RU2209954C1 - Method of oil pool development - Google Patents
Method of oil pool development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2209954C1 RU2209954C1 RU2002126312A RU2002126312A RU2209954C1 RU 2209954 C1 RU2209954 C1 RU 2209954C1 RU 2002126312 A RU2002126312 A RU 2002126312A RU 2002126312 A RU2002126312 A RU 2002126312A RU 2209954 C1 RU2209954 C1 RU 2209954C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- well
- water
- formation
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 50
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 19
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 13
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 12
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 6
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 claims description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 28
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 230000016507 interphase Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 abstract 2
- 239000002349 well water Substances 0.000 abstract 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 76
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 9
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000005381 potential energy Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение при разработке обводненной нефтяной залежи. The invention relates to the field of development of oil deposits and may find application in the development of waterlogged oil deposits.
Известен способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой подошвенной водой, заключающийся в изменении потоков жидкости в пласте и отбора продукции из добывающих скважин [М.Л. Сургучев. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с. 85]. A known method for the development of oil deposits, laden with bottom water, which consists in changing the flow of fluid in the reservoir and the selection of products from producing wells [M. Surguchev. Secondary and tertiary methods of increasing oil recovery. - M .: Nedra, 1985, p. 85].
Недостатками способа являются низкий коэффициент нефтеизвлечения и большой отбор попутной воды, вызванные образованием в процессе эксплуатации скважин конусов подошвенной воды. The disadvantages of the method are the low oil recovery coefficient and a large selection of associated water caused by the formation of bottom water cones during operation of the wells.
Известен способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта [Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Абдулмазитов Р.Г. и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996, т. 1, с.67]. A known method of developing an oil field with bottom water, including drilling production and injection wells, selecting products from production wells, creating a system for monitoring and regulating the pressure between the oil and aquifer parts of the reservoir [Geology and development of the largest and most unique oil and gas fields in Russia. Abdulmazitov R.G. and others - M .: VNIIOENG, 1996, v. 1, p. 67].
Общим недостатком известных способов является их низкая эффективность. Объясняется это тем, что при работе добывающей скважины не происходит вытеснения нефти из кровельной части пласта, т.к. силы, выталкивающие нефть из пласта в скважину, значительно меньше гидродинамических. Фильтрационное сопротивление пласта для нефти превышает фильтрационное сопротивление для воды. Вода поступает из водонасыщенной (промытой) части пласта в скважину, не вытесняя нефть. Это снижает охват пласта заводнением и приводит к отбору больших объемов воды. A common disadvantage of the known methods is their low efficiency. This is explained by the fact that during the operation of the producing well, oil is not displaced from the roof of the formation, because forces pushing oil from the reservoir into the well are much less hydrodynamic. The filtration resistance of the reservoir for oil exceeds the filtration resistance for water. Water flows from the water-saturated (washed) part of the formation into the well without displacing oil. This reduces reservoir coverage by water flooding and leads to the withdrawal of large volumes of water.
Известен способ разработки водонефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой добывающей скважины, и периодический отбор нефти [ патент РФ 2138625, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 27.09.99 в БИ 27, 1999]. A known method of developing a water-oil reservoir, including pumping a working agent through injection wells, selecting products through production wells, creating a system for monitoring and regulating the pressure between the oil and aquifer parts of the formation, maintaining the pressure in the formation at a level that ensures the establishment of a static level in the near-well producing well , and periodic selection of oil [RF patent 2138625, class. E 21 B 43/20, publ. 09/27/99 in BI 27, 1999].
Недостатком способа является низкий темп отбора нефти из-за снижения эффективности способа со временем. Объясняется это тем, что работающая нефтенасыщенная толщина кровельной части пласта, отдающая нефть, становится незначительной из-за несовершенства вскрытия пласта, ориентированного на высокопроницаемый коллектор, и низких гипсометрических отметок пласта в скважинах. The disadvantage of this method is the low rate of oil selection due to a decrease in the efficiency of the method over time. This is explained by the fact that the working oil-saturated thickness of the roofing part of the formation, giving off oil, becomes insignificant due to imperfection of opening the formation, oriented to a highly permeable reservoir, and low hypsometric marks of the formation in the wells.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин, вторичное вскрытие в нефтяной среде нефтенасыщенной части продуктивного пласта с образованием перфорационных отверстий с глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны, и отбор нефти [патент РФ 2164590, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 2001 - прототип]. Closest to the invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, including pumping a working agent through injection wells, taking products through production wells, creating a system for monitoring and regulating the pressure between the oil and aquifer parts of the reservoir, maintaining pressure in the reservoir at a level that provides establishment of a static level in the estuarine zone of production wells, the secondary opening in the oil environment of the oil-saturated part of the reservoir with the formation of perforation oration openings with a depth exceeding the thickness of the colonized zone and oil selection [RF patent 2164590, cl. E 21 B 43/20, publ. 2001 - prototype].
