RU2748198C1 - Method for development of oil reservoir heterogeneous in permeability - Google Patents
Method for development of oil reservoir heterogeneous in permeability Download PDFInfo
- Publication number
- RU2748198C1 RU2748198C1 RU2020132239A RU2020132239A RU2748198C1 RU 2748198 C1 RU2748198 C1 RU 2748198C1 RU 2020132239 A RU2020132239 A RU 2020132239A RU 2020132239 A RU2020132239 A RU 2020132239A RU 2748198 C1 RU2748198 C1 RU 2748198C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- invert emulsion
- oil
- injectivity
- hydrocarbon solution
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 18
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 58
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 57
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 57
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 39
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 39
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 38
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 36
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 35
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 10
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 10
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 18
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 50
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 13
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 11
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 11
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 9
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 5
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000007046 ethoxylation reaction Methods 0.000 description 4
- WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N (E)-8-Octadecenoic acid Natural products CCCCCCCCCC=CCCCCCCC(O)=O WRIDQFICGBMAFQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 20:1omega9c fatty acid Natural products CCCCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O LQJBNNIYVWPHFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 9-Heptadecensaeure Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O QSBYPNXLFMSGKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N Oleic acid Natural products CCCCCCCCC=CCCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N isooleic acid Natural products CCCCCCCC=CCCCCCCCCC(O)=O QXJSBBXBKPUZAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- -1 ethoxylated alkyl phenol Chemical compound 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 101710163698 Norsolorinic acid synthase Proteins 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000002044 hexane fraction Substances 0.000 description 1
- 239000004434 industrial solvent Substances 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к разработке нефтяного месторождения и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, увеличения коэффициента вытеснения нефти путем вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных пластов, ранее не охваченных воздействием.The invention relates to the development of an oil field and can be used in the development of an oil reservoir with reservoirs heterogeneous in permeability to regulate the injectivity profile of an injection well, increase the oil displacement ratio by involving in the development of low-permeability oil-saturated reservoirs that were not previously affected by the impact.
Известен способ изоляции водопритока в добывающих скважинах (патент RU №2471060, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.12.2012. Бюл. №36), включающий закачку обратной эмульсии, при этом используют обратную эмульсию, включающую в качестве эмульгатора Нефтенол НЗ или Нефтенол НЗ-ТАТ, и чередуют закачку обратной эмульсии в добывающую скважину с закачкой в нее воды с образованием в скважине нескольких чередующихся слоев обратной эмульсии и воды. В качестве жидкого углеводорода используют гексановую фракцию, стабильный бензин, газовый конденсат, дизельное топливо, а также маловязкую нефть. Эмульгатор Нефтенол НЗ представляет собой углеводородный раствор эфиров кислот талового масла и триэтаноламина.There is a known method for isolating water influx in producing wells (patent RU No. 2471060, IPC Е21В 33/138, publ. 27.12.2012. Bull. No. 36), including the injection of inverse emulsion, while using inverse emulsion, including Neftenol NZ or Neftenol as an emulsifier NZ-TAT, and alternate injection of inverse emulsion into a production well with water injection into it with the formation of several alternating layers of inverse emulsion and water in the well. As a liquid hydrocarbon, hexane fraction, stable gasoline, gas condensate, diesel fuel, and low-viscosity oil are used. Emulsifier Neftenol NZ is a hydrocarbon solution of tall oil and triethanolamine acid esters.
Недостатком способа изоляции водопритока является низкая агрегативная устойчивость инвертной микроэмульсии, которая под действием пластового давления легко разрушается, изоляционная способность эмульсии снижается.The disadvantage of the method for isolating water influx is the low aggregate stability of the invert microemulsion, which is easily destroyed under the action of reservoir pressure, the insulating capacity of the emulsion decreases.
Наиболее близким к предложенному техническому решению является способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии (ИЭ) (патент RU №2660967, МПК Е21В 43/22, С09К 8/92, опубл. 11.07.2018. Бюл. №20), полученной перемешиванием эмульгатора и водного раствора в определенной пропорции, при этом используют эмульгатор, состоящий из оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, а также бензолсодержащей фракции, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39%, остальное - бензолсодержащая фракция, в качестве водного раствора используют минерализованную воду, перед закачкой эмульсии определяют допустимое давление закачки и приемистость скважины, при приемистости скважины ниже 250 м3/сут эмульгатор перемешивают перед закачкой с минерализованной водой в объемном соотношении 2:1, а при приемистости выше 250 м3/сут - в соотношении 1:2, при этом закачку в обоих случаях ведут с контролем давления, при росте давления закачки в 1,1-1,2 раза от начального удваивают объемное отношение минерализованной воды в эмульсии до соотношения 1:4, при дальнейшем росте давления в 1,1-1,2 раза соотношение увеличивают до 1:10 и далее последовательно удваивают до 1:40, при этом давление закачки не должно превышать 0,95 от допустимого значения давления.The closest to the proposed technical solution is a method of processing a heterogeneous permeability oil reservoir by injection of invert emulsion (IE) (patent RU No. 2660967, IPC Е21В 43/22, С09К 8/92, publ. 11.07.2018. Bull. No. 20), obtained mixing an emulsifier and an aqueous solution in a certain ratio, while an emulsifier consisting of ethoxylated alkyl phenol AF -6 9 and oleic acid in the ratio 2: 1, as well as benzene fractions, with the total concentration of oxyethylated alkylphenol AF -6 9 and oleic acid as emulsifier is 15-39%, the rest is a benzene-containing fraction, saline water is used as an aqueous solution, before injection of the emulsion, the permissible injection pressure and injectivity of the well are determined, with the injectivity of the well below 250 m 3 / day, the emulsifier is mixed before injection with saline water in a volume ratio of 2 : 1, and with injectivity above 250 m3 / day - in a ratio of 1: 2, while injection into both cases are conducted with pressure control, with an increase in the injection pressure by 1.1-1.2 times from the initial one, the volume ratio of saline water in the emulsion is doubled to a ratio of 1: 4, with a further increase in pressure by 1.1-1.2 times, the ratio is increased up to 1:10 and then successively doubled up to 1:40, while the injection pressure should not exceed 0.95 of the permissible pressure value.
