RU2627785C1 - Method for regulating intake capacity profile of pressure well (versions) - Google Patents
Method for regulating intake capacity profile of pressure well (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2627785C1 RU2627785C1 RU2016132944A RU2016132944A RU2627785C1 RU 2627785 C1 RU2627785 C1 RU 2627785C1 RU 2016132944 A RU2016132944 A RU 2016132944A RU 2016132944 A RU2016132944 A RU 2016132944A RU 2627785 C1 RU2627785 C1 RU 2627785C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- surfactant
- alkaline reagent
- rim
- water
- gel
- Prior art date
Links
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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/514—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- 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
- C09K8/584—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 specific surfactants
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/903—Crosslinked resin or polymer
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
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)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами и для ограничения водопритока в добывающей скважине.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for regulating the injectivity profile of an injection well, may find application in the development of an oil reservoir with heterogeneous permeability formations and for limiting water inflow in a producing well.
Известен способ регулирования профиля приемистости нефтяной залежи, включающий закачку в пласт состав на основе полисахарида и бактерицидной добавки (патент №1001866, МПК E21B 43/22, опубл. 28.02.83, Бюл. №8). В качестве раствора полисахарида используют фильтрат культуральной жидкости микроорганизма Xanthomonas campestris, производящего полисахарид, а в качестве добавки - бактерицидный агент, при следующем количественном соотношении вес. ч.: фильтрат культуральной жидкости - 100, бактерицидный агент - 0,001-0,2. В качестве бактерицидного агента используют азид натрия, смесь 5-хлор-2-метил-4-изотиазолин-3-он и 2-метил-4-изотиазолин-3-он.A known method of regulating the injectivity profile of an oil deposit, including injecting into the formation a composition based on a polysaccharide and a bactericidal additive (patent No. 1001866, IPC E21B 43/22, publ. 28.02.83, Bull. No. 8). As a polysaccharide solution, a filtrate of the culture fluid of the Xanthomonas campestris microorganism producing the polysaccharide is used, and a bactericidal agent is used as an additive, in the following quantitative ratio weight. hours: the filtrate of the culture fluid is 100, the bactericidal agent is 0.001-0.2. Sodium azide, a mixture of 5-chloro-2-methyl-4-isothiazolin-3-one and 2-methyl-4-isothiazolin-3-one are used as a bactericidal agent.
Недостатком способа является низкая эффективность в неоднородных по проницаемости пластах, так как используемый состав недостаточно способствует отмыву нефти при последующем ее вытеснении.The disadvantage of this method is the low efficiency in heterogeneous permeability formations, since the composition used does not sufficiently contribute to the washing of oil during its subsequent displacement.
Известен способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине (патент RU №2347897, МПК Е21В 43/22, C09K 8/90, опубл. 27.02.09, Бюл. №6), включающий закачку в пласт гелеобразующего состава на основе ксантана, ацетата хрома, щелочи и воды. Гелеобразующий состав дополнительно содержит полиакриламид или эфир целлюлозы и бактерицид при следующем соотношении компонентов, мас. %: ксантан - 0,05-0,5 полиакриламид или эфир целлюлозы - 0,025-2,0, щелочь - 0,005-0,1, бактерицид - 0,03-0,3, ацетат хрома - 0,005-0,2, вода - остальное. Соотношение ксантана к полиакриламиду или эфиру целлюлозы составляет 1:0,25 до 1:10, причем до и после закачки гелеобразующего состава в пласт закачивают оторочки щелочного раствора. В качестве бактерицида используют 40%-ный раствор формальдегида или бактерицид СНПХ-1002 (СНПХ-1004, СНПХ-1200). В качестве щелочи - гидроксид натрия или калия. Соотношение закачиваемых оторочек щелочного раствора, гелеобразующего состава и щелочного раствора составляет от 1:5:1 до 1:100:1.A known method of regulating the injectivity profile of the injection well and limiting water inflow in the producing well (patent RU No. 2347897, IPC ЕВВ 43/22, C09K 8/90, published on 02.27.09, Bull. No. 6), including the injection of a gel-forming composition into the formation based on xanthan gum, chromium acetate, alkali and water. The gelling composition further comprises polyacrylamide or cellulose ether and a bactericide in the following ratio, wt. %: xanthan - 0.05-0.5 polyacrylamide or cellulose ether - 0.025-2.0, alkali - 0.005-0.1, bactericide - 0.03-0.3, chromium acetate - 0.005-0.2, water - the rest. The ratio of xanthan to polyacrylamide or cellulose ether is 1: 0.25 to 1:10, and the fringes of the alkaline solution are pumped into the formation before and after injection of the gel-forming composition. A 40% formaldehyde solution or bactericide SNPCH-1002 (SNPCH-1004, SNPCH-1200) is used as a bactericide. As alkali - sodium or potassium hydroxide. The ratio of injected rims of the alkaline solution, gelling composition and alkaline solution is from 1: 5: 1 to 1: 100: 1.
Недостатком способа является низкая эффективность из-за недостаточного вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта. В результате охват пластов вытеснением незначителен.The disadvantage of this method is the low efficiency due to the lack of involvement in the development of previously uncovered by exposure to low-permeability oil-saturated zones of the reservoir. As a result, the coverage of formations by displacement is negligible.
Наиболее близким по технической сущности является способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины (патент RU №2285785, МПК Е21В 33/138, C09K 8/90, опубл. 20.10.06, Бюл. №29), включающий закачку гелеобразующего состава на основе полисахарида, соединения поливалентного металла, поверхностно-активного вещества (ПАВ) и воды и технологическую выдержку для гелеобразования. В качестве полисахарида используют ксантан, продуцируемый микроорганизмами типа Xanthomonas campestris, в качестве соединения поливалентного металла используют ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы, в качестве ПАВ - оксиэтилированный алкилфенол АФ9-6 при соотношении компонентов, мас. %: ксантан - 0,05-0,3, ацетат хрома и/или хромкалиевые квасцы - 0,005-0,2, оксиэтилированный алкилфенол АФ9-6 - 0,5-1,0, вода - остальное. После закачки заданного объема гелеобразующего состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 10 сут.The closest in technical essence is a method for regulating the injectivity profile of the injection well (patent RU No. 2285785, IPC EV 33/138, C09K 8/90, publ. 10/20/06, Bull. No. 29), including the injection of a gelling composition based on the polysaccharide, compounds polyvalent metal, surfactant and water and technological exposure for gelation. As used xanthan polysaccharide produced by microorganisms type Xanthomonas campestris, as the polyvalent metal compound used is chromium acetate and / or hromkalievye alum as surfactants - ethoxylated alkylphenol AF -6 9 when component ratio, wt. %: xanthan - 0.05-0.3, chromium acetate and / or potassium alum - 0.005-0.2, ethoxylated alkyl phenol AF 9 -6 - 0.5-1.0, water - the rest. After pumping a predetermined volume of the gelling composition, technological exposure is carried out for a duration of 3 to 10 days.
Недостатком данного способа являются:The disadvantage of this method are:
- низкая эффективность извлечения нефти вследствие того, что закачка гелеобразующего состава вызывает снижение проницаемости промытых зон, а последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов. В результате снижается охват пласта вытеснением, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения;- low oil recovery efficiency due to the fact that the injection of a gelling composition causes a decrease in the permeability of the washed zones, and the subsequent injection of water leads only to a partial washing of the oil from the pore channels. As a result, the coverage of the reservoir by displacement is reduced, which leads to a decrease in the oil recovery coefficient;
- кратковременность изоляции обводнившихся пропластков из-за отсутствия бактерицида в известном составе, полученный гель будет подвергаться быстрой биодеградации. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой.- the short isolation of waterlogged layers due to the lack of bactericide in the known composition, the resulting gel will undergo rapid biodegradation. As a result, oil recovery remains low.