Недостатком способа является быстрая обводненность добываемой продукции, наступающая вследствие поднятия воды и перекрытия перфорационных отверстий вторичного вскрытия. The disadvantage of this method is the rapid water cut of the produced products, resulting from the rise of water and the overlapping of the perforations of the secondary opening.
В изобретении решается задача снижения темпа обводненности нефти. The invention solves the problem of reducing the rate of water cut of oil.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин и периодический отбор нефти из приустьевых зон добывающих скважин, согласно изобретению определяют темп обводнения скважины, при малом темпе обводнения заполняют скважину водным раствором смеси неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ с увеличенной долей анионоактивного поверхностно-активного вещества, при большом темпе обводнения заполняют скважину водным раствором смеси неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ с увеличенной долей неионогенного поверхностно-активного вещества. The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir, including the creation of a system for monitoring and regulating the pressure between the oil and aquifer parts of the reservoir, maintaining the pressure in the reservoir at a level that ensures the establishment of a static level in the estuary zone of producing wells and periodic selection of oil from the estuary zones production wells, according to the invention, the rate of watering of the well is determined; at a low rate of watering, the well is filled with an aqueous solution of a mixture of nonionic and anionic surfaces at a high rate of watering, the well is filled with an aqueous solution of a mixture of nonionic and anionic surfactants with an increased proportion of nonionic surfactant.
Признаками изобретения являются:
1. создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта;
2. поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин;
3. периодический отбор нефти из приустьевых зон добывающих скважин;
4. определение темпа обводнения скважины;
5. при малом темпе обводнения заполнение скважины водным раствором смеси неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ с увеличенной долей анионоактивного поверхностно-активного вещества;
6. при большом темпе обводнения заполнение скважины водным раствором смеси неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ с увеличенной долей неионогенного поверхностно-активного вещества.The features of the invention are:
1. creating a system for monitoring and regulating pressure between the oil and aquifer parts of the reservoir;
2. maintaining the pressure in the reservoir at a level that ensures the establishment of a static level in the estuary zone of producing wells;
3. periodic selection of oil from the estuarine zones of producing wells;
4. determination of the rate of watering the well;
5. at a low rate of flooding, filling the well with an aqueous solution of a mixture of nonionic and anionic surfactants with an increased proportion of anionic surfactant;
6. at a high rate of watering, filling the well with an aqueous solution of a mixture of nonionic and anionic surfactants with an increased proportion of nonionic surfactant.
Признаки 1 - 3 являются общими с прототипом, признаки 4 - 6 являются существенными отличительными признаками изобретения. Signs 1 to 3 are common with the prototype, signs 4 to 6 are essential distinguishing features of the invention.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи на поздней стадии наступает быстрая обводненность добываемой продукции вследствие поднятия воды и перекрытия перфорационных отверстий. В предложенном способе решается задача снижения темпа обводненности нефти.SUMMARY OF THE INVENTION
When developing an oil reservoir at a late stage, a rapid water cut of the produced product occurs due to rising water and overlapping perforations. The proposed method solves the problem of reducing the rate of water cut in oil.
Способ осуществляют в следующей последовательности. The method is carried out in the following sequence.
Участок залежи, имеющий обводненный пласт с остаточными запасами нефти, эксплуатируют добывающими и возможно нагнетательными скважинами. Эксплуатацию участка ведут при пластовом давлении, равном гидродинамическому, механизированным способом. The reservoir area having a waterlogged formation with residual oil reserves is operated by producing and possibly injection wells. The site is operated at reservoir pressure equal to the hydrodynamic mechanized method.
