RU2431742C1 - Procedure for control of reservoir permeability - Google Patents
Procedure for control of reservoir permeability Download PDFInfo
- Publication number
- RU2431742C1 RU2431742C1 RU2010115699/03A RU2010115699A RU2431742C1 RU 2431742 C1 RU2431742 C1 RU 2431742C1 RU 2010115699/03 A RU2010115699/03 A RU 2010115699/03A RU 2010115699 A RU2010115699 A RU 2010115699A RU 2431742 C1 RU2431742 C1 RU 2431742C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- solution
- formation
- biopolymer
- composition
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 23
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 59
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 22
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 claims abstract description 21
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 21
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 21
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims abstract description 18
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 18
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 18
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims abstract description 16
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 53
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 claims description 44
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 42
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 15
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 12
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 11
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims description 6
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 3
- 239000012062 aqueous buffer Substances 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 36
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 abstract description 15
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 abstract description 8
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 abstract 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 16
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 5
- 238000011160 research Methods 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 229920002444 Exopolysaccharide Polymers 0.000 description 4
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003876 biosurfactant Substances 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 3
- 241000589149 Azotobacter vinelandii Species 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000012531 culture fluid Substances 0.000 description 2
- 230000008676 import Effects 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- CJWNFAKWHDOUKL-UHFFFAOYSA-N 2-(2-phenylpropan-2-yl)phenol Chemical class C=1C=CC=C(O)C=1C(C)(C)C1=CC=CC=C1 CJWNFAKWHDOUKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000034 Plastomer Polymers 0.000 description 1
- 241000589636 Xanthomonas campestris Species 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000006071 cream Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052754 neon Inorganic materials 0.000 description 1
- GKAOGPIIYCISHV-UHFFFAOYSA-N neon atom Chemical compound [Ne] GKAOGPIIYCISHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000005368 silicate glass Substances 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования проницаемости пласта при проведении водоизоляционных работ в скважине.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for regulating the permeability of the reservoir during the waterproofing work in the well.
Известен способ регулирования проницаемости пласта, реализуемый в способе разработки нефтяного месторождения (патент RU №2136869, МПК Е21В 43/22, C12N 1/26, опубл. 10.09.1999 г.). При реализации данного способа осуществляют последовательную закачку оторочек водного раствора-биополимера Симусан совместно с биологическим поверхностно-активным веществом биоПАВ КШАС-М и жидкого стекла. Причем предпочтительное соотношение водорастворимых биоПАВ, биополимера Симусан и жидкого стекла равно от 1:1:0,04 до 1:1:0,2. По истечении определенного времени в пласте образуется вязко-упругий гель, препятствующий проникновению воды в высокопроницаемые зоны и трещины.A known method of regulating the permeability of the formation, implemented in the method of developing an oil field (patent RU No. 2136869, IPC ЕВВ 43/22, C12N 1/26, publ. 09/10/1999). When implementing this method, the rims of an aqueous solution of Simusan biopolymer are sequentially injected together with the biological surfactant bio-surfactant KSHAS-M and liquid glass. Moreover, the preferred ratio of water-soluble bio-surfactants, Simusan biopolymer and liquid glass is from 1: 1: 0.04 to 1: 1: 0.2. After a certain time, a visco-elastic gel is formed in the formation, which prevents the penetration of water into highly permeable zones and cracks.
Недостатком данного способа является то, что оторочки водного раствора биополимера Симусан совместно с биологическим поверхностно-активным веществом биоПАВ КШАС-М и жидкого стекла закачивают последовательно, что не обеспечивает их полного перемешивания. Перемешивание раствора биополимера Симусан, биоПАВ КШАС-М и жидкого стекла до начала закачивания в скважину позволило бы получить в пласте вязко-упругий гель с более высокими прочностными характеристиками.The disadvantage of this method is that the rims of the aqueous solution of the Simusan biopolymer together with the biological surfactant bio-surfactant KSHAS-M and liquid glass are pumped sequentially, which does not ensure their complete mixing. Mixing a solution of Simusan biopolymer, KSHAS-M bio-surfactant and liquid glass before pumping into the well would allow a visco-elastic gel with higher strength characteristics to be obtained in the formation.