Техническими задачами предложения являются увеличение нефтеотдачи пластов за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта, повышение эффективности охвата пласта воздействием и расширение технологических возможностей способа.The technical objectives of the proposal are to increase oil recovery by engaging in the development of previously unexposed low-permeability oil-saturated zones of the formation, increasing the effectiveness of the coverage of the formation and expanding the technological capabilities of the method.
Технические задачи решаются способом регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, включающим приготовление и закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего ксантан, ацетат хрома, поверхностно-активное вещество - ПАВ и воду, и технологическую выдержку для гелеобразования.Technical problems are solved by the method of controlling the injectivity profile of the injection well, including the preparation and injection into the formation of a gel-forming composition containing xanthan, chromium acetate, a surfactant - surfactant and water, and technological exposure for gelation.
По первому варианту новым является то, что предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины, при приемистости 150-300 м3/сут до закачки гелеобразующего состава закачивают в пласт оторочку водного раствора щелочного реагента с концентрацией от 0,05 до 5,0 мас. % в объеме 5-10 м3, в качестве щелочного реагента используют гидроксид натрия или тринатрийфосфат, или стекло натриевое жидкое, затем осуществляют закачку гелеобразующего состава, дополнительно содержащего бактерицид - формалин или глутаровый альдегид, при следующем содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,2-0,4, ацетат хрома - 0,02-0,04, ПАВ - 0,1-0,2, бактерицид - 0,05-2,0, вода пресная - остальное, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 54,5±1,7% или оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 70±1,0%, после закачки гелеобразующего состава осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочной реагент - 0,1-2,0, ПАВ - 0,005-3,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, в качестве щелочного реагента используют гидроксид натрия или тринатрийфосфат, или стекло натриевое жидкое, в качестве ПАВ - оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 70±1,0%, причем объемное соотношение гелеобразующего состава к оторочке водного раствора щелочного реагента и ПАВ выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины, оно составляет 1:(0,5÷3), продавливают оторочку водного раствора щелочного реагента и ПАВ в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 10-15 м3, затем останавливают скважину на технологическую выдержку от 2 до 5 сут.According to the first option, it is new that the injectivity of the injection well is preliminarily determined; at an injection rate of 150-300 m 3 / day, the rim of an aqueous solution of an alkaline reagent with a concentration of 0.05 to 5.0 wt. % in a volume of 5-10 m 3 , sodium hydroxide or trisodium phosphate, or sodium liquid glass is used as an alkaline reagent, then a gel-forming composition is additionally injected, additionally containing a bactericide - formalin or glutaraldehyde, with the following components, wt. %: xanthan - 0.2-0.4, chromium acetate - 0.02-0.04, surfactant - 0.1-0.2, bactericide - 0.05-2.0, fresh water - the rest, as Surfactants use ethoxylated alkyl phenol based on propylene trimers with a mass fraction of addition of ethylene oxide of 54.5 ± 1.7% or ethoxylated alkyl phenol based on propylene trimers with a mass fraction of addition of ethylene oxide of 70 ± 1.0%, after injection of the gelling composition, the rim of the aqueous a solution of alkaline reagent and surfactant in the following components, wt. %: alkaline reagent - 0.1-2.0, surfactant - 0.005-3.0, water with a salinity of 0.15 to 300 g / l - the rest, as an alkaline reagent use sodium hydroxide or trisodium phosphate, or sodium liquid glass , as a surfactant - ethoxylated alkyl phenol based on propylene trimers with a mass fraction of addition of ethylene oxide of 70 ± 1.0%, and the volume ratio of the gel-forming composition to the rim of the aqueous solution of alkaline reagent and surfactant is selected depending on the injectivity of the injection well, it is 1 :( 0.5 ÷ 3), push the rim of the water body alkaline reagent solution and the surfactant in the formation water with a salinity of from 0.15 to 300 g / l in a volume of 10-15 m 3, then the well is stopped at a technological extract from 2 to 5 days.
По второму варианту новым является то, что предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины, при приемистости 300-500 м3/сут до закачки гелеобразующего состава закачивают в пласт оторочку водного раствора щелочного реагента с концентрацией от 0,05 до 5,0 мас. % в объеме 10-20 м3, в качестве щелочного реагента используют гидроксид натрия или тринатрийфосфат, или стекло натриевое жидкое, затем осуществляют закачку гелеобразующего состава, дополнительно содержащего бактерицид - формалин или глутаровый альдегид, при следующем содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,3-1,0, ацетат хрома - 0,03-0,1, ПАВ - 0,15-2,0, бактерицид - 0,05-2,0, вода пресная - остальное, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 54,5±1,7% или оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 70±1,0%, после закачки гелеобразующего состава осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочной реагент - 0,1-2,0, ПАВ 0,005-3,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, в качестве щелочного реагента используют гидроксид натрия или тринатрийфосфат, или стекло натриевое жидкое, в качестве ПАВ - оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 70±1,0%, причем объемное соотношение гелеобразующего состава к оторочке водного раствора щелочного реагента и ПАВ выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины, оно составляет 1:(2÷4), продавливают в пласт оторочку водного раствора щелочного реагента и ПАВ водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 10-15 м3, затем останавливают скважину на технологическую выдержку от 2 до 7 сут.According to the second option, it is new that the injectivity of the injection well is preliminarily determined; at an injectivity of 300-500 m 3 / day, the rim of an aqueous solution of an alkaline reagent with a concentration of 0.05 to 5.0 wt. % in a volume of 10-20 m 3 , sodium hydroxide or trisodium phosphate, or sodium liquid glass is used as an alkaline reagent, then a gel-forming composition is additionally injected, additionally containing a bactericide — formalin or glutaraldehyde, with the following content of components, wt. %: xanthan - 0.3-1.0, chromium acetate - 0.03-0.1, surfactant - 0.15-2.0, bactericide - 0.05-2.0, fresh water - the rest, as Surfactants use ethoxylated alkyl phenol based on propylene trimers with a mass fraction of addition of ethylene oxide of 54.5 ± 1.7% or ethoxylated alkyl phenol based on propylene trimers with a mass fraction of addition of ethylene oxide of 70 ± 1.0%, after injection of the gelling composition, the rim of the aqueous a solution of alkaline reagent and surfactant in the following components, wt. %: alkaline reagent - 0.1-2.0, surfactant 0.005-3.0, water with a salinity of 0.15 to 300 g / l - the rest, as an alkaline reagent use sodium hydroxide or trisodium phosphate, or sodium liquid glass, as surfactant - ethoxylated alkyl phenol based on propylene trimers with a mass fraction of addition of ethylene oxide of 70 ± 1.0%, and the volume ratio of the gel-forming composition to the rim of the aqueous solution of alkaline reagent and surfactant is selected depending on the injectivity of the injection well, it is 1: (2 ÷ 4), push the rim into solution-stand alkaline reagent and a surfactant with water salinity of 0.15 to 300 g / l in a volume of 10-15 m 3, then the well is stopped at a technological extract from 2 to 7 days.