В процессе бурения и эксплуатации скважин проводят исследование скважин, определяют параметры пласта и насыщающих их флюидов. Замеряют пластовое давление. Отбирают пробы продукции скважин. Способ применим, когда удельный вес нефти меньше удельного веса пластовой воды. In the process of drilling and operating wells, wells are examined, the parameters of the formation and the fluids saturating them are determined. Measure formation pressure. Well production samples are taken. The method is applicable when the specific gravity of oil is less than the specific gravity of produced water.
По результатам исследования скважин приступают к осуществлению способа. According to the results of the study of wells begin to implement the method.
Добывающую скважину останавливают и геолого-промысловыми видами исследования определяют остаточную нефтенасыщенную толщину пласта и ее расположение. Подземное оборудование (насос) для добычи демонтируют, из скважины удаляют задавочную жидкость и заполняют нефтью этой же залежи. Скважину пускают под эксплуатацию с отбором нефти из приустьевой зоны. Если скважина переливает, то ограничивают закачку воды в нагнетательные скважины. При низком статическом уровне увеличивают объемы закачки. Если имеется связь с законтурной областью и энергетическая характеристика пласта позволяет удерживать статический уровень в приустьевой части скважины, то в регулировании объемами закачки нет необходимости. The production well is stopped and geological and field types of research determine the residual oil-saturated thickness of the reservoir and its location. The underground equipment (pump) for production is dismantled, the filling fluid is removed from the well and filled with oil of the same reservoir. The well is put into operation with the selection of oil from the estuary zone. If the well overflows, then the injection of water into the injection wells is limited. At a low static level, increase injection volumes. If there is a connection with the marginal region and the energy characteristic of the formation allows you to maintain a static level in the wellhead, then there is no need to control the injection volumes.
Установив статический уровень в приустьевой зоне скважины, ее останавливают на гравитационное перераспределение фаз в системе скважина - пласт. Периодически, по мере накопления ведут отбор нефти из приустьевой зоны добывающей скважины. Having established a static level in the wellhead zone of the well, it is stopped for gravitational redistribution of phases in the well-formation system. Periodically, as they accumulate, they take oil from the estuary zone of the producing well.
Из-за большего удельного веса пластовая вода, находящаяся в стволе скважины и в заводненном пласте, будет стремиться занять нижнюю часть, а нефть "всплыть" и продвинуться к зоне отбора. Сток воды в заводненную часть пласта создает силу, которая выдавливает нефть в скважину. Due to the greater specific gravity, the produced water located in the wellbore and in the water-filled formation will tend to occupy the lower part, and the oil will “float up” and advance to the selection zone. The flow of water into the flooded part of the reservoir creates a force that forces oil into the well.
Имея меньший удельный вес, нефть в скважине также за счет сил гравитации всплывает и занимает ее верхнюю часть, т.е. приустьевую. Установление статического уровня в непосредственной близости у устья связано с большей потенциальной энергией для гравитационного разделения нефти и воды. Использование ствола скважины от самого устья как резервуара для отстоя и накопления нефти позволяет отбирать безводную нефть с малыми энергетическими затратами на ее откачку и использовать неметаллоемкое оборудование для добычи. Having a lower specific gravity, oil in the well also floats due to gravitational forces and occupies its upper part, i.e. I bring it to the mouth. The establishment of a static level in the immediate vicinity of the mouth is associated with greater potential energy for the gravitational separation of oil and water. Using the wellbore from the mouth as a reservoir for sludge and oil accumulation allows you to select anhydrous oil with low energy costs for its pumping and use non-metal-intensive equipment for production.
Время, необходимое на накопление нефти, зависит от коллекторских и физико-химических свойств пласта и нефтей, соотношения удельных весов нефти и воды. Конкретную величину времени накопления нефти определяют в промысловых условиях. Скважину оборудуют датчиком по замеру водонефтяного раздела в скважине. После достижения определенного уровня водонефтяного раздела в скважине производят откачку нефти до появления воды. Подошвенная вода поступает в кровельную часть пласта до верхних перфорационных отверстий и вытесняет нефть в добывающую скважину. Охват пласта заводнением возрастает с повышением темпов отбора нефти. The time required for the accumulation of oil depends on the reservoir and physico-chemical properties of the reservoir and oils, the ratio of the specific gravities of oil and water. The specific amount of oil accumulation time is determined in the field. The well is equipped with a sensor for measuring the oil-water section in the well. After reaching a certain level of the oil-water section in the well, oil is pumped out until water appears. Plantar water enters the roof of the formation to the upper perforations and displaces oil into the producing well. Waterflood coverage increases with increasing oil recovery rates.