Известен состав для регулирования разработки нефтяных месторождений (патент RU №2207435, МПК Е21В 43/22, С12Р 19/04, опубл. 27.06.2003 г.). Состав используют для регулирования проницаемости пласта по воде, он включает водный раствор экзополисахарида, продуцируемого штаммом Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, жидкое стекло, в качестве ПАВ неонол АФ 9-12 и соляную кислоту при следующем соотношении компонентов, мас.%: экзополисахарид 5-20, неонол АФ 9-12 0,02-0,1, жидкое стекло 5-20, соляная кислота 0,05-0,08, вода - остальное до 100%. Раствор экзополисахарида, продуцируемого штаммом Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, ВКПМ В-5933 в виде культуральной жидкости, неонол АФ 9-12, жидкое стекло и кислота образуют в пласте гель с пространственно-сшитой сеткой из макромолекул экзополисахарида и образовавшейся кремневой кислоты, что приводит к снижению проницаемости пласта.A known composition for regulating the development of oil fields (patent RU No. 2207435, IPC ЕВВ 43/22, С12Р 19/04, publ. June 27, 2003). The composition is used to control water permeability of the formation; it includes an aqueous solution of exopolysaccharide produced by the strain Azotobacter vinelandii (Lipman) ФЧ-1, VKPM В-5933 in the form of a culture fluid, water glass, as a surfactant neonol AF 9-12 and hydrochloric acid at the following ratio of components, wt.%: exopolysaccharide 5-20, neonol AF 9-12 0.02-0.1, water glass 5-20, hydrochloric acid 0.05-0.08, water - the rest is up to 100%. A solution of the exopolysaccharide produced by the strain Azotobacter vinelandii (Lipman) FM-1, VKPM B-5933 in the form of a culture fluid, neon AF 9-12, liquid glass and acid form a gel in the formation with a spatially cross-linked network of exopolysaccharide macromolecules and the resulting silicic acid which leads to a decrease in permeability of the formation.
Недостатком данного состава является недостаточное содержание в составе одного из структурообразующих компонентов - жидкого стекла. Недостаточное содержание жидкого стекла снижает прочность образующегося геля, что может привести к низкой эффективности применения состава, например, в высокопроницаемых коллекторах.The disadvantage of this composition is the insufficient content in the composition of one of the structure-forming components - water glass. The insufficient content of water glass reduces the strength of the resulting gel, which can lead to low efficiency of the composition, for example, in highly permeable reservoirs.
Наиболее близким аналогом к предлагаемому техническому решению является способ регулирования проницаемости пласта, реализуемый в способе разработки нефтяного месторождения (патент RU №2347896, МПК Е21В 43/22, С09К 8/90, опубл. 27.02.2009 г.). При реализации данного способа осуществляют закачку в пласт через нагнетательную скважину биополимерной гелеобразующей композиции, в качестве биополимерной гелеобразующей композиции используют биополимер ксантанового типа БЖК и коллоидный силикат натрия Сиалит 30-40, или Сиалит 30-50, или гидратированный силикат натрия Сиалит 60-3 при соотношении от 1:1 до 1:1,5, причем указанную композицию закачивают между оторочками пресной воды в суммарном объеме 0,3 перового объема пласта. Эффект от применения способа достигают перераспределением закачиваемых по пласту системой поддержания пластового давления потоков воды в результате повышения фильтрационного сопротивления, возникающего за счет образования коллоидных гелевых осадков, стабилизированных молекулами биополимера, придающих им псевдопластическую реологию и суспендирующие свойства.The closest analogue to the proposed technical solution is a method of regulating the permeability of the formation, implemented in the method of developing an oil field (patent RU No. 2347896, IPC ЕВВ 43/22, С09К 8/90, published on February 27, 2009). When implementing this method, the biopolymer gelling composition is injected into the formation through the injection well; as a biopolymer gelling composition, a biopolymer of the xanthan type BJC and colloidal sodium silicate Sialit 30-40, or Sialit 30-50, or hydrated sodium silicate Sialit 60-3 are used in the ratio from 1: 1 to 1: 1.5, and the specified composition is pumped between the rims of fresh water in a total volume of 0.3 first volume of the reservoir. The effect of the application of the method is achieved by the redistribution of water flows injected into the formation by the reservoir pressure maintenance system as a result of increased filtration resistance resulting from the formation of colloidal gel sediments stabilized by biopolymer molecules, giving them pseudoplastic rheology and suspending properties.
Недостатком данного способа является то, что он может эффективно применяться только в условиях месторождений с высокоминерализованными пластовыми водами. При отсутствии взаимодействия используемой биополимерной композиции с солями, содержащимися в пластовой минерализованной воде, образование геля и регулирование проницаемости пласта осуществляться не будет. Закачивание оторочек минерализованной воды до и после биополимерной композиции полностью не решает проблему, так как образование геля будет происходить только на границе контакта оторочек минерализованной воды и биополимерной композиции.The disadvantage of this method is that it can be effectively used only in the conditions of deposits with highly saline formation water. In the absence of interaction of the used biopolymer composition with salts contained in the saline water, gel formation and regulation of the permeability of the formation will not be carried out. The injection of rims of mineralized water before and after the biopolymer composition does not completely solve the problem, since gel formation will occur only at the interface between the rims of mineralized water and the biopolymer composition.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности регулирования проницаемости пласта при проведении водоизоляционных работ в скважине в условиях месторождений с опресненными пластовыми водами с низким содержанием солей за счет создания лучших условий для образования из тампонирующей композиции геля.An object of the invention is to increase the efficiency of regulating the permeability of the formation during the waterproofing operations in the well in the conditions of deposits with desalinated formation water with a low salt content by creating better conditions for the formation of a plugging gel composition.