По третьему варианту новым является то, что предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины, при приемистости 500-600 м3/сут закачивают в пласт оторочку дисперсного состава в объеме 50-100 м3, в качестве дисперсного состава используют водную дисперсию наполнителя с концентрацией от 0,01 до 10,0 мас. % или водную дисперсию наполнителя и полимера при следующем соотношении компонентов, мас. %: наполнитель - 0,01-10, полимер - 0,005-1,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, в качестве наполнителя используют доломитовую или древесную муку, или бентонитовый глинопорошок, в качестве полимера - полиакриламид или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или гидроксиэтилцеллюлозу, затем осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента с концентрацией от 0,05 до 5,0 мас. % в объеме 20-30 м3, в качестве щелочного реагента используют гидроксид натрия или тринатрийфосфат, или стекло натриевое жидкое, после осуществляют закачку гелеобразующего состава, дополнительно содержащего бактерицид - формалин или глутаровый альдегид и полимер, при следующем содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,5-2,0, ацетат хрома - 0,05-0,2, ПАВ - 0,5-4,0, бактерицид - 0,05-2,0, полимер - 0,1-1,0, вода пресная - остальное, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 54,5±1,7% или оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 70±1,0%, в качестве полимера - полиакриламид или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или гидроксиэтилцеллюлозу, после закачки гелеобразующего состава осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочной реагент - 0,1-2,0, ПАВ - 0,005-3,0, вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, в качестве щелочного реагента используют гидроксид натрия или тринатрийфосфат, или стекло натриевое жидкое, в качестве ПАВ - оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 70±1,0%, причем объемное соотношение гелеобразующего состава к оторочке водного раствора щелочного реагента и ПАВ выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины, оно составляет 1:(3÷5), продавливают в пласт оторочку водного раствора щелочного реагента и ПАВ водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л в объеме 10-15 м3, затем останавливают скважину на технологическую выдержку от 4 до 12 сут.According to the third option, it is new that the injectivity of the injection well is preliminarily determined, at an injectivity of 500-600 m 3 / day, a rim of a dispersed composition is injected into the reservoir in a volume of 50-100 m 3 , an aqueous dispersion of a filler with a concentration of from 0 is used as a dispersed composition 01 to 10.0 wt. % or an aqueous dispersion of filler and polymer in the following ratio of components, wt. %: filler - 0.01-10, polymer - 0.005-1.0, water with a salinity of 0.15 to 300 g / l - the rest, dolomite or wood flour or bentonite clay powder is used as filler, as polymer - polyacrylamide or sodium carboxymethyl cellulose, or hydroxyethyl cellulose, then the rim of the aqueous alkaline reagent is injected with a concentration of from 0.05 to 5.0 wt. % in a volume of 20-30 m 3 , sodium hydroxide or trisodium phosphate, or sodium liquid glass is used as an alkaline reagent, after which a gelling composition is additionally injected, additionally containing a bactericide - formalin or glutaraldehyde and a polymer, with the following components, wt. %: xanthan - 0.5-2.0, chromium acetate - 0.05-0.2, surfactant - 0.5-4.0, bactericide - 0.05-2.0, polymer - 0.1-1 , 0, fresh water - the rest, as surfactants, use ethoxylated alkyl phenol based on propylene trimers with a mass fraction of addition of ethylene oxide 54.5 ± 1.7% or ethoxylated alkyl phenol based on propylene trimers with a mass fraction of addition of ethylene oxide 70 ± 1.0 %, as a polymer - polyacrylamide or sodium carboxymethyl cellulose, or hydroxyethyl cellulose, after injection of the gelling composition, the rim of the aqueous solution is injected lye reagent and surfactant in the following components, wt. %: alkaline reagent - 0.1-2.0, surfactant - 0.005-3.0, water with a salinity of 0.15 to 300 g / l - the rest, as an alkaline reagent use sodium hydroxide or trisodium phosphate, or sodium liquid glass , as a surfactant - ethoxylated alkyl phenol based on propylene trimers with a mass fraction of addition of ethylene oxide of 70 ± 1.0%, and the volume ratio of the gel-forming composition to the rim of the aqueous solution of alkaline reagent and surfactant is selected depending on the injectivity of the injection well, it is 1 :( 3 ÷ 5), push the rim into the formation one alkaline reagent solution and the surfactant with water salinity of 0.15 to 300 g / l in a volume of 10-15 m 3, then the well is stopped at a technological shutter 4 to 12 days.
Для приготовления оторочек и гелеобразующего состава используют следующие реагенты:For the preparation of rims and gel-forming composition, the following reagents are used:
- гидроксид натрия (ГН) (натр едкий технический (NaOH), выпускаемый по ГОСТ Р 55064;- sodium hydroxide (GN) (technical caustic soda (NaOH), produced according to GOST R 55064;
- тринатрийфосфат (ТНФ), выпускаемый по ГОСТ 201-76;- trisodium phosphate (TNF), produced according to GOST 201-76;
- стекло натриевое жидкое (ЖС), выпускаемое по ГОСТ 13078-81, плотностью 1,36-1,45 г/см3 и силикатным модулем 2,3-3,0;- liquid sodium glass (ZhS), produced according to GOST 13078-81, with a density of 1.36-1.45 g / cm 3 and a silicate module of 2.3-3.0;
- ксантан - полисахарид импортного или отечественного производства;- Xanthan is a polysaccharide of imported or domestic production;
- ацетат хрома - водный раствор с содержанием основного вещества не менее 45 мас. %;- chromium acetate - an aqueous solution with a basic substance content of at least 45 wt. %;
- ПАВ - оксиэтилированный алкилфенол (ОАФ-1) на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 54,5±1,7% с температурой застывания минус 20°С;- Surfactant - ethoxylated alkyl phenol (OAF-1) based on propylene trimers with a mass fraction of addition of ethylene oxide of 54.5 ± 1.7% with a pour point of minus 20 ° C;
- ПАВ - оксиэтилированный алкилфенол (ОАФ-2) на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 70±1,0% с температурой застывания 13-17°С;- Surfactant - ethoxylated alkyl phenol (OAF-2) based on propylene trimers with a mass fraction of addition of ethylene oxide 70 ± 1.0% with a pour point of 13-17 ° C;
- формалин (Ф) технический, выпускаемый по ГОСТ 1625-89;- formalin (F) technical, produced according to GOST 1625-89;
- глутаровый альдегид (ГА) представляет собой прозрачную бесцветную жидкость с резким фруктовым запахом, содержащую 50-51% активного вещества, рН 10%-ного водного раствора составляет 3,2-4,2 ед., динамическая вязкость - 15,4 мПа⋅с;- glutaraldehyde (HA) is a clear, colorless liquid with a sharp fruity odor containing 50-51% of the active substance, the pH of a 10% aqueous solution is 3.2-4.2 units, dynamic viscosity is 15.4 MPa⋅ from;
- полиакриламид (ПАА) с молекулярной массой от 5,0 до 20 млн. Д;- polyacrylamide (PAA) with a molecular weight of from 5.0 to 20 million D;
- натрий-карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) представляет собой натриевую соль карбоксиметилцеллюлозы со степенью замещения 70-90, массовая доля основного вещества в абсолютно-сухом продукте - не менее 55, растворимость в пресной воде - не менее 99,0%;- sodium carboxymethyl cellulose (CMC) is a sodium salt of carboxymethyl cellulose with a degree of substitution of 70-90, the mass fraction of the main substance in an absolutely dry product is not less than 55, the solubility in fresh water is not less than 99.0%;
- гидроксиэтилцеллюлоза (ГОЭЦ) импортного и отечественного производства, представляет собой неионогенное производное целлюлозы, по внешнему виду - белый или слегка кремовый сыпучий порошок;- hydroxyethyl cellulose (HEEC) of imported and domestic production, is a non-ionic derivative of cellulose, in appearance - a white or slightly creamy loose powder;
- вода с минерализацией 0,15-300 г/л.- water with a salinity of 0.15-300 g / l.
- доломитовая мука (ДолМ) (ГОСТ 14050-93);- dolomite flour (DolM) (GOST 14050-93);
- древесная мука (ДМ) (ГОСТ 16361-87);- wood flour (DM) (GOST 16361-87);
- бентонитовый глинопорошок (ГП), хорошо набухающий в воде.- bentonite clay powder (GP), well swelling in water.
В качестве воды для приготовления оторочки водного раствора щелочного реагента и гелеобразующего состава используют пресную воду.Fresh water is used as water for preparing the rims of an aqueous solution of an alkaline reagent and a gelling composition.
Сущность способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.
По первому варианту.According to the first option.
Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Определяют приемистость нагнетательной скважины, давление на водоводе, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, минерализацию воды от водовода. Определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки оторочки водного раствора щелочного реагента, гелеобразующего состава, оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ. Объемное соотношение гелеобразующего состава к оторочке водного раствора щелочного реагента и ПАВ выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1).A section of the injection well is selected and an analysis of its development is carried out. A complex of hydrodynamic and geophysical studies is carried out. The remaining oil reserves are determined by the injection well section, adjusted for horizons and formations. The injectivity of the injection well, pressure on the water conduit, allowable pressure on the production casing and productive formations, and mineralization of water from the water conduit are determined. Production wells are determined that are hydrodynamically coupled to the injection well. Based on the analysis of geological and technological indicators (permeability of the reservoir, thickness of the oil-saturated reservoir, porosity, oil and liquid production rate, water cut of the produced products), injectivity of the injection well, preliminary injection volumes of the rim of the aqueous solution of alkaline reagent, gelling composition, and rim of the aqueous solution are calculated alkaline reagent and surfactant. The volume ratio of the gelling composition to the rim of the aqueous solution of alkaline reagent and surfactant is selected depending on the injectivity of the injection well (table. 1).
Приготовление и закачку оторочки водного раствора щелочного реагента, гелеобразующего состава, оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ осуществляют существующими в нефтедобыче стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д.Preparation and injection of the rim of an aqueous solution of an alkaline reagent, a gelling composition, the rims of an aqueous solution of an alkaline reagent and surfactant is carried out by standard installations in the oil industry such as KUDR, CA-320, etc.
Объем оторочки водного раствора щелочного реагента выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1). В качестве щелочного реагента используют гидроксид натрия или тринатрийфосфат, или стекло натриевое жидкое. Водный раствор щелочного реагента готовят предварительно на базе по приготовлению химпродуктов в емкости с перемешивающим устройством путем добавления пресной воды и щелочного реагента с концентрацией 0,05-5,0 мас. %.The volume of the rim of an aqueous solution of an alkaline reagent is selected depending on the injectivity of the injection well (table. 1). As an alkaline reagent, sodium hydroxide or trisodium phosphate, or liquid sodium glass, is used. An aqueous solution of an alkaline reagent is prepared previously on the basis of the preparation of chemical products in a container with a mixing device by adding fresh water and an alkaline reagent with a concentration of 0.05-5.0 wt. %
Для качественного получения водного раствора щелочного реагента перемешивают воду и щелочной реагент в течение одного часа.To obtain a high-quality aqueous solution of an alkaline reagent, water and an alkaline reagent are mixed for one hour.
Затем приготовленный водный раствор щелочного реагента доставляют на скважину автоцистернами.Then, the prepared aqueous solution of alkaline reagent is delivered to the well by tank trucks.
Оторочку водного раствора щелочного реагента в объеме 5-10 м3 закачивают в пласт.The back of an aqueous solution of an alkaline reagent in a volume of 5-10 m 3 is pumped into the reservoir.
Объем гелеобразующего состава рассчитывают с учетом толщины и пористости продуктивного пласта по формуле (1):The volume of the gelling composition is calculated taking into account the thickness and porosity of the reservoir according to the formula (1):
где Vз - объем закачки, м3;where V s - injection volume, m 3 ;
R - радиус обработки пласта, принимается равным от 3 до 8 м;R is the radius of the formation, taken equal to from 3 to 8 m;
h - толщина продуктивного пласта, м;h is the thickness of the reservoir, m;
m - коэффициент пористости, доли ед.;m is the coefficient of porosity, fraction of units;
k - поправочный коэффициент на толщину продуктивного пласта принимается равным от 0,2 до 0,8.k - correction factor for the thickness of the reservoir is taken equal to from 0.2 to 0.8.
Гелеобразующий состав готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.A gelling composition is prepared immediately before injection into the formation through an injection well as follows.
В мерную емкость с перемешивающим устройством добавляют пресную воду из автоцистерны (96,36-99,18 мас. %), засыпают ксантан с концентрацией 0,2-0,4 мас. %, вводят ПАВ с концентрацией 0,1-0,2 мас. %, бактерицид - формалин или глутаровый альдегид с концентрацией 0,05-2,0 мас. %, ацетат хрома с концентрацией 0,02-0,04 мас. % и перемешивают до получения однородной массы в течение одного часа. В качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 54,5±1,7% или оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 70±1,0%.Fresh water from a tanker (96.36-99.18 wt.%) Is added to a measuring container with a mixing device, xanthan with a concentration of 0.2-0.4 wt. %, enter surfactants with a concentration of 0.1-0.2 wt. %, bactericide - formalin or glutaraldehyde with a concentration of 0.05-2.0 wt. %, chromium acetate with a concentration of 0.02-0.04 wt. % and stirred until a homogeneous mass for one hour. As surfactants, ethoxylated alkyl phenol based on propylene trimers with a mass fraction of addition of ethylene oxide of 54.5 ± 1.7% or ethoxylated alkyl phenol based on propylene trimers with a mass fraction of addition of ethylene oxide of 70 ± 1.0% is used.
Полученный гелеобразующий состав закачивают насосом установки по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) через нагнетательную скважину в пласт.The resulting gelling composition is pumped by the installation pump through the tubing string through the injection well into the formation.
После закачки расчетного объема гелеобразующего состава осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ.After downloading the estimated volume of the gelling composition, the rims of the aqueous alkaline reagent and surfactant are injected.
Оторочку водного раствора щелочного реагента и ПАВ готовят следующим образом.The back of an aqueous solution of an alkaline reagent and surfactant is prepared as follows.
В смесительную емкость установки типа КУДР подают воду с минерализацией 0,15-300 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. В эту же емкость с водой одновременно с помощью шнекового дозатора дозируют щелочной реагент с концентрацией 0,1-2,0 мас. % и дозировочного насоса дозируют ПАВ с концентрацией 0,005-3,0 мас. %. В качестве щелочного реагента используют гидроксид натрия или тринатрийфосфат, или стекло натриевое жидкое, в качестве ПАВ - оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 70±1,0%.Water with a mineralization of 0.15-300 g / l, supplied through a water conduit from a cluster pump station, is fed into the mixing tank of a KUDR-type plant. In the same container with water, an alkaline reagent with a concentration of 0.1-2.0 wt. % and a metering pump dose surfactants with a concentration of 0.005-3.0 wt. % Sodium hydroxide or trisodium phosphate or liquid sodium glass is used as an alkaline reagent, and ethoxylated alkyl phenol based on propylene trimers with a mass fraction of addition of ethylene oxide of 70 ± 1.0% is used as a surfactant.
Объемное соотношение гелеобразующего состава к оторочке водного раствора щелочного реагента и ПАВ выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1).The volume ratio of the gelling composition to the rim of the aqueous solution of alkaline reagent and surfactant is selected depending on the injectivity of the injection well (table. 1).
После окончания закачки запланированный объем оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15-300 г/л в объеме 10-15 м3. Затем останавливают скважину на технологическую выдержку от 2 до 5 сут.After completion of the injection, the planned volume of the rim of the aqueous solution of alkaline reagent and surfactant is forced into the reservoir with water with a salinity of 0.15-300 g / l in a volume of 10-15 m 3 . Then stop the well for technological exposure from 2 to 5 days.
По второму варианту.According to the second option.
Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Определяют приемистость нагнетательной скважины, давление на водоводе, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, минерализацию воды от водовода. Определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки оторочки водного раствора щелочного реагента, гелеобразующего состава, оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ. Объемное соотношение гелеобразующего состава к оторочке водного раствора щелочного реагента и ПАВ выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1).A section of the injection well is selected and an analysis of its development is carried out. A complex of hydrodynamic and geophysical studies is carried out. The remaining oil reserves are determined by the injection well section, adjusted for horizons and formations. The injectivity of the injection well, pressure on the water conduit, allowable pressure on the production casing and productive formations, and mineralization of water from the water conduit are determined. Production wells are determined that are hydrodynamically coupled to the injection well. Based on the analysis of geological and technological indicators (permeability of the reservoir, thickness of the oil-saturated reservoir, porosity, oil and liquid production rate, water cut of the produced products), injectivity of the injection well, preliminary injection volumes of the rim of the aqueous solution of alkaline reagent, gelling composition, and rim of the aqueous solution are calculated alkaline reagent and surfactant. The volume ratio of the gelling composition to the rim of the aqueous solution of alkaline reagent and surfactant is selected depending on the injectivity of the injection well (table. 1).