Заполняют скважину водным раствором смеси неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ. Периодически водный раствор смеси неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ обновляют. The well is filled with an aqueous solution of a mixture of nonionic and anionic surfactants. Periodically, an aqueous solution of a mixture of nonionic and anionic surfactants is updated.
Применение водорастворимых поверхностно-активных веществ способствует отмыву пленочной нефти, гидрофилизации поверхности породы, снижению набухаемости глинистых минералов. Снижение поверхностного натяжения между нефтью и водой изменяет в лучшую сторону механизм вытеснения нефти водой. Усиливается влияние капиллярных сил. Оптимальной является концентрация поверхностно-активных веществ от 0,01 до 5%. The use of water-soluble surfactants promotes the washing of film oil, hydrophilization of the rock surface, and the reduction of swelling of clay minerals. Reducing the surface tension between oil and water changes the mechanism of oil displacement by water for the better. The influence of capillary forces increases. The optimal concentration of surfactants is from 0.01 to 5%.
Из известных поверхностно-активных веществ наибольший интерес представляют композиции из неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ: нефтяные синтетические сульфонаты и химически модифицированные неионогенные поверхностно-активные вещества. Последние совмещают в одном продукте лучшие свойства неионогенных (хорошая совместимость с высокоминерализованными промысловыми водами) и анионоактивных (высокая поверхностная активность) поверхностно-активных веществ. Такие составы обеспечивают снижение межфазного натяжения на границе "нефть - вода" до 10-2 - 10-3 мН/м. Возможно использование водной дисперсии маслорастворимых неионогенных поверхностно-активных веществ. После закачки в пласт часть поверхностно-активных веществ переходит из водной фазы в капиллярно- и пленочноудержанную нефть. При этом формируется межфазный слой, так называемая средняя фаза с низким межфазным натяжением на контакте нефти с водой. Этот процесс ведет к формированию микроэмульсионной оторочки с низким содержанием нефти и хорошей нефтевытесняющей способностью. Вязкость этой микроэмульсии близка к вязкости нефти. При увеличении содержания нефти выше 10-15% вязкость эмульсии снижается, с ростом содержания воды - повышается вплоть до 10 - 20-кратного разбавления. В связи с этим фильтрационное сопротивление увеличивается из-за снижения подвижности при движении эмульсии в пласте. Механизм вытеснения нефти с применением микроэмульсий может быть охарактеризован как авторегулируемое вытеснение остаточной нефти.Of the known surfactants, compositions of nonionic and anionic surfactants are of greatest interest: synthetic petroleum sulfonates and chemically modified nonionic surfactants. The latter combine in one product the best properties of nonionic (good compatibility with highly mineralized commercial waters) and anionic (high surface activity) surfactants. Such compositions provide a decrease in interfacial tension at the oil-water interface to 10 -2 - 10 -3 mN / m. It is possible to use an aqueous dispersion of oil-soluble non-ionic surfactants. After injection into the reservoir, part of the surface-active substances passes from the aqueous phase to capillary and film-retained oil. In this case, an interphase layer is formed, the so-called middle phase with a low interfacial tension at the contact of oil with water. This process leads to the formation of a microemulsion rim with a low oil content and good oil displacement ability. The viscosity of this microemulsion is close to the viscosity of oil. With an increase in oil content above 10-15%, the viscosity of the emulsion decreases, with an increase in water content, it increases up to 10 - 20-fold dilution. In this regard, the filtration resistance increases due to reduced mobility during the movement of the emulsion in the reservoir. The mechanism of oil displacement using microemulsions can be described as auto-controlled displacement of residual oil.
Снижение подвижности воды в призабойной зоне скважины препятствует образованию водяного конуса и вытеснению нефти из удаленной части пласта. Комплексное воздействие на нефтяную оторочку позволяет увеличить коэффициент охвата пласта заводнением. The decrease in water mobility in the near-wellbore zone of the well prevents the formation of a water cone and the displacement of oil from a remote part of the reservoir. The complex effect on the oil rim allows you to increase the coefficient of coverage of the formation by water flooding.
