RU2610051C1 - Method for development of carbonate oil reservoir (versions) - Google Patents
Method for development of carbonate oil reservoir (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2610051C1 RU2610051C1 RU2016106863A RU2016106863A RU2610051C1 RU 2610051 C1 RU2610051 C1 RU 2610051C1 RU 2016106863 A RU2016106863 A RU 2016106863A RU 2016106863 A RU2016106863 A RU 2016106863A RU 2610051 C1 RU2610051 C1 RU 2610051C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- aqueous solution
- concentration
- well
- reservoir
- water
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 16
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 111
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 105
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 105
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 73
- FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N potassium nitrate Chemical compound [K+].[O-][N+]([O-])=O FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 61
- 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 40
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 claims abstract description 40
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 34
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 claims abstract description 31
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Substances [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 31
- 235000010333 potassium nitrate Nutrition 0.000 claims abstract description 30
- 239000004323 potassium nitrate Substances 0.000 claims abstract description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 29
- 235000019838 diammonium phosphate Nutrition 0.000 claims abstract description 28
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 26
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N sodium nitrate Inorganic materials [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 claims abstract description 25
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 24
- 235000010344 sodium nitrate Nutrition 0.000 claims abstract description 24
- 239000004317 sodium nitrate Substances 0.000 claims abstract description 24
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 23
- 239000005696 Diammonium phosphate Substances 0.000 claims abstract description 21
- MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N diammonium hydrogen phosphate Chemical compound [NH4+].[NH4+].OP([O-])([O-])=O MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 21
- 229910000388 diammonium phosphate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 21
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims abstract description 20
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims abstract description 20
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims abstract description 20
- AZFNGPAYDKGCRB-XCPIVNJJSA-M [(1s,2s)-2-amino-1,2-diphenylethyl]-(4-methylphenyl)sulfonylazanide;chlororuthenium(1+);1-methyl-4-propan-2-ylbenzene Chemical compound [Ru+]Cl.CC(C)C1=CC=C(C)C=C1.C1=CC(C)=CC=C1S(=O)(=O)[N-][C@@H](C=1C=CC=CC=1)[C@@H](N)C1=CC=CC=C1 AZFNGPAYDKGCRB-XCPIVNJJSA-M 0.000 claims abstract description 19
- 235000010289 potassium nitrite Nutrition 0.000 claims abstract description 19
- 239000004304 potassium nitrite Substances 0.000 claims abstract description 19
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 18
- 244000005706 microflora Species 0.000 claims abstract description 9
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229910000406 trisodium phosphate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 235000019801 trisodium phosphate Nutrition 0.000 claims abstract description 7
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims abstract description 6
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 claims abstract description 6
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 6
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 claims abstract description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract 4
- -1 ethoxylated alkyl phenol Chemical compound 0.000 claims description 23
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 20
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 19
- 235000013305 food Nutrition 0.000 claims description 14
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 7
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000011591 potassium Substances 0.000 claims description 4
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000004254 Ammonium phosphate Substances 0.000 claims 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims 1
- 229910000148 ammonium phosphate Inorganic materials 0.000 claims 1
- 235000019289 ammonium phosphates Nutrition 0.000 claims 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims 1
- 235000005911 diet Nutrition 0.000 claims 1
- 230000000378 dietary effect Effects 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 8
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 abstract description 7
- 239000011707 mineral Substances 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 230000001629 suppression Effects 0.000 abstract 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 14
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 11
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 7
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 5
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 5
- 230000002906 microbiologic effect Effects 0.000 description 5
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 5
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 5
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 4
- 235000013379 molasses Nutrition 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 239000002585 base Substances 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000001338 self-assembly Methods 0.000 description 3
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 2
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical class [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 description 2
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 2
- 239000011574 phosphorus Chemical class 0.000 description 2
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 241000194108 Bacillus licheniformis Species 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 102000016911 Deoxyribonucleases Human genes 0.000 description 1
- 108010053770 Deoxyribonucleases Proteins 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 241001465754 Metazoa Species 0.000 description 1
- GXCLVBGFBYZDAG-UHFFFAOYSA-N N-[2-(1H-indol-3-yl)ethyl]-N-methylprop-2-en-1-amine Chemical compound CN(CCC1=CNC2=C1C=CC=C2)CC=C GXCLVBGFBYZDAG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005276 aerator Methods 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 235000011126 aluminium potassium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 description 1
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 239000006071 cream Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010297 mechanical methods and process Methods 0.000 description 1
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 1
- 238000013048 microbiological method Methods 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 229940050271 potassium alum Drugs 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 238000010977 unit operation Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/582—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of bacteria
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fodder In General (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки карбонатных нефтяных пластов.The proposal relates to the oil industry, in particular to microbiological methods for the development of carbonate oil reservoirs.
Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку культуры Bacillus licheniformis и питательной среды, содержащей источник углевода (меласса, солод) и источник азота (нитраты щелочных металлов, аммоний, аммониевые соли и т.д.) с последующей выдержкой (пат. USA №4522261, Е21В 43/22, опубл. 11.06.1985 г.).A known method of developing an oil reservoir, including the injection of a culture of Bacillus licheniformis and a nutrient medium containing a source of carbohydrate (molasses, malt) and a source of nitrogen (nitrates of alkali metals, ammonium, ammonium salts, etc.), followed by exposure (US Pat. USA No. 4522261 , ЕВВ 43/22, publ. 06/11/1985).
Недостатками известного способа являются низкая эффективность нефтеизвлечения, использование в качестве углеводной добавки дефицитной и дорогой мелассы, что приводит к удорожанию технологии.The disadvantages of this method are the low efficiency of oil recovery, the use of a scarce and expensive molasses as a carbohydrate additive, which leads to a higher cost of technology.
Известен способ разработки нефтяного месторождения, включающий активацию пластовой микрофлоры путем циклической закачки в пласт водного раствора питательных веществ с биостимулятором (пат. RU №2049911, МПК Е21В 43/12, опубл. 10.12.1995 г.). В качестве биостимулятора используют дезоксирибонуклеазу. Введение биостимулятора наряду с питательными веществами способствует интенсификации роста и жизнедеятельности пластовой микрофлоры.A known method of developing an oil field, including the activation of formation microflora by cyclic injection into the formation of an aqueous solution of nutrients with a biostimulator (US Pat. RU No. 2049911, IPC ЕВВ 43/12, publ. 10.12.1995). As a biostimulant, deoxyribonuclease is used. The introduction of a biostimulator along with nutrients contributes to the intensification of growth and vital activity of reservoir microflora.
Способ позволяет повысить охват пласта воздействием в результате перераспределения потоков за счет селективной закупорки высокопроницаемых зон пласта микробной биомассой и снижения проницаемости призабойной зоны пласта.The method allows to increase the coverage of the formation due to the redistribution of flows due to the selective blockage of the highly permeable zones of the formation by microbial biomass and reduce the permeability of the bottom-hole zone of the formation.
Недостатком способа является низкая эффективность способа вследствие того, что селективная закупорка высокопроницаемых пропластков биомассой бактерий носит временный характер (по истечении 2-4 мес. профиль приемистости начинает принимать прежний характер из-за размывания микроорганизмов вглубь пласта).The disadvantage of this method is the low efficiency of the method due to the fact that the selective clogging of highly permeable layers by bacterial biomass is temporary (after 2-4 months, the injectivity profile begins to take on its former character due to the erosion of microorganisms deep into the formation).
Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку в призабойную зону нагнетательной скважины углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе питательных веществ с последующей закачкой воды (пат. RU №2120545, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.10.1998, Бюл. №29). В качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют галотолерантные и/или галофильные штаммы микроорганизмов в аэрированном растворе питательных веществ, а для последующей закачки воды используют минерализованную воду с содержанием солей выше 50 г/л, чередуя ее с закачкой пресной воды. Способ также предусматривает, что в призабойную зону нагнетательной скважины вводят отходы крахмалопаточного производства.There is a method of developing an oil reservoir, including the injection of hydrocarbon-oxidizing microorganisms into a bottom hole of an injection well in a nutrient solution, followed by water injection (US Pat. RU No. 2120545, IPC ЕВВ 43/22, publ. 10/20/1998, Bull. No. 29). Halotolerant and / or halophilic strains of microorganisms in an aerated nutrient solution are used as hydrocarbon-oxidizing microorganisms, and mineralized water with salt content above 50 g / l is used for subsequent water injection, alternating it with fresh water injection. The method also provides that waste starch production is introduced into the bottomhole zone of the injection well.
Способ позволяет повысить эффективность микробиологического воздействия на пласт в результате кратковременной периодической закачки в пласт пресной воды.The method allows to increase the effectiveness of microbiological effects on the reservoir as a result of short-term periodic injection of fresh water into the reservoir.
Однако известный способ разработки нефтяного пласта недостаточно эффективен вследствие того, что последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов. В результате охват пласта воздействием незначителен. Кроме того, закачка аэрированного водного раствора питательных веществ может вызывать кислородную коррозию оборудования скважин и требует использования дорогостоящего оборудования, специальных приспособлений (компрессора высокого давления, аэратора и т.д.). Все это усложняет и удорожает технологию обработки пласта.However, the known method of developing an oil reservoir is not effective enough due to the fact that the subsequent injection of water leads only to partial washing of the oil from the pore channels. As a result, the impact of the formation is negligible. In addition, injection of an aerated aqueous solution of nutrients can cause oxygen corrosion of well equipment and requires the use of expensive equipment, special devices (high pressure compressor, aerator, etc.). All this complicates and increases the cost of formation processing technology.
Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий активацию пластовой микрофлоры путем закачки пресной воды в призабойную зону нагнетательной скважины (см. Ибатуллин P.P., Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. - М.: Недра, 2004. С. 220-221).There is a known method of developing an oil reservoir, including the activation of reservoir microflora by pumping fresh water into the bottomhole zone of an injection well (see Ibatullin PP, Ibragimov N.G., Takhautdinov Sh.F., Khisamov R.S. Increased oil recovery in the late stage of field development. - M .: Nedra, 2004.S. 220-221).
Недостатком известного способа является то, что при закачке в скважину воды основная часть ее «проскальзывает» к добывающим скважинам через более проницаемые пропластки и не участвует в процессе вытеснения нефти. Использование данного способа незначительно увеличивает охват пласта воздействием и нефтеотдачу.The disadvantage of this method is that when water is injected into the well, the bulk of it “slips” to the producing wells through more permeable layers and does not participate in the process of oil displacement. Using this method slightly increases the coverage of the formation by the impact and oil recovery.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки карбонатного нефтяного пласта, содержащий сульфатвосстанавливающие бактерии (СВБ), включающий активацию пластовой микрофлоры закачкой в пласт водного раствора питательных веществ (см. Ибатуллин P.P., Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. - М.: Недра, 2004. С. 215-228). В качестве питательных веществ используют водные растворы минеральных солей азота, фосфора и мелассы.The closest in technical essence is a method of developing a carbonate oil reservoir containing sulfate-reducing bacteria (SBB), including activation of the reservoir microflora by injecting an aqueous solution of nutrients into the reservoir (see Ibatullin PP, Ibragimov NG, Takhautdinov Sh.F., Khisamov R . S. Increased oil recovery at a late stage of field development. - M .: Nedra, 2004. S. 215-228). As nutrients, aqueous solutions of mineral salts of nitrogen, phosphorus and molasses are used.
Недостатками известного способа являются невысокая эффективность нефтеизвлечения в карбонатном нефтяном пласте за счет незначительного охвата пласта воздействием, повышения обводненности добываемой продукции, а также использование дефицитной и дорогостоящей мелассы, что приводит к удорожанию технологии.The disadvantages of this method are the low efficiency of oil recovery in a carbonate oil reservoir due to the insignificant coverage of the reservoir by exposure, increased water cut of the produced products, and the use of scarce and expensive molasses, which leads to higher costs of technology.
Техническими задачами предложения являются увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции за счет увеличения охвата пласта воздействием, а также расширение технологических возможностей способа.The technical objectives of the proposal are to increase oil recovery and reduce water cut of produced products by increasing the coverage of the formation by exposure, as well as expanding the technological capabilities of the method.
Технические задачи решаются способом разработки карбонатного нефтяного пласта, содержащего СВБ, включающим активацию пластовой микрофлоры путем закачки в пласт через нагнетательную скважину водной суспензии питательных веществ.Technical problems are solved by the method of developing a carbonate oil reservoir containing SSC, including the activation of reservoir microflora by pumping an aqueous suspension of nutrients into the reservoir through an injection well.
По первому варианту новым является то, что предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины, при приемистости нагнетательной скважины от 100 до 150 м3/сут осуществляют закачку водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас. % или водного раствора нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас. %, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 5-15 м3 и останавливают скважину для подавления СВБ, затем производят закачку водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного поверхностно-активного вещества - ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°С, содержащего смесь неионогенного ПАВ и катионного ПАВ с концентрацией 0,01-0,3% или водного раствора щелочного реагента - диаммонийфосфата пищевого или тринатрийфосфата, или гидроксида натрия с концентрацией 0,2-1,5%, затем производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель, крахмал и диаммонийфосфат пищевой, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 10-50 м3, затем останавливают скважину на технологическую выдержку от 3 до 15 сут, причем концентрация реагентов водной суспензии составляет в мас. %:According to the first option, it is new that the injectivity of the injection well is preliminarily determined, with the injectivity of the injection well from 100 to 150 m 3 / day, an aqueous solution of sodium or potassium nitrate, or ammonium with a concentration of from 1.0 to 1.5 wt. % or an aqueous solution of sodium or potassium nitrite with a concentration of from 0.1 to 1.0 wt. %, squeezed into the reservoir with water with a salinity of 0.15 to 300 g / l in a volume of 5-15 m 3 and the well was shut down to suppress SRB, then an aqueous solution of ethoxylated alkyl phenol or a complex surfactant — surfactant with a pour point of not above minus 40 ° C, containing a mixture of nonionic surfactant and cationic surfactant with a concentration of 0.01-0.3% or an aqueous solution of an alkaline reagent - food diammonium phosphate or trisodium phosphate, or sodium hydroxide with a concentration of 0.2-1.5%, then produce water suspension injection NZI of nutrients containing sapropel, starch and diammonium phosphate food, are pressed into the reservoir with water with a salinity of 0.15 to 300 g / l in a volume of 10-50 m 3 , then the well is stopped for technological exposure for 3 to 15 days, and the concentration of reagents aqueous suspension is in wt. %:
По второму варианту новым является то, что предварительно предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины, при приемистости нагнетательной скважины от 150 до 400 м3/сут осуществляют закачку водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас. % или водного раствора нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас. %, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 5-15 м3 и останавливают скважину для подавления СВБ, дополнительно производят закачку блокирующего состава, продавливают в пласт водным раствором оксиэтилированного алкилфенола или комплексного поверхностно-активного вещества - ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°С, содержащим смесь неионогенного ПАВ и катионного ПАВ с концентрацией 0,01-0,3% или водным раствором щелочного реагента - диаммонийфосфата пищевого или тринатрийфосфата, или гидроксида натрия с концентрацией 0,1-1,5% и останавливают скважину на технологическую выдержку от одного часа до 24 ч, затем производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель, крахмал и диаммонийфосфат пищевой, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 10-50 м3, затем останавливают скважину на технологическую выдержку от 3 до 15 сут, причем концентрация реагентов водной суспензии составляет в мас. %:According to the second option, it is new that the injectivity of the injection well is preliminarily determined, while the injectivity of the injection well is from 150 to 400 m 3 / day, an aqueous solution of sodium or potassium nitrate or ammonium is pumped with a concentration of from 1.0 to 1.5 wt. % or an aqueous solution of sodium or potassium nitrite with a concentration of from 0.1 to 1.0 wt. %, squeezed into the reservoir with water with a salinity of 0.15 to 300 g / l in a volume of 5-15 m 3 and the well was shut down to suppress SIR, an additional blocking composition was injected, squeezed into the reservoir with an aqueous solution of ethoxylated alkyl phenol or a complex surfactant - surfactants with a pour point of not higher than minus 40 ° C, containing a mixture of nonionic surfactants and cationic surfactants with a concentration of 0.01-0.3% or an aqueous solution of an alkaline reagent - diammonium phosphate food or trisodium phosphate, or sodium hydroxide with a concentration of 0.1-1.5% and stop the well for technological endurance from one hour to 24 hours, then an aqueous suspension of nutrients containing sapropel, starch and diammonium phosphate is injected, forced into the formation with water with a salinity of 0.15 to 300 g / l in a volume of 10-50 m 3 , then stop the well for technological exposure from 3 to 15 days, and the concentration of the reagents in the aqueous suspension is in wt. %:
Также новым является то, что в качестве блокирующего состава используют гелеобразующие композиции, или полимердисперсные системы, или дисперсные системы.It is also new that gelling compositions or polymer dispersed systems or dispersed systems are used as a blocking composition.