Приготовление и закачку оторочки водного раствора щелочного реагента, гелеобразующего состава, оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ осуществляют существующими в нефтедобыче стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д.Preparation and injection of the rim of an aqueous solution of an alkaline reagent, a gelling composition, the rims of an aqueous solution of an alkaline reagent and surfactant is carried out by standard installations in the oil industry such as KUDR, CA-320, etc.
Объем оторочки водного раствора щелочного реагента выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1). В качестве щелочного реагента используют гидроксид натрия или тринатрийфосфат, или стекло натриевое жидкое.The volume of the rim of an aqueous solution of an alkaline reagent is selected depending on the injectivity of the injection well (table. 1). As an alkaline reagent, sodium hydroxide or trisodium phosphate, or liquid sodium glass, is used.
Водный раствор щелочного реагента готовят предварительно на базе по приготовлению химпродуктов в емкости с перемешивающим устройством путем добавления пресной воды и щелочного реагента с концентрацией 0,05-5,0 мас. %. Для качественного получения водного раствора щелочного реагента перемешивают воду и щелочной реагент в течение одного часа.An aqueous solution of an alkaline reagent is prepared previously on the basis of the preparation of chemical products in a container with a mixing device by adding fresh water and an alkaline reagent with a concentration of 0.05-5.0 wt. % To obtain a high-quality aqueous solution of an alkaline reagent, water and an alkaline reagent are mixed for one hour.
Приготовленный водный раствор щелочного реагента доставляют на скважину автоцистернами.The prepared aqueous solution of alkaline reagent is delivered to the well by tank trucks.
Оторочку водного раствора щелочного реагента в объеме 10-20 м3 закачивают в пласт.The back of an aqueous solution of an alkaline reagent in a volume of 10-20 m 3 is pumped into the reservoir.
Объем гелеобразующего состава рассчитывают с учетом толщины и пористости продуктивного пласта по формуле (1).The volume of the gelling composition is calculated taking into account the thickness and porosity of the reservoir according to the formula (1).
Гелеобразующий состав готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.A gelling composition is prepared immediately before injection into the formation through an injection well as follows.
В мерную емкость с перемешивающим устройством добавляют пресную воду из автоцистерны (93,9-99,02 мас. %), засыпают ксантан с концентрацией 0,3-1,0 мас. %, вводят ацетат хрома с концентрацией 0,03-0,1 мас. %, ПАВ с концентрацией 0,15-2,0 мас. %, бактерицид - формалин или глутаровый альдегид с концентрацией 0,05-2,0 мас. %, и перемешивают до получения однородной массы в течение одного часа. В качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 54,5±1,7% или оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 70±1,0%.Fresh water from a tanker (93.9-99.02 wt.%) Is added to a measuring container with a mixing device, xanthan with a concentration of 0.3-1.0 wt. %, chromium acetate is introduced with a concentration of 0.03-0.1 wt. %, Surfactant with a concentration of 0.15-2.0 wt. %, bactericide - formalin or glutaraldehyde with a concentration of 0.05-2.0 wt. %, and stirred until a homogeneous mass for one hour. As surfactants, ethoxylated alkyl phenol based on propylene trimers with a mass fraction of addition of ethylene oxide of 54.5 ± 1.7% or ethoxylated alkyl phenol based on propylene trimers with a mass fraction of addition of ethylene oxide of 70 ± 1.0% is used.
Полученный гелеобразующий состав закачивают насосом установки по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт.The resulting gel-forming composition is pumped by the installation pump through the tubing string through the injection well into the formation.
После закачки расчетного объема гелеобразующего состава осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ.After downloading the estimated volume of the gelling composition, the rims of the aqueous alkaline reagent and surfactant are injected.
Оторочку водного раствора щелочного реагента и ПАВ готовят следующим образом.The back of an aqueous solution of an alkaline reagent and surfactant is prepared as follows.
В смесительную емкость установки типа КУДР подают воду с минерализацией 0,15-300 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. В эту же емкость с водой одновременно с помощью шнекового дозатора дозируют щелочной реагент с концентрацией 0,1-2,0 мас. % и дозировочного насоса дозируют ПАВ с концентрацией - 0,005-3,0 мас. %. В качестве щелочного реагента используют гидроксид натрия или тринатрийфосфат, или стекло натриевое жидкое, в качестве ПАВ - оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 70±1,0%.Water with a mineralization of 0.15-300 g / l, supplied through a water conduit from a cluster pump station, is fed into the mixing tank of a KUDR-type plant. In the same container with water, an alkaline reagent with a concentration of 0.1-2.0 wt. % and a metering pump dose surfactants with a concentration of 0.005-3.0 wt. % Sodium hydroxide or trisodium phosphate or liquid sodium glass is used as an alkaline reagent, and ethoxylated alkyl phenol based on propylene trimers with a mass fraction of addition of ethylene oxide of 70 ± 1.0% is used as a surfactant.
Объемное соотношение гелеобразующего состава к оторочке водного раствора щелочного реагента и ПАВ выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1).The volume ratio of the gelling composition to the rim of the aqueous solution of alkaline reagent and surfactant is selected depending on the injectivity of the injection well (table. 1).
После окончания закачки запланированный объем оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15-300 г/л в объеме 10-15 м3. Затем останавливают скважину на технологическую выдержку от 2 до 7 сут.After completion of the injection, the planned volume of the rim of the aqueous solution of alkaline reagent and surfactant is forced into the reservoir with water with a salinity of 0.15-300 g / l in a volume of 10-15 m 3 . Then stop the well for technological exposure from 2 to 7 days.
По третьему варианту.According to the third option.
Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Определяют приемистость нагнетательной скважины, давление на водоводе, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, минерализацию воды от водовода. Определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки оторочек дисперсного состава и водного раствора щелочного реагента, гелеобразующего состава, оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ. Объемное соотношение гелеобразующего состава к оторочке водного раствора щелочного реагента и ПАВ выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1).A section of the injection well is selected and an analysis of its development is carried out. A complex of hydrodynamic and geophysical studies is carried out. The remaining oil reserves are determined by the injection well section, adjusted for horizons and formations. The injectivity of the injection well, pressure on the water conduit, allowable pressure on the production casing and productive formations, and mineralization of water from the water conduit are determined. Production wells are determined that are hydrodynamically coupled to the injection well. Based on the analysis of geological and technological parameters (permeability of the reservoir, thickness of the oil-saturated reservoir, porosity, oil and fluid production rate, water cut of the produced product), injectivity of the injection well, preliminary injection volumes of the rims of the dispersed composition and the aqueous solution of alkaline reagent, gelling composition are calculated rims of an aqueous solution of an alkaline reagent and surfactant. The volume ratio of the gelling composition to the rim of the aqueous solution of alkaline reagent and surfactant is selected depending on the injectivity of the injection well (table. 1).
Приготовление и закачку оторочек дисперсного состава и водного раствора щелочного реагента, гелеобразующего состава, оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ осуществляют существующими в нефтедобыче стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д.Preparation and injection of rims of the dispersed composition and an aqueous solution of an alkaline reagent, a gelling composition, rims of an aqueous solution of an alkaline reagent and surfactant are carried out by standard installations KUDR, CA-320, etc., existing in oil production.
До закачки оторочки водного раствора щелочного реагента и гелеобразующего состава предварительно закачивают в пласт оторочку дисперсного состава.Prior to injection, the fringes of an aqueous solution of an alkaline reagent and a gelling composition are preliminarily injected into the formation by a rim of a dispersed composition.
Оторочку дисперсного состава готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину. Объем оторочки дисперсного состава выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1).A piece of the dispersed composition is prepared immediately before injection into the formation through an injection well. The volume of the rim of the dispersed composition is selected depending on the injectivity of the injection well (table. 1).
Оторочку дисперсного состава из водной дисперсии наполнителя готовят следующим образом.The remainder of the dispersed composition of the aqueous dispersion of the filler is prepared as follows.