Из-за большего удельного веса вода с поверхностно-активных веществом, находящаяся в стволе скважины, стремится занять нижнюю часть нефтенасыщенного пласта с повышенной фильтрационной характеристикой. Доставка поверхностно-активных веществ в нужное место позволяет активизировать дополнительные силы на вытеснение нефти. Сток воды в подошвенную часть пласта создает силу, которая выдавливает нефть в скважину, пропитка пласта водой при снижении капиллярных сил и увеличенное фильтрационное сопротивление для внедрения воды в призабойной части пласта позволяет повысить темп отбора нефти с более продолжительным эффектом. Время, необходимое на накопление нефти, снижается. После того когда водонефтяной раздел в скважине достигнет определенного уровня, производят откачку нефти до появления воды. Пластовая вода с раствором поверхностно-активных веществ, находящая в скважине, является рабочим агентом, которая используется многократно и продолжительное время по вытеснению нефти из пласта. Due to the greater specific gravity, water with a surfactant located in the wellbore tends to occupy the lower part of the oil-saturated formation with an increased filtration characteristic. Delivery of surfactants to the right place allows you to activate additional forces for oil displacement. The flow of water into the bottom of the formation creates a force that squeezes the oil into the well, the impregnation of the water with a decrease in capillary forces and the increased filtration resistance for the introduction of water in the bottom of the formation can increase the rate of oil extraction with a longer effect. The time required for the accumulation of oil is reduced. After when the oil-water section in the well reaches a certain level, oil is pumped out until water appears. Formation water with a solution of surfactants located in the well is a working agent that is used repeatedly and for a long time to displace oil from the formation.
При работе скважины определяют темп ее обводнения. При малом темпе обводнения заполняют скважину водным раствором смеси неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ с увеличенной долей анионоактивного поверхностно-активного вещества. При большом темпе обводнения заполняют скважину водным раствором смеси неионогенных и анионоактивных поверхностно-активных веществ с увеличенной долей неионогенного поверхностно-активного вещества. During the operation of the well, the rate of its watering is determined. At a low rate of watering, the well is filled with an aqueous solution of a mixture of nonionic and anionic surfactants with an increased proportion of anionic surfactant. At a high rate of watering, the well is filled with an aqueous solution of a mixture of nonionic and anionic surfactants with an increased proportion of nonionic surfactant.
Большим темпом обводнения условно считают темп, при котором обводнение от 0 до 98% достигается за время до одного года, малым темпом обводнения условно считают темп, при котором обводнение от 0 до 98% достигается за время более одного года. The high rate of watering is conventionally considered the rate at which watering from 0 to 98% is achieved in a period of up to one year, the low rate of watering is conventionally considered the rate at which watering from 0 to 98% is achieved in a time of more than one year.
Изменение количества анионоактивных или неионогенных поверхностно-активных веществ в смеси производят в пределах от 30 до 70%. The change in the amount of anionic or nonionic surfactants in the mixture is in the range from 30 to 70%.
Анионоактивные поверхностно-активного вещества в основном влияют на капиллярную пропитку, поэтому увеличивают их количество в смеси при малом темпе обводнения, т.е. при необходимости интенсификации вертикального движения нефти в порах пласта. Неионогенные поверхностно-активные вещества способны создавать микроэмульсии в пласте, дополнительные сопротивления движению воды, поэтому увеличивают их количество в смеси при большом темпе обводнения, т.е. при необходимости создания экранов на пути движения воды. Anionic surfactants mainly affect capillary impregnation, therefore, increase their amount in the mixture at a low rate of watering, i.e. if necessary, intensification of the vertical movement of oil in the pores of the reservoir. Nonionic surfactants are able to create microemulsions in the reservoir, additional resistance to water movement, therefore, increase their amount in the mixture at a high rate of watering, i.e. if necessary, create screens on the path of water movement.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Участок обводненной нефтяной залежи эксплуатируют тремя добывающими скважинами. Отбор продукции ведут из пласта толщиной 15 м, в т.