Задача решается способом регулирования проницаемости пласта, включающим закачивание в скважину тампонирующей композиции, состоящей из водного раствора биополимера и реагента, включающего силикат натрия.The problem is solved by the method of regulating the permeability of the formation, including pumping into the well a plugging composition consisting of an aqueous solution of a biopolymer and a reagent including sodium silicate.
Новым является то, что тампонирующую композицию и закачиваемый после нее дополнительно химический инициатор структурирования, представляющий собой 20-35% водный раствор хлористого кальция, закачивают в зависимости от приемистости пласта несколькими чередующимися порциями по 2-10 м3, разделенными водным буфером в объеме, который исключает смешивание порций в процессе закачивания, при этом в качестве силиката натрия в тампонирующей композиции используют стекло натриевое жидкое, смешиваемое с водным раствором биополимера, состоящим из 0,2-0,5 мас.% ксантанового биополимера и 0,03-0,3 мас.% бактерицида, в пропорции от 0,8:1 до 1,4:1.What is new is that the plugging composition and the additional chemical structuring initiator injected after it, which is a 20-35% aqueous solution of calcium chloride, are pumped depending on the injectivity of the formation in several alternating portions of 2-10 m 3 , separated by a water buffer in a volume that excludes mixing portions during the injection process, while sodium silicate in the plug composition uses liquid sodium glass mixed with an aqueous solution of a biopolymer consisting of 0.2-0, 5 wt.% Xanthan biopolymer and 0.03-0.3 wt.% Bactericide, in a proportion from 0.8: 1 to 1.4: 1.
Суть предлагаемого технического решения заключается в ограничении притока воды в скважину путем снижения проницаемости пласта по воде. Снижение проницаемости пласта по воде получают в результате тампонирования гелем, образующимся при взаимодействии раствора хлористого кальция с тампонирующей композицией, которую приготавливают смешением со стеклом натриевым жидким биополимерного раствора, представляющего собой раствор в воде 0,2-0,5 мас.% ксантанового биополимера и 0,03-0,3 мас.% бактерицида, например, СНПХ-1002.The essence of the proposed technical solution is to limit the flow of water into the well by reducing the permeability of the formation through water. A decrease in water permeability of the formation is obtained by plugging with a gel formed by the interaction of a solution of calcium chloride with a plugging composition, which is prepared by mixing with a glass sodium liquid biopolymer solution, which is a solution in water of 0.2-0.5 wt.% Xanthan biopolymer and 0 , 03-0.3 wt.% Bactericide, for example, SNPCH-1002.
Рассмотрим бактерицид СНПХ-1002, который выпускают по ТУ39-1412-89, представляющий собой смесь солей фенола и кумилфенола с водным раствором едкого натра в активном органическом растворителе.Consider the bactericide SNPCH-1002, which is produced according to TU39-1412-89, which is a mixture of phenol and cumylphenol salts with an aqueous solution of sodium hydroxide in an active organic solvent.
Ксантановый биополимер с торговой маркой Зибозан производства фирмы Hebei Yuati Import Export Co., LTD представляет собой светло-кремовый порошок с содержанием основного вещества не менее 50 вес.%. Ксантановый биополимер образуется в результате процесса жизнедеятельности бактерий Xanthomonas Campestris, он является водорастворимым биополимером.Xanthan biopolymer with the trademark Zibozan manufactured by Hebei Yuati Import Export Co., LTD is a light cream powder with a basic substance content of at least 50 wt.%. Xanthan biopolymer is formed as a result of the vital activity of bacteria Xanthomonas Campestris, it is a water-soluble biopolymer.
Стекло натриевое жидкое по ГОСТ 13078-81 представляет собой густую жидкость желтого или серого цвета без механических включений и примесей, видимых невооруженным глазом. Силикатный модуль стекла натриевого жидкого 2,3-3,6, плотность - 1350-1520 кг/м3.Liquid sodium glass according to GOST 13078-81 is a thick yellow or gray liquid without mechanical impurities and impurities visible to the naked eye. The silicate glass modulus of sodium liquid is 2.3-3.6, the density is 1350-1520 kg / m 3 .
