C1 (en) * | 1993-08-10 | 1995-09-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of oil pool |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2277632C1 (en) * | 2005-03-04 | 2006-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Объединенный центр исследований и разработок "ООО"ЮРД-Центр" | Oil field recovery increase method |
| RU2366795C1 (en) * | 2008-10-27 | 2009-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well construction |
| RU2471970C1 (en) * | 2011-09-14 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method for liquid displacement from formation |
| WO2013050364A1 (en) | 2011-10-04 | 2013-04-11 | Wintershall Holding GmbH | Method for extracting petroleum from an underground deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6439308B1 (en) | Foam drive method | |
| CA2096118C (en) | Enhanced liquid hydrocarbon recovery process | |
| US4856589A (en) | Gas flooding with dilute surfactant solutions | |
| US4921576A (en) | Method for improving sweep efficiency in CO2 oil recovery | |
| US3135326A (en) | Secondary oil recovery method | |
| US4706752A (en) | Method for foam emplacement in carbon dioxide enhanced recovery | |
| CA2259575C (en) | Use of oil and gas field chemicals | |
| US5025863A (en) | Enhanced liquid hydrocarbon recovery process | |
| US3882940A (en) | Tertiary oil recovery process involving multiple cycles of gas-water injection after surfactant flood | |
| US4690217A (en) | Process for water injectivity improvement treatment of water injection wells | |
| US4815537A (en) | Method for viscous hydrocarbon recovery | |
| US4981176A (en) | Method for using foams to improve alkaline flooding oil recovery | |
| US4458760A (en) | Oil recovery process for stratified high salinity reservoirs | |
| US5267615A (en) | Sequential fluid injection process for oil recovery from a gas cap | |
| US4440651A (en) | Use of peroxide in waterflood oil recovery | |
| US4415032A (en) | Carbonated waterflooding for viscous oil recovery using a CO2 solubility promoter and demoter | |
| US3876002A (en) | Waterflooding process | |
| US5465790A (en) | Enhanced oil recovery from heterogeneous reservoirs | |
| US3335792A (en) | Method for increasing oil recovery | |
| RU2190091C2 (en) | Foam-mediated displacement of oil | |
| US3957116A (en) | Fluid flow control in waterflood | |
| CA1131898A (en) | Petroleum recovery process using native petroleum surfactants | |
| US4706750A (en) | Method of improving CO2 foam enhanced oil recovery process | |
| RU2244110C1 (en) | Oil pool development method | |
| US3817331A (en) | Waterflooding process |