В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) с минерализацией 0,15-300 г/л через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора, дозируют наполнитель с концентрацией 0,01-10,0 мас. %. При смешении с водой образуется водная дисперсия наполнителя, которая подается в смесительную емкость. В качестве наполнителя используют доломитовую или древесную муку, или бентонитовый глинопорошок.Filler with a concentration of 0.01-10.0 wt.% Is dosed into the water flowing through a water conduit from a cluster pump station with a salinity of 0.15-300 g / l through a funnel with a jet pump using a screw batcher. % When mixed with water, an aqueous dispersion of the filler forms, which is fed into the mixing tank. As a filler use dolomite or wood flour, or bentonite clay powder.
Полученную оторочку дисперсного состава из водной дисперсии наполнителя закачивают в пласт через нагнетательную скважину.The resulting rim of the dispersed composition from the aqueous dispersion of the filler is pumped into the reservoir through an injection well.
Оторочку дисперсного состава из водной дисперсии наполнителя и полимера готовят следующим образом.The remainder of the dispersed composition of the aqueous dispersion of the filler and the polymer is prepared as follows.
В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) с минерализацией 0,15-300 г/л через воронку со струйным насосом с помощью шнековых дозаторов, дозируют наполнитель с концентрацией 0,01-10 мас. % и полимер с концентрацией 0,005-1,0 мас. %. При смешении с водой образуется водная дисперсия наполнителя и полимера, которая подается в смесительную емкость. В качестве наполнителя используют доломитовую или древесную муку, или бентонитовый глинопорошок, в качестве полимера - полиакриламид или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или гидроксиэтилцеллюлозу.Filler with a concentration of 0.01-10 wt.% Is dosed into the water entering the water from the cluster pump station (SPS) with a salinity of 0.15-300 g / l through a funnel with a jet pump using screw feeders. % and a polymer with a concentration of 0.005-1.0 wt. % When mixed with water, an aqueous dispersion of the filler and polymer is formed, which is fed into the mixing tank. Dolomite or wood flour or bentonite clay powder is used as a filler, polyacrylamide or sodium carboxymethyl cellulose or hydroxyethyl cellulose are used as a polymer.
Полученную оторочку дисперсного состава из водной дисперсии наполнителя и полимера закачивают в пласт через нагнетательную скважину.The resulting rim of the dispersed composition from the aqueous dispersion of the filler and polymer is pumped into the reservoir through an injection well.
Затем закачивают оторочку водного раствора щелочного реагента. Объем оторочки водного раствора щелочного реагента выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1). В качестве щелочного реагента используют гидроксид натрия или тринатрийфосфат, или стекло натриевое жидкое.Then, the rim of the aqueous alkaline reagent solution is pumped. The volume of the rim of an aqueous solution of an alkaline reagent is selected depending on the injectivity of the injection well (table. 1). As an alkaline reagent, sodium hydroxide or trisodium phosphate, or liquid sodium glass, is used.
Оторочку водного раствора щелочного реагента готовят предварительно на базе по приготовлению химпродуктов в емкости с перемешивающим устройством путем добавления пресной воды и щелочного реагента с концентрацией 0,05-5,0 мас. %. Для качественного получения водного раствора щелочного реагента перемешивают в течение одного часа.The back of an aqueous solution of an alkaline reagent is preliminarily prepared at the base for the preparation of chemical products in a container with a mixing device by adding fresh water and an alkaline reagent with a concentration of 0.05-5.0 wt. % To obtain a high-quality aqueous solution of an alkaline reagent, it is stirred for one hour.
Приготовленный водный раствор щелочного реагента доставляют на скважину автоцистернами.The prepared aqueous solution of alkaline reagent is delivered to the well by tank trucks.
Оторочку водного раствора щелочного реагента в объеме 20-30 м3 закачивают в пласт.The back of an aqueous solution of an alkaline reagent in a volume of 20-30 m 3 is pumped into the reservoir.
Объем гелеобразующего состава рассчитывают с учетом толщины и пористости продуктивного пласта по формуле (1).The volume of the gelling composition is calculated taking into account the thickness and porosity of the reservoir according to the formula (1).
Гелеобразующий состав готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.A gelling composition is prepared immediately before injection into the formation through an injection well as follows.
В мерную емкость с перемешивающим устройством добавляют пресную воду из автоцистерны (93,9-99,02 мас. %), засыпают ксантан с концентрацией 0,5-2,0 мас. %, вводят ацетат хрома с концентрацией 0,05-0,2 мас. %, ПАВ с концентрацией 0,15-2,0 мас. %, бактерицид - формалин или глутаровый альдегид с концентрацией 0,05-2,0 мас. %, полимер с концентрацией 0,1-1,0 мас. % и перемешивают до получения однородной массы в течение одного часа. В качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 54,5±1,7% или оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 70±1,0%, в качестве полимера - полиакриламид или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или гидроксиэтилцеллюлозу.Fresh water from a tanker (93.9-99.02 wt.%) Is added to a measuring container with a mixing device, xanthan with a concentration of 0.5-2.0 wt. %, chromium acetate is introduced with a concentration of 0.05-0.2 wt. %, Surfactant with a concentration of 0.15-2.0 wt. %, bactericide - formalin or glutaraldehyde with a concentration of 0.05-2.0 wt. %, polymer with a concentration of 0.1-1.0 wt. % and stirred until a homogeneous mass for one hour. As a surfactant, ethoxylated alkyl phenol based on propylene trimers with a mass fraction of addition of ethylene oxide of 54.5 ± 1.7% or ethoxylated alkyl phenol based on propylene trimers with a mass fraction of addition of ethylene oxide of 70 ± 1.0%, as a polymer, polyacrylamide or sodium carboxymethyl cellulose, or hydroxyethyl cellulose.
Полученный гелеобразующий состав закачивают насосом установки по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт.The resulting gel-forming composition is pumped by the installation pump through the tubing string through the injection well into the formation.
После закачки расчетного объема гелеобразующего состава осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ.After downloading the estimated volume of the gelling composition, the rims of the aqueous alkaline reagent and surfactant are injected.
Оторочку водного раствора щелочного реагента и ПАВ готовят следующим образом.The back of an aqueous solution of an alkaline reagent and surfactant is prepared as follows.
В смесительную емкость установки типа КУДР подают воду с минерализацией 0,15-300 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. В эту же емкость с водой одновременно с помощью шнекового дозатора дозируют щелочной реагент с концентрацией 0,1-2,0 мас. % и дозировочного насоса дозируют ПАВ с концентрацией 0,005-3,0 мас. %. В качестве щелочного реагента используют гидроксид натрия или тринатрийфосфат, или стекло натриевое жидкое, в качестве ПАВ - оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 70±1,0%.Water with a mineralization of 0.15-300 g / l, supplied through a water conduit from a cluster pump station, is fed into the mixing tank of a KUDR-type plant. In the same container with water, an alkaline reagent with a concentration of 0.1-2.0 wt. % and a metering pump dose surfactants with a concentration of 0.005-3.0 wt. % Sodium hydroxide or trisodium phosphate or liquid sodium glass is used as an alkaline reagent, and ethoxylated alkyl phenol based on propylene trimers with a mass fraction of addition of ethylene oxide of 70 ± 1.0% is used as a surfactant.
Объемное соотношение гелеобразующего состава к оторочке водного раствора щелочного реагента и ПАВ выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1).The volume ratio of the gelling composition to the rim of the aqueous solution of alkaline reagent and surfactant is selected depending on the injectivity of the injection well (table. 1).
После окончания закачки запланированный объем оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ продавливают в пласт водой с минерализацией 0,15-300 г/л в объеме 10-15 м3. Затем останавливают скважину на технологическую выдержку от 4 до 12 сут.After completion of the injection, the planned volume of the rim of the aqueous solution of alkaline reagent and surfactant is forced into the reservoir with water with a salinity of 0.15-300 g / l in a volume of 10-15 m 3 . Then stop the well for technological exposure from 4 to 12 days.