Для приготовления водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония или водного раствора нитрита натрия или калия используют:To prepare an aqueous solution of sodium or potassium nitrate, or ammonium or an aqueous solution of sodium or potassium nitrite, use:
- нитрат натрия (NaNO3), выпускаемый по ГОСТ 828-77, нитрат калия (KNO3), выпускаемый по ГОСТ 4217-77, нитрат аммония (NH4NO3), выпускаемый по ГОСТ 22867-77;- sodium nitrate (NaNO 3 ), produced according to GOST 828-77, potassium nitrate (KNO 3 ), produced according to GOST 4217-77, ammonium nitrate (NH 4 NO 3 ), produced according to GOST 22867-77;
- нитрит натрия (NaNO2), выпускаемый по ГОСТ 19906-77, нитрит калия (KNO2), выпускаемый по ГОСТ 19790-74.- sodium nitrite (NaNO 2 ), produced according to GOST 19906-77, potassium nitrite (KNO 2 ), produced according to GOST 19790-74.
Для приготовления водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ используют:To prepare an aqueous solution of ethoxylated alkyl phenol or a complex surfactant, use:
- оксиэтилированный алкилфенол, представляющий собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета с температурой застывания в пределах 13-17°С, усредненное число молей окиси этилена, присоединенное к молю алкилфенола составляет 12;- ethoxylated alkyl phenol, which is a clear, oily liquid from colorless to light yellow in color, with a pour point of 13-17 ° C, the average number of moles of ethylene oxide attached to a mole of alkyl phenol is 12;
- комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°С (т.е. ниже 40°С), содержащего водно-спиртовой раствор смеси неионогенного ПАВ - моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и катионных ПАВ - алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас. %, по внешнему виду представляет жидкость от светло-желтого до коричневого цвета.- a complex surfactant with a pour point of not higher than minus 40 ° C (i.e. below 40 ° C) containing a water-alcohol solution of a mixture of a nonionic surfactant - monoalkyl ethers of polyethylene glycol 90 wt. % and cationic surfactants - alkyldimethylbenzylammonium chloride 10 wt. %, in appearance, is a liquid from light yellow to brown.
Для приготовления водного раствора щелочного реагента используют:To prepare an aqueous solution of an alkaline reagent, use:
- диаммонийфосфат пищевой (ДАФ), выпускаемый по ГОСТ 8515-75;- food diammonium phosphate (DAF), produced according to GOST 8515-75;
- тринатрийфосфат (ТНФ), выпускаемый по ГОСТ 201-76;- trisodium phosphate (TNF), produced according to GOST 201-76;
- гидроксид натрия (ГН) (натр едкий технический), выпускаемый по ГОСТ Р 55064-2012.- sodium hydroxide (GN) (technical sodium hydroxide), produced in accordance with GOST R 55064-2012.
Для приготовления водного раствора щелочного реагента используют воду с минерализацией 0,15 г/л.To prepare an aqueous solution of an alkaline reagent, water with a salinity of 0.15 g / l is used.
Для приготовления водной суспензии питательных веществ, содержащей крахмал, сапропель и диаммонийфосфат пищевой, используют: To prepare an aqueous suspension of nutrients containing starch, sapropel and diammonium phosphate food, use:
- водорастворимый крахмал, выпускаемый по ГОСТ 10163-76;- water-soluble starch produced in accordance with GOST 10163-76;
- сапропель, представляющий собой отложения пресноводных водоемов, состоящие из органического вещества и минеральных примесей, формирующиеся в результате биохимических, микробиологических и физико-механических процессов из остатков растительных и животных организмов, населяющих озеро. Сухой сапропель содержит в своем составе не менее 0,7% азота общего, 0,14% фосфора общего, 0,4% калия общего, 13% кальция, 5% железа, 6% серы и 24% органического вещества.- sapropel, which is a sediment of freshwater bodies of water, consisting of organic matter and mineral impurities, formed as a result of biochemical, microbiological and physical-mechanical processes from the remains of plant and animal organisms that inhabit the lake. Dry sapropel contains at least 0.7% of total nitrogen, 0.14% of total phosphorus, 0.4% of total potassium, 13% of calcium, 5% of iron, 6% of sulfur and 24% of organic matter.
- диаммонийфосфат пищевой (ДАФ), выпускаемый по ГОСТ 8515-75.- food diammonium phosphate (DAF), produced according to GOST 8515-75.
Для приготовления водных растворов, водной суспензии и продавления в пласт используют воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л.For the preparation of aqueous solutions, aqueous suspension and injection into the reservoir, water is used with a salinity of 0.15 to 300 g / l.
В качестве блокирующего состава используют гелеобразующие композиции, или полимердисперсные системы, или дисперсные системы:As a blocking composition, gel-forming compositions or polymer dispersed systems or dispersed systems are used:
- гелеобразующие композиции на основе водорастворимых полимеров и сшивателей;- gelling compositions based on water-soluble polymers and crosslinkers;
- полимердисперсные системы на основе водорастворимых полимеров и дисперсных компонентов;- polymer dispersed systems based on water-soluble polymers and dispersed components;
- дисперсные системы представляют водные растворы на основе дисперсных компонентов.- dispersed systems are aqueous solutions based on dispersed components.
В качестве водорастворимых полимеров используют:As water-soluble polymers use:
- полиакриламид (ПАА) с молекулярной массой от 5-15 106 Д отечественного или импортного производства;- polyacrylamide (PAA) with a molecular weight of 5-15 10 6 D domestic or imported;
- эфиры целлюлозы (оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) отечественного или импортного производства, представляющие собой неионногенное производное целлюлозы, по внешнему виду - белый или слегка кремовый сыпучий порошок, не имеющий вкуса и запаха; карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) со степенью полимеризации более 800 отечественного или импортного производства);- cellulose ethers (hydroxyethyl cellulose (OEC) of domestic or foreign production, which is a non-ionic derivative of cellulose, in appearance it is a white or slightly cream loose powder, without taste or odor; carboxymethyl cellulose (CMC) with a polymerization degree of more than 800 domestic or imported) ;
- биополимеры отечественного или импортного производства.- biopolymers of domestic or imported production.
В качестве сшивателей используют:As staplers use:
- ацетат хрома, представляющий собой водный раствор ацетата хрома с содержанием основного вещества не менее 45%;- chromium acetate, which is an aqueous solution of chromium acetate with a basic substance content of at least 45%;
- хромокалиевые квасцы, выпускаемые по ГОСТ 4162-79.- potassium alum produced in accordance with GOST 4162-79.