Кальций хлористый технический кальцинированный по ГОСТ 450-77 представляет собой порошок или гранулы белого цвета с содержанием хлористого кальция 90-96,5 мас.%.Calcium chloride technical calcined in accordance with GOST 450-77 is a white powder or granules with a calcium chloride content of 90-96.5 wt.%.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
При изготовлении тампонирующей композиции первоначально готовят биополимерный раствор. Для этого приготавливают 0,03-0,3 мас.% раствор бактерицида, например, СНПХ-1002 в пресной воде. Бактерицид необходим для предотвращения биодеструкции добавляемого позднее в раствор ксантанового биополимера. Использование указанной концентрации бактерицида известно и обосновано ранее (патент RU №2347897, МПК Е21В 43/22, С09К 8/90, опубл. 27.02.2009 г.). В дальнейшем в качестве примера при проведении лабораторных и модельных исследований использовали 0,3 мас.% раствор бактерицида СНПХ-1002. В полученном растворе бактерицида растворяют 0,2-0,5 мас.% ксантанового биополимера, например, с торговой маркой Зибозан. Далее завершают приготовление тампонирующей композиции смешением полученного биополимерного раствора со стеклом натриевым жидким в пропорции стекло натриевое жидкое: биополимерный раствор от 0,8:1 до 1,4:1. Для снижения проницаемости по воде производят закачивание в пласт тампонирующей композиции. С целью создания лучших условий для образования геля закачивание в пласт каждой порции тампонирующей композиции чередуют с закачиванием порции инициатора структурирования, в качестве которого используют водный раствор хлористого кальция. Оптимальной для образования геля является концентрация раствора хлористого кальция 20-35 мас.%, которая была установлена проведением лабораторных исследований. При изменении концентрации раствора хлористого кальция от 20 до 35 мас.% получают стабильно высокую степень снижения проницаемости пласта. Приготовление раствора хлористого кальция концентрацией более 35 мас.% в полевых условиях затруднительно, так как требует разогрева раствора до высоких температур. При использовании раствора хлористого кальция концентрацией менее 20 мас.% степень снижения проницаемости пласта существенно снижается. В дальнейшем в качестве примера при проведении лабораторных и модельных исследований использовали раствор хлористого кальция с концентрацией 35 мас.%. Порции тампонирующей композиции и инициатора структурирования разделяют буфером из пресной воды в объеме, исключающем смешивание порций в процессе закачивания. Производят последовательное закачивание в пласт тампонирующей композиции и инициатора структурирования. С целью повышения степени тампонирования закачивание в пласт тампонирующей композиции и инициатора структурирования производят несколькими чередующимися порциями. Объем порций был установлен на основе анализа опыта промысловых работ и составляет 2-10 м3. Чем больше приемистость скважины, в которой планируют проведение работ по ограничению притока воды путем снижения проницаемости пласта, тем большим принимают объем каждой порции и суммарный закачанный объем тампонирующей композиции и инициатора структурирования. Суммарный закачанный объем тампонирующей композиции и инициатора структурирования составляет не менее 10 м3. После последовательного закачивания в скважину в процессе продвижения по пласту тампонирующей композиции и инициатора структурирования происходит их перемешивание и образование геля, снижающего проницаемость пласта по воде. За счет закачивания тампонирующей композиции и инициатора структурирования становится возможным образование геля в условиях месторождений с опресненными пластовыми водами с низким содержанием солей. Последовательное закачивание в пласт порций тампонирующей композиции и инициатора структурирования, повторяющееся более одного раза, обеспечивает создание наиболее благоприятных условий для перемешивания тампонирующей композиции и инициатора структурирования и последующего образования геля.In the manufacture of the plugging composition, a biopolymer solution is initially prepared. To do this, prepare a 0.03-0.3 wt.% Solution of a bactericide, for example, SNPCH-1002 in fresh water. The bactericide is necessary to prevent biodegradation of the xanthan biopolymer added later in the solution. The use of the indicated concentration of the bactericide is known and justified earlier (patent RU No. 2347897, IPC ЕВВ 43/22, СКК 8/90, publ. February 27, 2009). In the future, as an example, in laboratory and model studies, a 0.3 wt.% Solution of the bactericide SNPCH-1002 was used. 0.2-0.5 wt.