Предлагаемый способ позволяет увеличить нефтеотдачу пластов за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта и повышения эффективности охвата пласта воздействием.The proposed method allows to increase oil recovery by engaging in the development of previously unexposed low-permeability oil-saturated zones of the formation and increasing the efficiency of the formation coverage.
Предложение позволяет расширить технологические возможности осуществления способа.The proposal allows to expand the technological capabilities of the method.
Пример конкретного выполненияConcrete example
В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной скважиной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами, проницаемостью 0,55 мкм2, нефтенасыщенностью 86,7%, пористостью 22%, нефтенасыщенная толщина пласта 11,4 м. Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину 10,5 т, средняя обводненность добываемой жидкости 95,2%, минерализация воды от водовода - 130 г/л (пример 1, табл. 2, 3).A site with one injection well and three producing wells was selected as the object of pilot industrial work. The reservoirs are represented by terrigenous reservoirs, permeability of 0.55 μm 2 , oil saturation of 86.7%, porosity of 22%, oil-saturated thickness of the reservoir 11.4 m. The average daily oil production rate per production well is 10.5 tons, the average water cut of the produced fluid is 95.2% mineralization of water from the water conduit - 130 g / l (example 1, table. 2, 3).
Приемистость нагнетательной скважины 150 м3/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа. Максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 10,5 МПа.The injectivity of the injection well is 150 m 3 / day at a pressure of 6.0 MPa on the water conduit. The maximum allowable pressure on the production casing is 10.5 MPa.
Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить водный раствор щелочного реагента (например, гидроксида натрия) с концентрацией 0,05 мас. % в объеме 10 м3.For the injection well, according to the analysis of the development of the site, it is recommended to prepare an aqueous solution of an alkaline reagent (for example, sodium hydroxide) with a concentration of 0.05 wt. % in a volume of 10 m 3 .
Оторочку водного раствора гидроксида натрия готовят в емкости с перемешивающим устройством путем добавления пресной воды в количестве 9,995 м3 и гидроксида натрия в количестве 0,005 т. Для качественного получения водного раствора гидроксида натрия перемешивают воду и гидроксид натрия в течение одного часа. Водный раствор гидроксида натрия в объеме 10 м3 доставляют на скважину, предварительно приготовленный на базе по приготовлению химпродуктов.The remainder of the aqueous sodium hydroxide solution is prepared in a container with a stirring device by adding fresh water in an amount of 9.995 m 3 and sodium hydroxide in an amount of 0.005 t. To obtain an aqueous solution of sodium hydroxide for high-quality, mix water and sodium hydroxide for one hour. An aqueous solution of sodium hydroxide in a volume of 10 m 3 is delivered to the well, previously prepared at the base for the preparation of chemical products.
Оторочку водного раствора гидроксида натрия в объеме 10 м3 с концентрацией 0,05 мас. % закачивают в пласт.The residue of an aqueous solution of sodium hydroxide in a volume of 10 m 3 with a concentration of 0.05 wt. % injected into the reservoir.
Объем гелеобразующего состава рассчитывают с учетом толщины и пористости продуктивного пласта по формуле (1):The volume of the gelling composition is calculated taking into account the thickness and porosity of the reservoir according to the formula (1):
V3=k 3,14⋅R2⋅h⋅m=0,2 3,14⋅42⋅11,4⋅0,22=28 м3.V 3 = k 3,14⋅R 2 ⋅h⋅m = 0,2 3,14⋅4 2 ⋅11,4⋅0,22 = 28 m 3 .
Гелеобразующий состав готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.A gelling composition is prepared immediately before injection into the formation through an injection well as follows.
В мерную емкость с перемешивающим устройством добавляют пресную воду из автоцистерны 99,178 мас. %, засыпают ксантан с концентрацией 0,2 мас. %, вводят ПАВ с концентрацией 0,1 мас. %, формалин с концентрацией 0,5 мас. %, ацетат хрома с концентрацией 0,02 мас. % и перемешивают до получения однородной массы в течение одного часа. В качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 54,5±1,7% (ОАФ-1).In a measured capacity with a mixing device add fresh water from a tanker of 99.178 wt. %, fall asleep xanthan gum with a concentration of 0.2 wt. %, enter surfactants with a concentration of 0.1 wt. %, formalin with a concentration of 0.5 wt. %, chromium acetate with a concentration of 0.02 wt. % and stirred until a homogeneous mass for one hour. Oxyethylated alkyl phenol based on propylene trimers with a mass fraction of ethylene oxide addition of 54.5 ± 1.7% (OAF-1) is used as a surfactant.
Полученный гелеобразующий состав закачивают насосом установки по колонне НКТ через нагнетательную скважину в пласт.The resulting gel-forming composition is pumped by the installation pump through the tubing string through the injection well into the formation.
После закачки гелеобразующего состава в объеме 28 м3 осуществляют закачку оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ. В качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена с массовой долей присоединения окиси этилена 70±1,0% (ОАФ-2).After injection of the gelling composition in a volume of 28 m 3 , the rims of the aqueous solution of alkaline reagent and surfactant are injected. As surfactants, ethoxylated alkyl phenol based on propylene trimers with a mass fraction of ethylene oxide addition of 70 ± 1.0% (OAF-2) is used.
Оторочку водного раствора щелочного реагента и ОАФ-2 готовят следующим образом.The residue of an aqueous solution of an alkaline reagent and OAF-2 is prepared as follows.
В смесительную емкость установки типа КУДР подают воду с минерализацией 130 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. В эту же емкость с водой (99,895 мас. %) одновременно с помощью шнекового дозатора дозируют щелочной реагент - гидроксид натрия с концентрацией 0,1 мас. % и дозировочного насоса дозируют ПАВ -оксиэтилированный алкилфенол (ОАФ-2) с концентрацией 0,005 мас. %.Water with a mineralization of 130 g / l is supplied to the mixing tank of a KUDR-type plant, which flows through a water conduit from a cluster pump station. In the same container with water (99.895 wt.%), An alkaline reagent, sodium hydroxide, with a concentration of 0.1 wt. % and a metering pump dose surfactant-oxyethylated alkyl phenol (OAF-2) with a concentration of 0.005 wt. %
Объемное соотношение гелеобразующего состава к оторочке водного раствора гидроксида натрия и оксиэтилированного алкилфенола (ОАФ-2) выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины (табл. 1), при ее значении 150 м3/сут / 6,0 МПа оно составляет 1:0,5. Объем оторочки водного раствора гидроксида натрия и оксиэтилированного алкилфенола (ОАФ-2) составляет 14 м3.The volume ratio of the gelling composition to the rim of the aqueous solution of sodium hydroxide and ethoxylated alkyl phenol (OAF-2) is selected depending on the injectivity of the injection well (table 1), with its value of 150 m 3 / day / 6.0 MPa, it is 1: 0, 5. The rim volume of an aqueous solution of sodium hydroxide and ethoxylated alkyl phenol (OAF-2) is 14 m 3 .
После окончания закачки оторочки водного раствора гидроксида натрия и оксиэтилированного алкилфенола (ОАФ-2) в объеме 14 м3 ее продавливают в пласт водой от водовода с минерализацией 130 г/л в объеме 10 м3. Затем останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 2 сут и далее скважину пускают в работу в том же режиме, что и до обработки. Определяют конечное давление закачки и удельную приемистость скважины.After the end of the injection, the rims of an aqueous solution of sodium hydroxide and hydroxyethylated alkyl phenol (OAF-2) in a volume of 14 m 3 are pressed into the formation with water from a water conduit with a salinity of 130 g / l in a volume of 10 m 3 . Then the well is stopped for technological exposure for 2 days and then the well is put into operation in the same mode as before treatment. The final injection pressure and specific injectivity of the well are determined.