В качестве дисперсных компонентов используют:As dispersed components use:
- древесную муку (ДМ), выпускаемую по ГОСТ 16361-87;- wood flour (DM), produced according to GOST 16361-87;
- доломитовую муку, выпускаемую по ГОСТ 14050-93;- dolomite flour produced in accordance with GOST 14050-93;
- сапропель;- sapropel;
- глинопорошок (ГП) - бентонитовый глинопорошок, хорошо набухающий в пресной воде.- clay powder (GP) - bentonite clay powder that swells well in fresh water.
Для приготовления гелеобразующей композиции, или полимердисперсной системы или дисперсной системы используют воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л.To prepare a gelling composition, or a polymer dispersed system or dispersed system, water with a salinity of 0.15 to 300 g / l is used.
В карбонатном нефтяном пласте в призабойной зоне скважины содержится сероводород, являющийся результатом деятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. Эффективность способа микробиологического воздействия на пласт снижается вследствие того, что СВБ ингибируют деятельность микроорганизмов, а сероводород вызывает коррозию нефтепромыслового оборудования. Поэтому необходимо до осуществления микробиологического процесса провести очистку призабойной зоны скважины от сероводорода и от СВБ. При закачке в пласт водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас. % или водного раствора нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас. % образующийся молекулярный азот нейтрализует сероводород, негативные последствия его воздействия на микрофлору призабойной зоны и оборудование скважины, а также подавляет жизнедеятельность СВБ.The carbonate oil reservoir in the near-well zone of the well contains hydrogen sulfide, which is the result of the activity of sulfate-reducing bacteria. The effectiveness of the method of microbiological impact on the reservoir is reduced due to the fact that the SSC inhibit the activity of microorganisms, and hydrogen sulfide causes corrosion of oilfield equipment. Therefore, it is necessary, prior to the implementation of the microbiological process, to clean the bottom-hole zone of the well from hydrogen sulfide and from BDS. When an aqueous solution of sodium or potassium nitrate or ammonium is injected into the formation with a concentration of 1.0 to 1.5 wt. % or an aqueous solution of sodium or potassium nitrite with a concentration of from 0.1 to 1.0 wt. % formed molecular nitrogen neutralizes hydrogen sulfide, the negative consequences of its impact on the microflora of the bottomhole zone and the equipment of the well, and also inhibits the life of the SRS.
Эффективность предлагаемого способа обусловлена следующим.The effectiveness of the proposed method is due to the following.
По первому варианту. При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выбирают участок нефтяного пласта с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанной с добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины, толщину продуктивного пласта, пористость, обводненность добываемой продукции, дебит по нефти. Определяют объемы закачки водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония или водного раствора нитрита натрия или калия, водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ или водного раствора щелочного реагента, водной суспензии питательных веществ:According to the first option. During the development of an oil reservoir represented by a carbonate reservoir, geophysical and hydrodynamic studies are performed, a section of the oil reservoir with an injection well hydrodynamically associated with production wells is selected, the injectivity of the injection well, the thickness of the reservoir, porosity, water cut of the produced product, and oil flow rate are determined. The volumes of injection of an aqueous solution of sodium or potassium nitrate, or ammonium or an aqueous solution of sodium nitrite or potassium, an aqueous solution of ethoxylated alkyl phenol or a complex surfactant or an aqueous solution of an alkaline reagent, an aqueous suspension of nutrients are determined:
- объем закачки водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония или водного раствора нитрита натрия или калия определяют расчетным путем с учетом толщины и пористости продуктивного пласта по формуле:- the injection volume of an aqueous solution of sodium or potassium nitrate, or ammonium or an aqueous solution of sodium or potassium nitrite is determined by calculation, taking into account the thickness and porosity of the reservoir according to the formula:
где VЗ - объем закачки, м3;where V Z - injection volume, m 3 ;
R - радиус обработки пласта, м;R is the radius of the formation, m;
h - вскрытая толщина продуктивного пласта, м;h is the uncovered thickness of the reservoir, m;
m - коэффициент пористости, доли ед.;m is the coefficient of porosity, fraction of units;
- объемы закачки водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ или водного раствора щелочного реагента и водной суспензии питательных веществ определяют в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1).- injection volumes of an aqueous solution of hydroxyethylated alkyl phenol or a complex surfactant or an aqueous solution of an alkaline reagent and an aqueous suspension of nutrients are determined depending on the injectivity of the injection well (table 1).
При приемистости нагнетательной скважины от 100 до 150 м3/сут закачку указанных водных растворов и водной суспензии осуществляют в следующей последовательности.When the injectivity of the injection well from 100 to 150 m 3 / day, the injection of these aqueous solutions and aqueous suspension is carried out in the following sequence.
Закачивают водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас. % или водный раствор нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас. %. Объем закачки указанного водного раствора рассчитывают по формуле (1), где радиус обработки пласта составляет не менее 3 м.Inject an aqueous solution of sodium or potassium nitrate, or ammonium with a concentration of from 1.0 to 1.5 wt. % or an aqueous solution of sodium or potassium nitrite with a concentration of from 0.1 to 1.0 wt. % The injection volume of the specified aqueous solution is calculated by the formula (1), where the radius of the formation is at least 3 m
Водный раствор нитрата нитрата натрия или калия, или аммония или водный раствор нитрита натрия или калия готовят следующим образом:An aqueous solution of sodium or potassium nitrate or ammonium nitrate or an aqueous solution of sodium or potassium nitrite is prepared as follows:
- в мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м3 вносят расчетное количество нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас. % или нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас. %;- in the measured capacity of the pump unit with a volume of 5 m 3 contribute the calculated amount of sodium or potassium nitrate, or ammonium with a concentration of from 1.0 to 1.5 wt. % or sodium or potassium nitrite with a concentration of from 0.1 to 1.0 wt. %;
- емкость заполняют водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с кустовой насосной станции (КНС), до объема 5 м3, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя»;- the tank is filled with water with a salinity of from 0.15 to 300 g / l, coming through a water conduit from a cluster pump station (SPS), to a volume of 5 m 3 , mixing is carried out for 15 minutes at the maximum possible capacity of the pump unit according to the unit operation scheme " on himself ”;
- приготовленный водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония или водный раствор нитрита натрия или калия закачивают в пласт через нагнетательную скважину.- the prepared aqueous solution of sodium or potassium nitrate, or ammonium or an aqueous solution of sodium or potassium nitrite is pumped into the formation through an injection well.
После закачки водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония или водный раствор нитрита натрия или калия продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 5-15 м3 и останавливают скважину до трех суток для подавления СВБ.After injection, an aqueous solution of sodium or potassium nitrate, or ammonium, or an aqueous solution of sodium or potassium nitrite is forced into the reservoir with water with a salinity of 0.15 to 300 g / l in a volume of 5-15 m 3 and the well is shut down for up to three days to suppress SVB.
Затем производят закачку водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ с концентрацией 0,01-0,3% или водного раствора щелочного реагента с концентрацией 0,2-1,5% для улучшения смачиваемости поверхности гидрофобных пород карбонатного пласта. Объем закачки указанного водного раствора выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины.Then, an aqueous solution of hydroxyethylated alkyl phenol or a complex surfactant with a concentration of 0.01-0.3% or an aqueous solution of an alkaline reagent with a concentration of 0.2-1.5% is injected to improve the wettability of the surface of hydrophobic rocks of the carbonate formation. The injection volume of the specified aqueous solution is selected depending on the injectivity of the injection well.
Водный раствор оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ с указанными концентрациями дозировочным насосом из емкости автоцистерны с ПАВ и закачивают в пласт.An aqueous solution of ethoxylated alkyl phenol or a complex surfactant is prepared in an intermediate tank of a KUDR-type installation by supplying water with a salinity of 0.15 to 300 g / l supplied through the water supply from the KNS to the inlet of the jet pump while dosing the ethoxylated alkyl phenol or complex surfactant with the indicated concentrations dosing pump from a tank tank with a surfactant and pumped into the reservoir.