% Xanthan biopolymer, for example, with the trademark Zibozan, is dissolved in the resulting bactericide solution. Next, the preparation of the plugging composition is completed by mixing the obtained biopolymer solution with glass sodium liquid in the proportion glass sodium liquid: biopolymer solution from 0.8: 1 to 1.4: 1. To reduce water permeability, the plugging composition is injected into the formation. In order to create better conditions for gel formation, the injection of each portion of the plugging composition into the formation is alternated with the injection of a portion of the structuring initiator, which is used as an aqueous solution of calcium chloride. Optimal for gel formation is a concentration of a solution of calcium chloride of 20-35 wt.%, Which was established by laboratory tests. When changing the concentration of the solution of calcium chloride from 20 to 35 wt.% Get a stably high degree of decrease in permeability of the formation. Preparation of a solution of calcium chloride with a concentration of more than 35 wt.% In the field is difficult, since it requires heating the solution to high temperatures. When using a solution of calcium chloride with a concentration of less than 20 wt.%, The degree of decrease in permeability of the formation is significantly reduced. Further, as an example, when conducting laboratory and model studies, a solution of calcium chloride with a concentration of 35 wt.% Was used. Portions of the plugging composition and the structuring initiator are separated by a buffer of fresh water in a volume that excludes mixing of the portions during the injection process. A sequential injection of the plugging composition and structuring initiator into the formation is performed. In order to increase the degree of plugging, the injection of the plugging composition and the structuring initiator into the formation is carried out in several alternating portions. The volume of servings was established on the basis of an analysis of the experience of fishing operations and amounts to 2-10 m 3 . The greater the injectivity of the well, in which it is planned to carry out work to limit water inflow by reducing the permeability of the formation, the greater the volume of each portion and the total injected volume of the plugging composition and structuring initiator are taken. The total injected volume of the plugging composition and the structuring initiator is at least 10 m 3 . After successive pumping into the well in the process of moving the plugging composition and the initiator of structuring along the formation, they are mixed and a gel is formed that reduces the water permeability of the formation. Due to the injection of the plugging composition and the structuring initiator, gel formation becomes possible in the conditions of deposits with desalinated formation water with a low salt content. Successive injection of portions of the plugging composition and structuring initiator into the formation, repeated more than once, provides the most favorable conditions for mixing the plugging composition and structuring initiator and subsequent gel formation.
Для установления оптимального содержания компонентов в тампонирующей композиции исследовали структурно-механические свойства получаемого геля, измеряя пластическую прочность по методу конического пластомера П.А.Ребиндера (Справочное руководство по тампонажным материалам: Учебное пособие / Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. - М.: Недра, 1987. с.336-339). Для проведения опыта готовили смесь раствора хлористого кальция с концентрацией 35 мас.% и каждой из исследуемых рецептур тампонирующей композиции. При приготовлении тампонирующей композиции использовали бактерицид СНПХ-1002, биополимер с торговой маркой Зибозан и стекло натриевое жидкое по ГОСТ 13078-81. Соотношение объемов тампонирующей композиции и раствора хлористого кальция 1:1. Измерения проводили по истечении 24 часов после смешения тампонирующей композиции и раствора хлористого кальция. Результаты исследований приводятся в таблице 1.To establish the optimal content of components in the plugging composition, the structural and mechanical properties of the obtained gel were studied by measuring the plastic strength by the method of P.A. Rebinder's conical plastomer (Reference Guide for cementing materials: Textbook / Daniushevsky BC, Aliev PM, Tolstykh I.F. - M .: Nedra, 1987.p.336-339). For the experiment, a mixture of a solution of calcium chloride with a concentration of 35 wt.% And each of the studied formulations of the plugging composition was prepared. In the preparation of the plugging composition, the bactericide SNPCH-1002, a biopolymer with the Zibozan trademark and liquid sodium glass according to GOST 13078-81 were used. The ratio of the volume of the plugging composition and the solution of calcium chloride 1: 1. The measurements were carried out after 24 hours after mixing the plugging composition and a solution of calcium chloride. The research results are shown in table 1.