ч. начальной нефтенасыщенной 2 м и водонасыщенной 13 м. Нефтенасыщенная и водонасыщенная части пласта вскрыты перфорацией общим фильтром. Залежь имеет активную водоносную область, поэтому ее разрабатывают на естественном водонапорном режиме. За счет естественного водонапорного режима выполняют поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин. Скважины эксплуатируют механизированным способом. Статический уровень находится на уровне 80-100 м от устья скважины. Геофизические исследования скважин радиометрией показали, что остаточные запасы приурочены к кровельной части пласта с текущей нефтенасыщенной толщиной 1,5 метра. Темп обводнения скважины равен одному году. Для подключения в активную разработку кровельной части пласта с использованием сил гравитации и капиллярной пропитки в системе скважина - пласт скважину останавливают. Насосное оборудование поднимают на поверхность. Пласт закачкой в него нефти задавливают. Скважину заполняют 1%-ным водным раствором равновесовой смеси поверхностно-активных веществ ОП-10 и АФ9-12. Скважину оборудуют контроллером по определению скорости гравитационного перераспределения нефти и воды и накопления ее в скважине. Производят замеры по отбивке раздела нефть - вода. За десять суток в скважине установился столб нефти высотой 250 метров. По результатам исследования определяют глубину спуска насоса и устанавливают программу работы скважины для откачки безводной нефти. В скважину спускают насос выше водонефтяного раздела. Производят отбор нефти. За год из скважины отбирают 1500 тонн. Дополнительная добыча нефти за год по сравнению с известным способом составила 1300 тонн.Case Studies
Example 1. A plot of waterlogged oil deposits is operated by three producing wells. Products are selected from a reservoir with a thickness of 15 m, incl. initial oil-saturated 2 m and water-saturated 13 m. Oil-saturated and water-saturated parts of the reservoir are opened by perforation with a common filter. The deposit has an active aquifer, so it is developed on a natural water-pressure regime. Due to the natural water-pressure regime, the pressure in the formation is maintained at a level that ensures the establishment of a static level in the estuary zone of the producing wells. Wells operate in a mechanized way. The static level is at a level of 80-100 m from the wellhead. Geophysical studies of wells by radiometry showed that the remaining reserves are confined to the roofing of the formation with a current oil-saturated thickness of 1.5 meters. Well watering rate is one year. To connect to the active development of the roofing of the formation using the forces of gravity and capillary impregnation in the well-formation system, the well is stopped. Pumping equipment is raised to the surface. The reservoir is crushed by pumping oil into it. The well is filled with a 1% aqueous solution of an equilibrium mixture of surfactants OP-10 and AF 9 -12. The well is equipped with a controller to determine the speed of the gravitational redistribution of oil and water and its accumulation in the well. Measurements are taken to beat the oil-water section. For ten days a column of oil 250 meters high was installed in the well. Based on the results of the study, the depth of the pump descent is determined and the well operation program for pumping anhydrous oil is established. A pump is lowered into the well above the oil-water section. Produce oil selection. Over a year, 1,500 tons are taken from the well. Additional oil production per year compared to the known method amounted to 1300 tons.
Пример 2. Выполняют, как пример 1. При исследовании скважины устанавливают, что скважина обводняется с малым темпом. Используют смесь поверхностно-активных веществ, состоящую из 70% анионоактивного поверхностно-активного вещества и 30% неионогенного поверхностно-активного вещества. Example 2. Perform, as example 1. When examining the well, it is established that the well is watered at a low pace. A surfactant mixture is used consisting of 70% anionic surfactant and 30% nonionic surfactant.
Пример 3. Выполняют, как пример 1. При исследовании скважины устанавливают, что скважина обводняется с высоким темпом. Используют смесь поверхностно-активных веществ, состоящую из 30% анионоактивного поверхностно-активного вещества и 70% неионогенного поверхностно-активного вещества. Example 3. Perform, as example 1. When examining the well, it is established that the well is watered at a high rate. A surfactant mixture is used consisting of 30% anionic surfactant and 70% nonionic surfactant.
В результате обводненность добываемой продукции замедлилась на 10%, что позволило добыть дополнительное количество нефти. As a result, the water cut of the extracted products slowed down by 10%, which made it possible to produce additional oil.