Водный раствор щелочного реагента с необходимой концентрацией готовят в условиях химбазы с использованием воды с минерализацией 0,15 г/л и доставляют на скважину автоцистернами.An aqueous solution of an alkaline reagent with the required concentration is prepared in a chemical base using water with a salinity of 0.15 g / l and delivered to the well by tank trucks.
Затем производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель с концентрацией от 0,5 до 5,0 мас. %, крахмал с концентрацией от 0,1 до 5,0 мас. % и диаммонийфосфат пищевой с концентрацией от 0,1 до 2,0 мас. %, приготовленной в емкости насосного агрегата или в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой указанных реагентов с указанными концентрациями шнековыми дозаторами или дозировочными насосами, объем закачки указанной водной суспензии выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1).Then make an injection of an aqueous suspension of nutrients containing sapropel with a concentration of from 0.5 to 5.0 wt. %, starch with a concentration of from 0.1 to 5.0 wt. % and diammonium phosphate food with a concentration of from 0.1 to 2.0 wt. % prepared in the capacity of the pumping unit or in the intermediate capacity of a KUDR-type installation by supplying water with a salinity of 0.15 to 300 g / l coming through the water supply from the SPS to the inlet of the jet pump while dosing the indicated reagents with the indicated concentrations with screw dosers or dosing pumps, the injection volume of the specified aqueous suspension is selected depending on the injectivity of the injection well (table. 1).
После закачки указанную водную суспензию продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 10-50 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку от 3 до 15 сут, и пускают скважину в работу.After injection, the specified aqueous suspension is pushed into the reservoir with water with a salinity of 0.15 to 300 g / l in a volume of 10-50 m 3 and the well is stopped for technological shutter speed from 3 to 15 days, and the well is put into operation.
Проводят геофизические исследования и анализ эксплуатационных параметров нагнетательной и добывающих скважин.Geophysical studies and analysis of operational parameters of injection and production wells are carried out.
По второму варианту. При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выбирают участок нефтяного пласта с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанной с добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины, толщину продуктивного пласта, пористость, обводненность добываемой продукции, дебит по нефти. Определяют объемы закачки водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония ли водного раствора нитрита натрия или калия, блокирующего состава, водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ или водного раствора щелочного реагента, блокирующего состава, водной суспензии питательных веществ:According to the second option. During the development of an oil reservoir represented by a carbonate reservoir, geophysical and hydrodynamic studies are performed, a section of the oil reservoir with an injection well hydrodynamically associated with production wells is selected, the injectivity of the injection well, the thickness of the reservoir, porosity, water cut of the produced product, and oil flow rate are determined. The volumes of injection of an aqueous solution of sodium or potassium nitrate, or ammonium or an aqueous solution of sodium nitrite or potassium, a blocking composition, an aqueous solution of ethoxylated alkyl phenol or a complex surfactant or an aqueous solution of an alkaline reagent, a blocking composition, an aqueous suspension of nutrients are determined:
- объем закачки водного раствора нитрата натрия или калия, или аммония или водного раствора нитрита натрия или калия определяют расчетным путем с учетом толщины и пористости продуктивного пласта по формуле (1):- the injection volume of an aqueous solution of sodium or potassium nitrate, or ammonium or an aqueous solution of sodium or potassium nitrite is determined by calculation, taking into account the thickness and porosity of the reservoir according to the formula (1):
где VЗ - объем закачки, м3;where V Z - injection volume, m 3 ;
R - радиус обработки пласта, м;R is the radius of the formation, m;
h - вскрытая толщина продуктивного пласта, м;h is the uncovered thickness of the reservoir, m;
m - коэффициент пористости, доли ед.;m is the coefficient of porosity, fraction of units;
- объемы закачки блокирующего состава, водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ или водного раствора щелочного реагента и водной суспензии питательных веществ определяют в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 2).- injection volumes of a blocking composition, an aqueous solution of ethoxylated alkyl phenol or a complex surfactant or an aqueous solution of an alkaline reagent and an aqueous suspension of nutrients are determined depending on the injectivity of the injection well (table 2).
При приемистости нагнетательной скважины от 150 до 400 м3/сут закачку указанных водных растворов, блокирующего состава и водной суспензии осуществляют в следующей последовательности.When the injection well from 150 to 400 m 3 / day, the injection of these aqueous solutions, blocking composition and aqueous suspension is carried out in the following sequence.
Закачивают водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас. % или водный раствор нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас. %. Объем закачки указанного водного раствора рассчитывают по формуле (1), где радиус обработки пласта составляет не менее 3 м.Inject an aqueous solution of sodium or potassium nitrate, or ammonium with a concentration of from 1.0 to 1.5 wt. % or an aqueous solution of sodium or potassium nitrite with a concentration of from 0.1 to 1.0 wt. % The injection volume of the specified aqueous solution is calculated by the formula (1), where the radius of the formation is at least 3 m
Водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония или водный раствор нитрита натрия или калия готовят следующим образом:An aqueous solution of sodium or potassium nitrate or ammonium or an aqueous solution of sodium or potassium nitrite is prepared as follows:
- в мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м3 вносят расчетное количество нитрата натрия или калия, или аммония с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас. % или нитрита натрия или калия с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас. %;- in the measured capacity of the pump unit with a volume of 5 m 3 contribute the calculated amount of sodium or potassium nitrate, or ammonium with a concentration of from 1.0 to 1.5 wt. % or sodium or potassium nitrite with a concentration of from 0.1 to 1.0 wt. %;
- емкость заполняют водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, до объема 5 м3, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя»;- the tank is filled with water with a salinity of 0.15 to 300 g / l, coming through a water conduit from the pumping station to a volume of 5 m 3 , stirring for 15 minutes at the maximum possible capacity of the pump unit according to the operation scheme of the self-assembly unit;
- приготовленный водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония или водный раствор нитрита натрия или калия закачивают в пласт через нагнетательную скважину.- the prepared aqueous solution of sodium or potassium nitrate, or ammonium or an aqueous solution of sodium or potassium nitrite is pumped into the formation through an injection well.
После закачки водный раствор нитрата натрия или калия, или аммония или водный раствор нитрита натрия или калия продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 5-15 м3 и останавливают скважину до трех суток для подавления СВБ.After injection, an aqueous solution of sodium or potassium nitrate, or ammonium, or an aqueous solution of sodium or potassium nitrite is forced into the reservoir with water with a salinity of 0.15 to 300 g / l in a volume of 5-15 m 3 and the well is shut down for up to three days to suppress SVB.
Затем производят закачку блокирующего состава:Then make the injection blocking composition:
1. Блокирующий состав с использованием гелеобразующей композиции готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой водорастворимого полимера и сшивателя с указанными концентрациями шнековым дозатором порошкообразного полимера, дозировочным насосом из емкости автоцистерны с сшивателем и закачивают в пласт.1. A blocking composition using a gel-forming composition is prepared in an intermediate tank of a KUDR-type installation by supplying water with a salinity of 0.15 to 300 g / l flowing through the water supply from the SPS to the inlet of the jet pump while dosing a water-soluble polymer and a crosslinker with the indicated concentrations powder polymer screw metering pump, metering pump from a tank tank with a stapler and pumped into the reservoir.
2. Блокирующий состав с использованием полимердисперсной системы готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой водорастворимого полимера и дисперсного компонента шнековыми дозаторами полимера и дисперсного компонента в порошкообразном виде и закачивают в пласт.2. A blocking composition using a polymer-dispersed system is prepared in an intermediate tank of a KUDR-type installation by supplying water with a salinity of 0.15 to 300 g / l supplied through the water supply from the SPS to the inlet of the jet pump while dosing the water-soluble polymer and the dispersed component with screw batchers polymer and dispersed component in powder form and injected into the reservoir.