Результаты исследований свидетельствуют, что снижение содержания ксантанового биополимера в растворе бактерицида ниже 0,2 мас.% приводит к существенному снижению пластической прочности геля, в то же время увеличение содержания ксантанового биополимера в растворе бактерицида более 0,5 мас.% влияет на пластическую прочность геля незначительно. Так же исследования показали, что при уменьшении содержания в тампонирующей композиции жидкого стекла менее чем в пропорции стекло натриевое жидкое: полимерный раствор 0,8:1 приводит к резкому снижению пластической прочности геля. Увеличение содержания в тампонирующей композиции жидкого стекла более чем в пропорции стекло натриевое жидкое: полимерный раствор 1,4:1 влияет на пластическую прочность геля незначительно. Таким образом, оптимальной является тампонирующая композиция, приготовленная смешением со стеклом натриевым жидким биополимерного раствора, представляющего собой раствор в воде 0,03-0,3 мас.% бактерицида и 0,2-0,5 мас.% ксантанового биополимера, а в тампонирующей композиции соотношение объемов (пропорция) стекло натриевое жидкое: полимерный раствор составляет от 0,8:1 до 1,4:1.The research results indicate that a decrease in the content of xanthan biopolymer in the bactericide solution below 0.2 wt.% Leads to a significant decrease in the plastic strength of the gel, while an increase in the content of xanthan biopolymer in the solution of the bactericide more than 0.5 wt.% Affects the plastic strength of the gel slightly. Studies have also shown that with a decrease in the content of liquid glass in the plug composition of the glass less than in the proportion glass sodium liquid: a polymer solution of 0.8: 1 leads to a sharp decrease in the plastic strength of the gel. An increase in the content of liquid glass in the plugging composition by more than a proportion of glass sodium liquid: a polymer solution of 1.4: 1 does not affect the plastic strength of the gel slightly. Thus, an optimal tampon composition is prepared by mixing with a glass sodium liquid biopolymer solution, which is a solution in water of 0.03-0.3 wt.% Bactericide and 0.2-0.5 wt.% Xanthan biopolymer, and in tamping composition volume ratio (proportion) sodium liquid glass: polymer solution is from 0.8: 1 to 1.4: 1.
Эффективность снижения проницаемости пласта по предлагаемому способу оценивали проведением модельных испытаний, замеряя давление прорыва закачиваемой воды через модель пласта. Исследования проводили на моделях пласта длиной 95 см и внутренним диаметром 3,7 см, заполненных кварцевым песком. Подбором фракционного состава кварцевого песка получили модели с проницаемостью 1,0-1,5 мкм2. Модель пласта первоначально насыщали дистиллированной водой, а затем нефтью. Для моделирования обводненного нефтяного пласта месторождения с опресненной пластовой водой, через предварительно заполненную нефтью модель пласта прокачивали пресную воду. Для модельных испытаний получают биополимерный раствор. Для этого приготавливают 0,3 мас.% раствор бактерицида СНПХ-1002 в пресной воде, а на нем готовят 0,2-0,5 мас.% раствор ксантанового биополимера. Далее завершают приготовление тампонирующей композиции смешением полученного биополимерного раствора со стеклом натриевым жидким при соотношении объемов (в пропорции) стекло натриевое жидкое: полимерный раствор от 0,8:1 до 1,4:1.The effectiveness of reducing the permeability of the reservoir according to the proposed method was evaluated by conducting model tests, measuring the pressure of the breakthrough of injected water through the reservoir model. The studies were carried out on reservoir models 95 cm long and 3.7 cm in inner diameter, filled with quartz sand. By selecting the fractional composition of quartz sand, models with a permeability of 1.0-1.5 μm 2 were obtained. The reservoir model was initially saturated with distilled water and then with oil. To simulate a water-cut oil reservoir of a field with desalinated formation water, fresh water was pumped through a reservoir model pre-filled with oil. For model tests receive biopolymer solution. To do this, prepare a 0.3 wt.% Solution of the bactericide SNPCH-1002 in fresh water, and on it prepare a 0.2-0.5 wt.% Solution of xanthan biopolymer. Next, the preparation of the plugging composition is completed by mixing the obtained biopolymer solution with sodium liquid glass with a volume ratio (in proportion) of sodium liquid glass: polymer solution from 0.8: 1 to 1.4: 1.
Для моделирования предлагаемого способа в подготовленную модель пласта последовательно закачивают тампонирующую композицию, буфер из пресной воды; раствор хлористого кальция концентрацией 35 мас.%, буфер из пресной воды, тампонирующую композицию; буфер из пресной воды; раствор хлористого кальция концентрацией 35 мас.%. Далее модель оставляют на реагирование в течение 24 часов, после чего, закачивая воду через выход модели, определяют давление прорыва воды. Результаты исследований приводятся в таблице 2.To simulate the proposed method, a plug composition, a buffer of fresh water are sequentially pumped into the prepared reservoir model; a solution of calcium chloride with a concentration of 35 wt.%, a buffer from fresh water, a tampon composition; fresh water buffer; a solution of calcium chloride with a concentration of 35 wt.%. Next, the model is left to respond for 24 hours, after which, by pumping water through the outlet of the model, the breakthrough pressure of the water is determined. The research results are shown in table 2.