Применение предложенного способа позволит снизить темп обводненности нефти. The application of the proposed method will reduce the rate of water cut of oil.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002126312A RU2209954C1 (en) | 2002-10-03 | 2002-10-03 | Method of oil pool development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002126312A RU2209954C1 (en) | 2002-10-03 | 2002-10-03 | Method of oil pool development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2209954C1 true RU2209954C1 (en) | 2003-08-10 |
Family
ID=29246839
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002126312A RU2209954C1 (en) | 2002-10-03 | 2002-10-03 | Method of oil pool development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2209954C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2259473C2 (en) * | 2003-09-30 | 2005-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Water-flooded reservoir development method (variants) |
| RU2433250C1 (en) * | 2010-05-14 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation |
| RU2503805C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for inter-well fluid pumping |
| RU2527951C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4374739A (en) * | 1976-08-13 | 1983-02-22 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
| US5009268A (en) * | 1990-01-02 | 1991-04-23 | Texaco Inc. | Method of using a combination lignosulfonate/polyalkylene glycol system as a sacrificial agent for surfactant flooding |
| RU1773100C (en) * | 1990-05-29 | 1995-04-20 | Барминов Василий Николаевич | Composition for oil displacement from stratum |
| RU2065947C1 (en) * | 1994-04-27 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Method of developing nonuniform in respect to permeability watered oil strata |
| RU2135757C1 (en) * | 1998-04-07 | 1999-08-27 | НГДУ "Иркеннефть" | Process of treatment of wells |
| RU2136868C1 (en) * | 1998-04-07 | 1999-09-10 | НГДУ "Иркеннефть" | Method of developing oil deposit |
| RU2164590C1 (en) * | 2000-09-19 | 2001-03-27 | Нефтегазодобывающее управление "Лениногорскнефть" Открытого акционерного общества "Татнефть" | Process of exploitation of oil field |
| RU2178067C2 (en) * | 2000-01-20 | 2002-01-10 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи | Method of oil pool development |
-
2002
- 2002-10-03 RU RU2002126312A patent/RU2209954C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4374739A (en) * | 1976-08-13 | 1983-02-22 | Halliburton Company | Oil well treating method and composition |
| US5009268A (en) * | 1990-01-02 | 1991-04-23 | Texaco Inc. | Method of using a combination lignosulfonate/polyalkylene glycol system as a sacrificial agent for surfactant flooding |
| RU1773100C (en) * | 1990-05-29 | 1995-04-20 | Барминов Василий Николаевич | Composition for oil displacement from stratum |
| RU2065947C1 (en) * | 1994-04-27 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Method of developing nonuniform in respect to permeability watered oil strata |
| RU2135757C1 (en) * | 1998-04-07 | 1999-08-27 | НГДУ "Иркеннефть" | Process of treatment of wells |
| RU2136868C1 (en) * | 1998-04-07 | 1999-09-10 | НГДУ "Иркеннефть" | Method of developing oil deposit |
| RU2178067C2 (en) * | 2000-01-20 | 2002-01-10 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи | Method of oil pool development |
| RU2164590C1 (en) * | 2000-09-19 | 2001-03-27 | Нефтегазодобывающее управление "Лениногорскнефть" Открытого акционерного общества "Татнефть" | Process of exploitation of oil field |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ИГНАТЬЕВА В.Е. и др. Совершенствование технологии применения НПАВ для увеличения нефтеотдачи. Нефтяное хозяйство, 1992, № 6, с.49. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2259473C2 (en) * | 2003-09-30 | 2005-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Water-flooded reservoir development method (variants) |
| RU2433250C1 (en) * | 2010-05-14 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation |
| RU2503805C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for inter-well fluid pumping |
| RU2527951C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2090742C1 (en) | Method for development of oil formation | |
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| Sharma et al. | The design and execution of an alkaline/surfactant/polymer pilot test | |
| RU2138625C1 (en) | Method for development of water-oil deposit | |
| WO2006110451A2 (en) | Gas-assisted gravity drainage (gagd) process for improved oil recovery | |
| RU2139417C1 (en) | Oil production method | |
| RU2090744C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU2090743C1 (en) | Method of development of oil pool having reservoir pitching-out zones | |
| RU2543009C1 (en) | Gas-oil deposit development method | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| US3354952A (en) | Oil recovery by waterflooding | |
| RU2151860C1 (en) | Method for development of oil pool with bottom water | |
| RU2217582C1 (en) | Process of development of zonally-inhomogeneous oil field | |
| GB2215362A (en) | Oil recovery process utilizing gravitational forces | |
| RU2228433C2 (en) | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method | |
| RU2209954C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2150578C1 (en) | Method of development of lithologically screened oil saturated lenses by one well | |
| RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
| RU2179237C1 (en) | Method of oil pool development | |
| EP2904066B1 (en) | A method for recovering oil | |
| US2828819A (en) | Oil production method | |
| RU2378501C1 (en) | Method to develop oil-in-water accumulation | |
| RU2401937C1 (en) | Procedure for development of watered oil deposit | |
| RU2208137C1 (en) | Method of oil deposit development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20081004 |