3. Блокирующий состав с использованием полимердисперсной системы готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой дисперсного компонента в порошкообразном виде шнековым дозатором и закачивают в пласт.3. A blocking composition using a polymer-dispersed system is prepared in an intermediate tank of a KUDR-type installation by supplying water with a salinity of 0.15 to 300 g / l supplied through the water supply from the SPS to the inlet of the jet pump while dosing the dispersed component in powder form with a screw batcher and pumped into the reservoir.
Объем закачки блокирующего состава выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 2).The injection volume of the blocking composition is selected depending on the injectivity of the injection well (table. 2).
Затем продавливают в пласт водным раствором оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ с концентрацией 0,01-0,3% или водным раствором щелочного реагента с концентрацией 0,1-1,5% и останавливают скважину на технологическую выдержку от одного часа до 24 ч. Объем закачки водного раствора оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ или водного раствора щелочного реагента выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 2).Then it is pressed into the formation with an aqueous solution of ethoxylated alkyl phenol or a complex surfactant with a concentration of 0.01-0.3% or with an aqueous solution of an alkaline reagent with a concentration of 0.1-1.5% and the well is shut down for technological exposure from one hour to 24 hours. injection of an aqueous solution of ethoxylated alkyl phenol or a complex surfactant or an aqueous solution of an alkaline reagent is selected depending on the injectivity of the injection well (table. 2).
Водный раствор оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ с указанными концентрациями дозировочным насосом из емкости автоцистерны с ПАВ и закачивают в пласт.An aqueous solution of ethoxylated alkyl phenol or a complex surfactant is prepared in an intermediate tank of a KUDR-type installation by supplying water with a salinity of 0.15 to 300 g / l supplied through the water supply from the KNS to the inlet of the jet pump while dosing the ethoxylated alkyl phenol or complex surfactant with the indicated concentrations dosing pump from a tank tank with a surfactant and pumped into the reservoir.
Водный раствор щелочного реагента с необходимой концентрацией готовят в условиях химбазы с использованием воды с минерализацией 0,15 г/л и доставляют на скважину автоцистернами.An aqueous solution of an alkaline reagent with the required concentration is prepared in a chemical base using water with a salinity of 0.15 g / l and delivered to the well by tank trucks.
Затем производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель с концентрацией от 0,5 до 5,0 мас. %, крахмал с концентрацией от 0,1 до 5,0 мас. % и диаммонийфосфат пищевой с концентрацией от 0,1 до 2,0 мас. %, приготовленной в емкости насосного агрегата или в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой указанных реагентов с указанными концентрациями шнековыми дозаторами или дозировочными насосами, объем закачки указанной водной суспензии выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 2).Then make an injection of an aqueous suspension of nutrients containing sapropel with a concentration of from 0.5 to 5.0 wt. %, starch with a concentration of from 0.1 to 5.0 wt. % and diammonium phosphate food with a concentration of from 0.1 to 2.0 wt. % prepared in the capacity of the pumping unit or in the intermediate capacity of a KUDR-type installation by supplying water with a salinity of 0.15 to 300 g / l coming through the water supply from the SPS to the inlet of the jet pump while dosing the indicated reagents with the indicated concentrations with screw dosers or dosing pumps, the injection volume of the specified aqueous suspension is selected depending on the injectivity of the injection well (table. 2).
После закачки указанную водную суспензию продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 10-50 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку от 3 до 15 сут, и пускают скважину в работу.After injection, the specified aqueous suspension is pushed into the reservoir with water with a salinity of 0.15 to 300 g / l in a volume of 10-50 m 3 and the well is stopped for technological shutter speed from 3 to 15 days, and the well is put into operation.
В промысловых условиях способ реализуется с применением стандартных установок, предназначенных для приготовления, дозирования и закачки технологических растворов в скважину.In field conditions, the method is implemented using standard installations designed for the preparation, dosing and injection of technological solutions into the well.
Проводят геофизические исследования и анализ эксплуатационных параметров нагнетательной и добывающих скважин.Geophysical studies and analysis of operational parameters of injection and production wells are carried out.
Примеры конкретного выполнения.Examples of specific performance.
Пример 1. При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выбирают участок нефтяного пласта с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанной с добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины - 100 м3/сут, толщину продуктивного пласта (2,1 м), пористость (0,141 доли ед.) (табл. 3, пример 1), обводненность добываемой продукции, дебит по нефти (табл. 7, пример 1). Определяют объемы закачки водного раствора нитрата калия, водного раствора оксиэтилированного алкилфенола, водной суспензии питательных веществ (табл. 3, пример 1).Example 1. When developing an oil reservoir represented by a carbonate reservoir, geophysical and hydrodynamic studies are performed, a section of the oil reservoir with an injection well hydrodynamically associated with production wells is selected, the injectivity of the injection well is determined to be 100 m 3 / day, the thickness of the reservoir (2.1 m), porosity (0.141 fractions of a unit) (Table 3, Example 1), water cut of produced products, oil production rate (Table 7, Example 1). The volumes of injection of an aqueous solution of potassium nitrate, an aqueous solution of ethoxylated alkyl phenol, an aqueous suspension of nutrients (Table 3, Example 1) are determined.
Концентрации реагентов, содержащихся в указанных водных растворах, указаны в табл. 5 (пример 1).The concentrations of the reagents contained in these aqueous solutions are shown in table. 5 (example 1).
Определяют объемы закачки водного раствора нитрата калия, водного раствора оксиэтилированного алкилфенола, водной суспензии питательных веществ.The volumes of injection of an aqueous solution of potassium nitrate, an aqueous solution of ethoxylated alkyl phenol, and an aqueous suspension of nutrients are determined.
Объем закачки водного раствора нитрата калия рассчитывают по формуле (1), где радиус обработки пласта принимают равным 4 м.The injection volume of an aqueous solution of potassium nitrate is calculated by the formula (1), where the radius of the formation is taken equal to 4 m
VЗ=3,14⋅R2⋅h⋅m=3,14⋅42⋅2,1⋅0,141=15 м3.V W = 3,14⋅R 2 ⋅h⋅m = 3,14⋅4 2 ⋅2,1⋅0,141 = 15 m 3 .
Водный раствор нитрата калия готовят следующим образом:An aqueous solution of potassium nitrate is prepared as follows:
- емкость заполняют водой с минерализацией 120 г/л, поступающей по водоводу с КНС, до объема 5 м3, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя»;- the tank is filled with water with a salinity of 120 g / l flowing through the water supply from the SPS to a volume of 5 m 3 , mixing is carried out for 15 minutes at the maximum possible capacity of the pumping unit according to the operation of the self-assembly unit;
- приготовленный водный раствор нитрата калия закачивают в пласт через нагнетательную скважину.- the prepared aqueous solution of potassium nitrate is pumped into the reservoir through an injection well.
После закачки водный раствор нитрата калия продавливают в пласт водой с минерализацией 120 г/л в объеме 5 м3 и останавливают скважину до трех суток для подавления СВБ.After injection, an aqueous solution of potassium nitrate is pushed into the reservoir with water with a salinity of 120 g / l in a volume of 5 m 3 and the well is stopped for up to three days to suppress SVB.
Затем производят закачку водного раствора оксиэтилированного алкилфенола с концентрацией 0,1%. Объем закачки указанного водного раствора выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1). При приемистости нагнетательной скважины 100 м3/сут объем закачки водного раствора оксиэтилированного алкилфенола составляет 30 м3.Then, an aqueous solution of 0.1% ethoxylated alkyl phenol is injected. The injection volume of the specified aqueous solution is selected depending on the injection rate of the injection well (table. 1). When the injection rate of the injection well is 100 m 3 / day, the injection volume of the aqueous solution of ethoxylated alkyl phenol is 30 m 3 .