Для моделирования наиболее близкого аналога в подготовленную модель пласта последовательно закачивают минерализованную воду с содержанием солей 140 г/л, буфер из пресной воды гелеобразующую композицию, буфер из пресной воды, минерализованную воду хлоркальциевого типа с содержанием солей 140 г/л. Далее модель оставляли на реагирование в течение 24 часов, после чего, закачивая воду через выход модели, определяли давление прорыва воды. Результаты исследований приводятся в таблице 3.To simulate the closest analogue, mineralized water with a salt content of 140 g / l, a buffer from fresh water, a gel-forming composition, a buffer from fresh water, and mineralized calcium chloride type water with a salt content of 140 g / l are sequentially pumped into the prepared model of the formation. Next, the model was left to react for 24 hours, after which, by pumping water through the outlet of the model, the breakthrough pressure of the water was determined. The research results are shown in table 3.
Результаты модельных испытаний свидетельствуют, что при моделировании предлагаемого способа давление прорыва модели водой на 2,3 МПа/м и более превышает давление прорыва модели водой для наиболее близкого аналога. Из этого следует, что предлагаемый способ более эффективен и может быть использован для снижения проницаемости пласта по воде.The results of model tests indicate that when modeling the proposed method, the model breakthrough pressure with water is 2.3 MPa / m or more higher than the model breakthrough pressure with water for the closest analogue. From this it follows that the proposed method is more effective and can be used to reduce the permeability of the formation in water.
Пример практического примененияPractical example
В нефтедобывающей скважине с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм и текущим забоем 1750 м необходимо провести работы по ограничению водопритока. Продуктивные пласты вскрыты перфорацией в интервалах 1701-1704 м и 1711-1713 м. По результатам геофизических исследований основной приток жидкости в скважину происходит из интервала перфорации 1711-1713 м. Данный интервал вскрывает обводненный пласт. Из скважины поднимают подземное оборудование и производят спуск в скважину насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 73 мм на глубину 1714 м. Приготавливают 20 м3 тампонирующей композиции. Первоначально готовят 10 м3 биополимерного раствора. Для этого приготавливают 0,2 мас.% раствор бактерицида СНПХ-1002 в 10 м3 пресной воды. В полученном растворе бактерицида растворяют 0,3 мас.% ксантанового биополимера с торговой маркой Зибозан производства фирмы Hebei Yuati Import Export Co., LTD. Далее завершают приготовление тампонирующей композиции смешением 10 м3 полученного полимерного раствора и 10 м3 стекла натриевого жидкого по ГОСТ 13078-81. Приготавливают 20 м3 водного раствора хлористого кальция концентрацией 35 мас.%. Для приготовления 1 м3 такого раствора в 857 л пресной воды при постоянном перемешивании растворяют 463 кг безводного хлористого кальция. Для снижения проницаемости по воде пласта, вскрытого в интервале 1711-1713 м, производят последовательное закачивание через скважину в пласт 0,7 м3 пресной воды в качестве буфера; 10 м3 тампонирующей композиции; 0,7 м3 пресной воды в качестве буфера; 10 м3 раствора хлористого кальция концентрацией 35 мас.%, 0,7 м3 пресной воды в качестве буфера, 10 м3 тампонирующей композиции; 0,7 м3 пресной воды в качестве буфера; 10 м3 раствора хлористого кальция концентрацией 35 мас.%. Продавливание реагентов в пласт осуществляют закачиванием в НКТ 7 м3 пластовой воды. Скважину оставляют на реагирование в течение 24 часов с целью образования геля, снижающего проницаемость обводненного пласта. Далее скважину промывают, спускают подземное оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.In an oil producing well with a production casing with a diameter of 168 mm and a current bottom of 1,750 m, it is necessary to limit water inflow. Productive strata were opened by perforation in the intervals of 1701-1704 m and 1711-1713 m. According to the results of geophysical studies, the main flow of fluid into the well comes from the perforation interval of 1711-1713 m. This interval reveals the flooded formation. Underground equipment is lifted from the well and tubing (tubing) with a diameter of 73 mm to a depth of 1714 m is lowered into the well. 20 m 3 of plugging composition is prepared. Initially, 10 m 3 of biopolymer solution is prepared. To do this, prepare a 0.2 wt.% Solution of the bactericide SNPCH-1002 in 10 m 3 of fresh water. 0.3 wt% xanthan biopolymer with the trademark Zibozan manufactured by Hebei Yuati Import Export Co., LTD is dissolved in the resulting bactericide solution. Next, the preparation of the plugging composition is completed by mixing 10 m 3 of the obtained polymer solution and 10 m 3 glass of sodium liquid in accordance with GOST 13078-81. Prepare 20 m 3 an aqueous solution of calcium chloride with a concentration of 35 wt.%. To prepare 1 m 3 of such a solution, 463 kg of anhydrous calcium chloride are dissolved in 857 l of fresh water with constant stirring. To reduce the water permeability of the formation, opened in the interval 1711-1713 m, sequential injection of 0.7 m 3 of fresh water through the well into the formation as a buffer is performed; 10 m 3 plugging composition; 0.7 m 3 of fresh water as a buffer; 10 m 3 a solution of calcium chloride with a concentration of 35 wt.%, 0.7 m 3 fresh water as a buffer, 10 m 3 plugging composition; 0.7 m 3 of fresh water as a buffer; 10 m 3 a solution of calcium chloride with a concentration of 35 wt.%. The reagents are pushed into the formation by pumping 7 m 3 of produced water into the tubing. The well is allowed to respond for 24 hours to form a gel that reduces the permeability of the waterlogged formation. Then the well is washed, the underground equipment is lowered and the well is put into operation.