Из табл. 4 видно, что после закачки оторочки водного раствора гидроксида натрия, гелеобразующего состава и оторочки водного раствора гидроксида натрия и оксиэтилированного алкилфенола (ОАФ-2) через нагнетательную скважину в пласт происходит увеличение давления закачки на 42% и снижение удельной приемистости скважины на 44%, прирост дебита по нефти составляет 1,8 т/сут при снижении средней обводненности добываемой продукции на 4,7% (пример 1, табл. 4).From the table. Figure 4 shows that after injection of the rim of an aqueous solution of sodium hydroxide, a gel-forming composition and the rim of an aqueous solution of sodium hydroxide and ethoxylated alkyl phenol (OAF-2) through the injection well, the injection pressure increases by 42% and the specific injection rate of the well decreases by 44%, an increase oil production rate is 1.8 tons / day with a decrease in average water cut of extracted products by 4.7% (example 1, table 4).
Результаты технологического процесса закачки оторочки дисперсного состава, оторочки водного раствора щелочного реагента, гелеобразующего состава, оторочки водного раствора щелочного реагента и ПАВ приведены в табл. 4.The results of the technological process of injecting the rims of the dispersed composition, the rims of an aqueous solution of an alkaline reagent, the gelling composition, the rims of an aqueous solution of an alkaline reagent and surfactant are given in table. four.
Из табл. 4 видно, что после закачки указанных оторочек и гелеобразующего состава в нагнетательную скважину происходит увеличение давления закачки от 9% до 85%, в среднем на 27% и снижение удельной приемистости скважины от 15% до 48%.From the table. Figure 4 shows that after the indicated rims and gel-forming composition are injected into the injection well, the injection pressure increases from 9% to 85%, by an average of 27%, and the specific injectivity of the well decreases from 15% to 48%.
Полученные результаты показывают, что в высокопроницаемых зонах пласта происходит создание блокирующей оторочки и перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которое приводит к увеличению охвата пласта вытеснением в 1,3-2,5 раза.The results obtained show that in highly permeable zones of the formation, blocking rims are created and redistribution of filtration flows in the formation and, as a result, the formation of previously unexposed oil-saturated zones of the formation, which leads to an increase in the coverage of the formation by displacement of 1.3-2.5 times .
Таким образом, предлагаемый способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины позволяет увеличить охват пластов вытеснением за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта, что в конечном итоге приводит к увеличению нефтеотдачи пластов, а также расширить технологические возможности осуществления способа.Thus, the proposed method for regulating the injectivity profile of the injection well allows increasing the coverage of formations by displacement due to the involvement of low-permeability oil-saturated zones of the formation previously unexposed to the development, which ultimately leads to an increase in oil recovery, as well as expanding the technological capabilities of the method.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016132944A RU2627785C1 (en) | 2016-08-09 | 2016-08-09 | Method for regulating intake capacity profile of pressure well (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016132944A RU2627785C1 (en) | 2016-08-09 | 2016-08-09 | Method for regulating intake capacity profile of pressure well (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2627785C1 true RU2627785C1 (en) | 2017-08-11 |
Family
ID=59641677
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016132944A RU2627785C1 (en) | 2016-08-09 | 2016-08-09 | Method for regulating intake capacity profile of pressure well (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2627785C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2721917C1 (en) * | 2019-08-07 | 2020-05-25 | Александр Яковлевич Соркин | Method for selective isolation of high-permeability intervals of a formation |
| RU2729667C1 (en) * | 2019-08-20 | 2020-08-11 | Александр Яковлевич Соркин | Control method of injectivity acceptance profile of injection well |
| RU2767497C1 (en) * | 2021-09-07 | 2022-03-17 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Oil reservoir development method |
| RU2769612C1 (en) * | 2021-10-29 | 2022-04-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing a heterogeneous oil reservoir |
| RU2793709C1 (en) * | 2022-02-21 | 2023-04-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Сервисная компания Нефтеотдача" | Method for increasing oil recovery of formations |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1001866A3 (en) * | 1977-07-25 | 1983-02-28 | Энститю Франсэ Дю Петроль (Фирма) | Composition for displacing petroleum |
| US4977960A (en) * | 1985-08-20 | 1990-12-18 | Mobil Oil Corporation | Sodium hydroxide treatment of field water in a biopolymer complex |
| RU2285785C1 (en) * | 2005-02-22 | 2006-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Injectivity profile control method for injection well and water influx restriction method for producing well |
| RU2347897C1 (en) * | 2007-06-15 | 2009-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of controlling profile log of injection well and restricting water influx in production well |
-
2016
- 2016-08-09 RU RU2016132944A patent/RU2627785C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1001866A3 (en) * | 1977-07-25 | 1983-02-28 | Энститю Франсэ Дю Петроль (Фирма) | Composition for displacing petroleum |
| US4977960A (en) * | 1985-08-20 | 1990-12-18 | Mobil Oil Corporation | Sodium hydroxide treatment of field water in a biopolymer complex |
| RU2285785C1 (en) * | 2005-02-22 | 2006-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Injectivity profile control method for injection well and water influx restriction method for producing well |
| RU2347897C1 (en) * | 2007-06-15 | 2009-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of controlling profile log of injection well and restricting water influx in production well |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2721917C1 (en) * | 2019-08-07 | 2020-05-25 | Александр Яковлевич Соркин | Method for selective isolation of high-permeability intervals of a formation |
| RU2729667C1 (en) * | 2019-08-20 | 2020-08-11 | Александр Яковлевич Соркин | Control method of injectivity acceptance profile of injection well |
| RU2767497C1 (en) * | 2021-09-07 | 2022-03-17 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Oil reservoir development method |
| RU2769612C1 (en) * | 2021-10-29 | 2022-04-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing a heterogeneous oil reservoir |
| RU2793709C1 (en) * | 2022-02-21 | 2023-04-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Сервисная компания Нефтеотдача" | Method for increasing oil recovery of formations |
| RU2848506C1 (en) * | 2025-03-31 | 2025-10-21 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method for regulating the acceptance profile of a pressure well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2627785C1 (en) | Method for regulating intake capacity profile of pressure well (versions) | |
| RU2382185C1 (en) | Method for injection well infectivity profile aligning and water in-flow limitation for production well (versions) | |
| RU2398958C1 (en) | Procedure for regulation of intake capacity profile of pressure well (versions) | |
| RU2385894C1 (en) | METHOD OF PREPARATION OF LIGHT GROUTING MORTAR OF DENSITY 1450-1500 kg/m3 | |
| RU2215016C1 (en) | Process fluid for boring, completion and major repairs of oil and gas wells under abnormally high formation pressure and elevated temperature conditions | |
| CN106883832A (en) | A kind of controllable diverting agent of environment-friendly type and preparation method thereof | |
| CN100375773C (en) | Water plugging agent for water injection well preparing from discarded oil-containing sludge | |
| RU2116433C1 (en) | Viscous-resilient compound for completion and overhaul of wells | |
| RU2704166C1 (en) | Oil formation development method | |
| RU2610961C1 (en) | Justification method of input profile in injection well | |
| RU2483202C1 (en) | Oil formation development method | |
| RU2598095C1 (en) | Method of oil reservoir extraction (versions) | |
| RU2347897C1 (en) | Method of controlling profile log of injection well and restricting water influx in production well | |
| RU2610051C1 (en) | Method for development of carbonate oil reservoir (versions) | |
| RU2487234C1 (en) | Method of development for wet oil strata with inhomogeneous permeability | |
| RU2618547C1 (en) | Development method of carbonate oil formation (options) | |
| RU2405926C1 (en) | Method for doing repair-isolation works under conditions of intense absorption | |
| CN102604608A (en) | Water shutoff agent for extra-low permeability oil reservoir | |
| CN102618232A (en) | Plugging agent for fractured-vuggy oil reservoir | |
| RU2644365C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation | |
| RU2546705C1 (en) | Method of development of oil deposit (versions) | |
| RU2426866C1 (en) | Polymer backfilling composition for isolation of water influx in low temperature oil and gas wells | |
| RU2409737C1 (en) | Procedure for well killing | |
| RU2426863C1 (en) | Procedure for isolation of water influx into well | |
| RU2650001C1 (en) | Method for repair and insulation works in well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20181217 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210810 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20220415 |