Водный раствор оксиэтилированного алкилфенола готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией 120 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой оксиэтилированного алкилфенола с концентрацией 0,1% дозировочным насосом из емкости автоцистерны с оксиэтилированным алкилфенолом и закачивают в пласт.An aqueous solution of ethoxylated alkyl phenol is prepared in an intermediate vessel of the KUDR type by supplying water with a salinity of 120 g / l supplied through the water supply from the SPS to the inlet of the jet pump while dosing ethoxylated alkyl phenol at a concentration of 0.1% with a dosing pump from the tank of the tank with ethoxylated alkyl phenol and pumped into the reservoir.
Затем производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель с концентрацией 0,5 мас. %, крахмал с концентрацией 0,1 мас. % и ДАФ с концентрацией 0,1 мас. %, приготовленной в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией 120 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой сапропеля, крахмала и ДАФ с указанными концентрациями шнековыми дозаторами. Объем закачки указанной водной суспензии выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1) и составляет 100 м3.Then produce an aqueous suspension of nutrients containing sapropel with a concentration of 0.5 wt. %, starch with a concentration of 0.1 wt. % and DAP with a concentration of 0.1 wt. %, prepared in an intermediate tank of a KUDR-type installation by supplying water with a salinity of 120 g / l, coming through a water conduit from the SPS, to the inlet of a jet pump with a simultaneous dosage of sapropel, starch and DAF with the indicated concentrations by screw batchers. The injection volume of the specified aqueous suspension is selected depending on the injectivity of the injection well (table. 1) and is 100 m 3 .
После закачки указанную водную суспензию продавливают в пласт водой с минерализацией 120 г/л в объеме 10 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку до 10 сут, и пускают скважину в работу.After injection, the specified aqueous suspension is pushed into the reservoir with water with a salinity of 120 g / l in a volume of 10 m 3 and the well is stopped for technological exposure for up to 10 days, and the well is put into operation.
Проводят геофизические исследования и анализ эксплуатационных параметров нагнетательной и добывающих скважин.Geophysical studies and analysis of operational parameters of injection and production wells are carried out.
В результате обработки скважины прирост нефти составил 2,6 т/сут, обводненность добываемой продукции снизилась на 3,4%.As a result of processing the well, the oil growth was 2.6 tons / day, the water cut of the produced products decreased by 3.4%.
Пример 2. При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выбирают участок нефтяного пласта с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанной с добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины (300 м3/сут), толщину продуктивного пласта (4,2 м), пористость (0,172 доли ед.) (табл. 4, пример 4), обводненность добываемой продукции, дебит по нефти (табл. 8, пример 4). Определяют объемы закачки водного раствора нитрата калия, блокирующего состава, водного раствора ДАФ, водной суспензии питательных веществ (табл. 4, пример 4).Example 2. When developing an oil reservoir represented by a carbonate reservoir, geophysical and hydrodynamic studies are performed, a section of the oil reservoir with an injection well hydrodynamically associated with production wells is selected, the injectivity of the injection well (300 m 3 / day), and the thickness of the reservoir are determined (4, 2 m), porosity (0.172 fractions of a unit) (tab. 4, example 4), water cut of produced products, oil production rate (tab. 8, example 4). The volumes of injection of an aqueous solution of potassium nitrate, a blocking composition, an aqueous solution of DAF, an aqueous suspension of nutrients (Table 4, Example 4) are determined.
Концентрации реагентов, содержащихся в указанных водных растворах, указаны в табл. 6 (пример 4).The concentrations of the reagents contained in these aqueous solutions are shown in table. 6 (example 4).
Определяют объемы закачки водного раствора нитрита натрия, блокирующего состава, водного раствора ДАФ, водной суспензии питательных веществ.The volumes of injection of an aqueous solution of sodium nitrite, a blocking composition, an aqueous solution of DAP, an aqueous suspension of nutrients are determined.
Объем закачки водного раствора нитрита натрия рассчитывают по формуле (1), где радиус обработки пласта принимают равным 4 м.The injection volume of an aqueous solution of sodium nitrite is calculated by the formula (1), where the radius of the formation is taken to be 4 m.
VЗ=3,14⋅R2⋅h⋅m=3,14⋅32⋅4,2⋅0,172=20 м3.V W = 3,14⋅R 2 ⋅h⋅m = 3,14⋅3 2 ⋅4,2⋅0,172 = 20 m 3 .
Водный раствор нитрата калия готовят следующим образом:An aqueous solution of potassium nitrate is prepared as follows:
- емкость заполняют водой с минерализацией 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, до объема 5 м3, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя»;- the tank is filled with water with a salinity of 300 g / l flowing through the water supply from the SPS to a volume of 5 m 3 , mixing is carried out for 15 minutes at the maximum possible capacity of the pumping unit according to the operation of the self-assembly unit;
- приготовленный водный раствор нитрита натрия закачивают в пласт через нагнетательную скважину.- the prepared aqueous solution of sodium nitrite is pumped into the reservoir through an injection well.
После закачки водный раствор нитрита натрия продавливают в пласт водой с минерализацией 300 г/л в объеме 5 м3 и останавливают скважину до трех суток для подавления СВБ.After injection, an aqueous solution of sodium nitrite is pushed into the reservoir with water with a salinity of 300 g / l in a volume of 5 m 3 and the well is stopped for up to three days to suppress SVB.
Затем производят закачку блокирующего состава (дисперсной системы на основе ДМ с концентрацией 1,0 мас. %). Объем закачки указанного блокирующего состава выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 2). При приемистости нагнетательной скважины 300 м3/сут объем закачки блокирующего состава составляет 60 м3.Then the blocking composition is injected (dispersed system based on DM with a concentration of 1.0 wt.%). The injection volume of the specified blocking composition is selected depending on the injectivity of the injection well (table. 2). When the injectivity of the injection well is 300 m 3 / day, the injection volume of the blocking composition is 60 m 3 .
Дисперсную систему на основе ДМ готовят в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ДМ с концентрацией 1,0 мас. % шнековым дозатором и закачивают в пласт в объеме 60 м3.A dispersion system based on DM is prepared in an intermediate tank of a KUDR-type installation by supplying water with a salinity of 300 g / l coming through a water conduit from the SPS to the inlet of a jet pump with a simultaneous dosage of DM with a concentration of 1.0 wt. % with a screw batcher and pumped into the reservoir in a volume of 60 m 3 .
Затем продавливают в пласт водным раствором ДАФ.Then pressed into the reservoir with an aqueous solution of DAP.
Объем закачки указанного водного раствора (100 м3) выбирают из табл. 2.The injection volume of the specified aqueous solution (100 m 3 ) is selected from the table. 2.
Водный раствор ДАФ готовят в условиях химбазы в емкости путем подачи воды с минерализацией 0,15 г/л с одновременной дозировкой порошкообразного ДАФ с концентрацией 1,0 мас. %, перемешивают в течение 30 мин и доставляют на скважину автоцистернами.An aqueous solution of DAP is prepared under the conditions of a chemical base in a tank by supplying water with a salinity of 0.15 g / l with a simultaneous dosage of powdered DAP with a concentration of 1.0 wt. %, stirred for 30 minutes and delivered to the well by tank trucks.
Водный раствор ДАФ с концентрацией 1,0 мас. % дозируют дозировочным насосом из емкости автоцистерны ДАФ и закачивают в пласт.An aqueous solution of DAP with a concentration of 1.0 wt. % are dosed with a dosing pump from the tank of a DAF tanker and pumped into the reservoir.
Останавливают скважину на технологическую выдержку до одного часа.They stop the well for technological shutter speed up to one hour.