Применение предлагаемого способа позволяет на 20-40% увеличить степень снижения обводненности продукции скважины при проведении водоизоляционных работ в условиях месторождений с опресненными пластовыми водами с низким содержанием солей.The application of the proposed method allows to increase by 20-40% the degree of reduction in water cut in well production during waterproofing operations in fields with desalinated formation water with a low salt content.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010115699/03A RU2431742C1 (en) | 2010-04-20 | 2010-04-20 | Procedure for control of reservoir permeability |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010115699/03A RU2431742C1 (en) | 2010-04-20 | 2010-04-20 | Procedure for control of reservoir permeability |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2431742C1 true RU2431742C1 (en) | 2011-10-20 |
Family
ID=44999226
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010115699/03A RU2431742C1 (en) | 2010-04-20 | 2010-04-20 | Procedure for control of reservoir permeability |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2431742C1 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4977960A (en) * | 1985-08-20 | 1990-12-18 | Mobil Oil Corporation | Sodium hydroxide treatment of field water in a biopolymer complex |
| RU2136869C1 (en) * | 1998-07-21 | 1999-09-10 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Method of developing oil deposit |
| RU2178069C1 (en) * | 2000-11-04 | 2002-01-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method of oil deposit development |
| RU2207435C1 (en) * | 2002-01-25 | 2003-06-27 | Полищук Александр Михайлович | Composition for control of oil deposit development |
| RU2347896C1 (en) * | 2007-07-30 | 2009-02-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Oil field development method |
| RU2351754C1 (en) * | 2007-07-30 | 2009-04-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Method of oil deposit development |
-
2010
- 2010-04-20 RU RU2010115699/03A patent/RU2431742C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4977960A (en) * | 1985-08-20 | 1990-12-18 | Mobil Oil Corporation | Sodium hydroxide treatment of field water in a biopolymer complex |
| RU2136869C1 (en) * | 1998-07-21 | 1999-09-10 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Method of developing oil deposit |
| RU2178069C1 (en) * | 2000-11-04 | 2002-01-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method of oil deposit development |
| RU2207435C1 (en) * | 2002-01-25 | 2003-06-27 | Полищук Александр Михайлович | Composition for control of oil deposit development |
| RU2347896C1 (en) * | 2007-07-30 | 2009-02-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Oil field development method |
| RU2351754C1 (en) * | 2007-07-30 | 2009-04-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Method of oil deposit development |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2089723C1 (en) | Method of developing oil pools | |
| CN107216866A (en) | A kind of method that Carbonate Reservoir seam dictyosome accumulates acidfracturing treatment | |
| RU2285785C1 (en) | Injectivity profile control method for injection well and water influx restriction method for producing well | |
| US7032669B2 (en) | Compositions and methods for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids | |
| CN107338033A (en) | A kind of low-permeability sandstone oil reservoir Complex polymer type profile control agent and its application method | |
| RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| RU2483092C1 (en) | Composition of polysaccharide gel for killing of high-temperature wells | |
| RU2127802C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2160832C1 (en) | Method of restriction of water influx to well | |
| RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2431742C1 (en) | Procedure for control of reservoir permeability | |
| RU2136869C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2627802C1 (en) | Composition for enhanced oil recovery | |
| RU2108455C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
| RU2346151C1 (en) | Oil minefield development control method (versions) | |
| RU2347896C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2529975C1 (en) | Composition of multi-functional reagent for physical and chemical advanced recovery methods (arm) | |
| RU2405926C1 (en) | Method for doing repair-isolation works under conditions of intense absorption | |
| RU2614997C1 (en) | Method of water inflow limitation in fractured carbone reservoirs | |
| CN106050197A (en) | Analysis method for oil enhancing production mechanism of weak-based ASP flooding | |
| RU2143549C1 (en) | Method of development of oil field | |
| RU2178069C1 (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: 20170421 |