Затем производят закачку водной суспензии питательных веществ, содержащей сапропель с концентрацией 2,0 мас. %, крахмал с концентрацией 0,1 мас. % и ДАФ с концентрацией 0,1 мас. %, приготовленной в промежуточной емкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией 300 г/л, поступающей по водоводу с КНС, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой сапропеля, крахмала и ДАФ с указанными концентрациями шнековыми дозаторами. Объем закачки указанной водной суспензии (300 м3) выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 2).Then produce an aqueous suspension of nutrients containing sapropel with a concentration of 2.0 wt. %, starch with a concentration of 0.1 wt. % and DAP with a concentration of 0.1 wt. % prepared in an intermediate tank of a KUDR-type installation by supplying water with a salinity of 300 g / l supplied through a water conduit from the SPS to the inlet of a jet pump with a simultaneous dosage of sapropel, starch and DAF with the indicated concentrations by screw batchers. The injection volume of the indicated aqueous suspension (300 m 3 ) is selected depending on the injectivity of the injection well (table. 2).
После закачки указанную водную суспензию продавливают в пласт водой с минерализацией 300 г/л в объеме 50 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку до 15 сут, и пускают скважину в работу.After injection, the specified aqueous suspension is pushed into the reservoir with water with a salinity of 300 g / l in a volume of 50 m 3 and the well is stopped for technological exposure for up to 15 days, and the well is put into operation.
Проводят геофизические исследования и анализ эксплуатационных параметров нагнетательной и добывающих скважин.Geophysical studies and analysis of operational parameters of injection and production wells are carried out.
В результате анализа эксплуатационных параметров скважины прирост нефти составил 2,8 т/сут, обводненность добываемой продукции снизилась на 3,7%.As a result of the analysis of the operational parameters of the well, the oil increase was 2.8 tons / day, the water cut of the produced products decreased by 3.7%.
Остальные примеры осуществления способа разработки карбонатного нефтяного пласта выполнены аналогично. Их результаты приведены в табл. 3-8. Дополнительная добыча нефти в среднем составила более 1800 т, обводненность добываемой продукции снизилась в среднем на 3,5%.Other examples of the implementation of the method of developing a carbonate oil reservoir are similar. Their results are given in table. 3-8. Additional oil production averaged more than 1800 tons, water cut of extracted products decreased by an average of 3.5%.
Полученные результаты показывают, что применение предлагаемого способа приводит к подключению в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, а именно к увеличению охвата пласта воздействием в 1,6-1,8 раза.The results show that the application of the proposed method leads to the inclusion of previously unexposed exposure to oil-saturated zones of the formation, namely, to increase the coverage of the formation by 1.6-1.8 times.
Таким образом, предлагаемый способ разработки карбонатного нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу изменением и выравниванием фильтрационных потоков в трещинно-кавернозных водонасыщенных карбонатных пластах за счет повышения эффективности микробиологического воздействия и увеличения охвата пласта воздействием, снизить обводненность добываемой продукции, а также расширить технологические возможности способа.Thus, the proposed method for the development of a carbonate oil reservoir allows increasing oil recovery by altering and leveling the filtration flows in fractured cavernous water-saturated carbonate reservoirs by increasing the efficiency of microbiological impact and increasing the coverage of the reservoir by exposure, reducing the water cut of produced products, and also expanding the technological capabilities of the method.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016106863A RU2610051C1 (en) | 2016-02-25 | 2016-02-25 | Method for development of carbonate oil reservoir (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016106863A RU2610051C1 (en) | 2016-02-25 | 2016-02-25 | Method for development of carbonate oil reservoir (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2610051C1 true RU2610051C1 (en) | 2017-02-07 |
Family
ID=58457315
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016106863A RU2610051C1 (en) | 2016-02-25 | 2016-02-25 | Method for development of carbonate oil reservoir (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2610051C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114427391A (en) * | 2020-09-21 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for removing stratum adsorption retention polymer by using microorganisms |
| US11732560B1 (en) * | 2022-03-14 | 2023-08-22 | Saudi Arabian Oil Company | Nitrate treatment for injectivity improvement |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4450908A (en) * | 1982-04-30 | 1984-05-29 | Phillips Petroleum Company | Enhanced oil recovery process using microorganisms |
| US4522261A (en) * | 1983-04-05 | 1985-06-11 | The Board Of Regents For The University Of Oklahoma | Biosurfactant and enhanced oil recovery |
| RU2043489C1 (en) * | 1993-08-10 | 1995-09-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of oil pool |
| RU2049911C1 (en) * | 1991-12-27 | 1995-12-10 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Method for development of oil field |
| RU2060373C1 (en) * | 1992-09-14 | 1996-05-20 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Method for developing oil deposit |
| RU2120545C1 (en) * | 1997-01-22 | 1998-10-20 | Сергей Семенович Беляев | Method for production of oil formation |
| RU2195549C2 (en) * | 2001-02-15 | 2002-12-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of producing high-viscosity oil |
-
2016
- 2016-02-25 RU RU2016106863A patent/RU2610051C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4450908A (en) * | 1982-04-30 | 1984-05-29 | Phillips Petroleum Company | Enhanced oil recovery process using microorganisms |
| US4522261A (en) * | 1983-04-05 | 1985-06-11 | The Board Of Regents For The University Of Oklahoma | Biosurfactant and enhanced oil recovery |
| RU2049911C1 (en) * | 1991-12-27 | 1995-12-10 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Method for development of oil field |
| RU2060373C1 (en) * | 1992-09-14 | 1996-05-20 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Method for developing oil deposit |
| RU2043489C1 (en) * | 1993-08-10 | 1995-09-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of oil pool |
| RU2120545C1 (en) * | 1997-01-22 | 1998-10-20 | Сергей Семенович Беляев | Method for production of oil formation |
| RU2195549C2 (en) * | 2001-02-15 | 2002-12-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of producing high-viscosity oil |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ИБАТУЛЛИН Р.Р. и др. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений, Москва, Недра, 2004, с. 215-228. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114427391A (en) * | 2020-09-21 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for removing stratum adsorption retention polymer by using microorganisms |
| CN114427391B (en) * | 2020-09-21 | 2024-03-22 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for removing polymer retained by stratum adsorption by utilizing microorganisms |
| US11732560B1 (en) * | 2022-03-14 | 2023-08-22 | Saudi Arabian Oil Company | Nitrate treatment for injectivity improvement |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7786054B2 (en) | Biocide for well stimulation and treatment fluids | |
| EA030052B1 (en) | Biocidal systems and methods of use thereof | |
| EP3556823A1 (en) | Method of slickwater fracturing | |
| RU2398958C1 (en) | Procedure for regulation of intake capacity profile of pressure well (versions) | |
| RU2610051C1 (en) | Method for development of carbonate oil reservoir (versions) | |
| CN107163925A (en) | A kind of foam washing fluid and preparation method thereof | |
| RU2627785C1 (en) | Method for regulating intake capacity profile of pressure well (versions) | |
| RU2485301C1 (en) | Oil production method | |
| AU2013332365B2 (en) | Invert emulsion with encapsulated breaker for well treatment | |
| RU2146002C1 (en) | Method adjusting front of flooding of oil pools | |
| CN106398668A (en) | Environmentally friendly drilling fluid | |
| RU2483202C1 (en) | Oil formation development method | |
| RU2610961C1 (en) | Justification method of input profile in injection well | |
| RU2158360C1 (en) | Method of development of oil formation | |
| RU2644365C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation | |
| RU2315076C1 (en) | Heavy drilling fluid | |
| RU2769612C1 (en) | Method for developing a heterogeneous oil reservoir | |
| RU2347896C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2610959C1 (en) | Oil reservoir development method (versions) | |
| RU2681134C1 (en) | Method of extraction of oil from heterogeneous on the penetration of oil structures (options) | |
| RU2518615C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation (versions) | |
| RU2302521C1 (en) | Method for oil field development | |
| CN116004209A (en) | Composite blocking remover for fracturing and preparation method and application thereof | |
| RU2822152C1 (en) | Method for development of heterogeneous oil formation (embodiments) | |
| RU2774884C1 (en) | Method for waterproofing work in the well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20180627 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20181217 |