Недостатком способа является низкая эффективность нефтевытеснения при разработке неоднородных пластов.The disadvantage of this method is the low efficiency of oil displacement in the development of heterogeneous formations.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта путем увеличения охвата пласта воздействием за счет создания фильтрационного сопротивления закачкой инвертной эмульсии и увеличения коэффициента вытеснения нефти путем вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных, ранее не охваченных воздействием зон пласта.The technical objective of the invention is to improve the efficiency of the method for developing a heterogeneous permeability of an oil reservoir by increasing the sweep of the reservoir by impact by creating a filtration resistance by injection of invert emulsion and increasing the oil displacement ratio by involving in the development of low-permeability oil-saturated zones of the reservoir that were not previously affected by the impact.
Техническая задача решается способом разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта, включающим предварительное определение допустимого давления закачки и приемистости нагнетательной скважины, закачку инвертной эмульсии.The technical problem is solved by the method of development of an oil reservoir heterogeneous in permeability, including preliminary determination of the permissible injection pressure and injectivity of the injection well, injection of invert emulsion.
Новым является то, что инвертную эмульсию продавливают минерализованной водой в объеме 0,5 от объема инвертной эмульсии, при приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м3/сут после закачки инвертной эмульсии закачивают оторочку углеводородного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ с концентрацией 4-6% мас. в соотношении объемов углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии 1:(2-2,9), при приемистости скважины выше 250 м3/сут после закачки инвертной эмульсии закачивают оторочку углеводородного раствора НПАВ с концентрацией 4-6% мас. в соотношении объемов углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии 1:(3-4), при этом в качестве минерализованной воды используют сточную или пластовую воду с минерализацией от 1 до 300 г/л, а в качестве углеводородного раствора НПАВ используют углеводородные растворы алкилфенола с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 12 неонол АФ9-12 или алкилфенола с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 6 неонол АФ9-6.New is that the invert emulsion is forced mineralized water in a volume 0.5 times the volume of the invert emulsion when the injectivity of an injection well below 250 m 3 / day after injection invert emulsion is pumped rim hydrocarbon solution of a nonionic surfactant - nonionic surfactant with a concentration of 4-6 % wt. in the ratio of the volumes of the hydrocarbon solution of nonionic surfactants and invert emulsion 1: (2-2.9), when the well injectivity is higher than 250 m 3 / day, after the injection of the invert emulsion, a rim of the hydrocarbon solution of nonionic surfactants with a concentration of 4-6% wt. in the ratio of the volumes of the hydrocarbon solution of nonionic surfactants and invert emulsion 1: (3-4), while waste or formation water with salinity from 1 to 300 g / l is used as mineralized water, and hydrocarbon solutions of alkylphenol with a length the carbon chain of the C-9 and a degree of ethoxylation - 12 neonol AF 9 -12 or an alkyl phenol having a carbon chain length of C-9 and a degree of ethoxylation - 6 -6 9 neonol AF.
В качестве эмульгатора инвертных эмульсий используют эмульгатор, содержащий оксиэтилированный алкилфенол АФ9-6 и олеиновую кислоту в соотношении 2:1 в суммарной концентрации 15-39% и бензолсодержащую фракцию - остальное (например, по патенту RU №2613975, МПК B01F 17/00, C09K 8/00, C11D 1/04, C11D 3/43, опубл. 22.03.2017, Бюл. №9). Эмульгатор представляет собой прозрачную жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета с плотностью при 20°С не менее 0,750 г/см3.As the emulsifier, invert emulsions, an emulsifier comprising oxyethylated alkylphenol AF -6 9 and oleic acid in the ratio 2: 1 at a total concentration of 15-39%, and the benzene fraction - the rest (for example, patent RU №2613975, IPC B01F 17/00, C09K 8/00, C11D 1/04, C11D 3/43, publ. 03/22/2017, bull. No. 9). The emulsifier is a clear liquid from light brown to brown with a density at 20 ° C not less than 0.750 g / cm 3 .
В качестве неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) используют водорастворимый алкилфенол с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 12 (неонол АФ9-12), или маслорастворимый алкилфенол с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 6 (неонол АФ9-6), выпускаемый ОАО «Нижнекамскнефтехим» согласно ТУ 2483-077-05766801-98.As the nonionic surfactant (nonionic surfactant) is used the water soluble alkylphenol with a carbon chain length of C-9 and a degree of ethoxylation - 12 (-12 neonol AF 9) or oil soluble alkylphenol with a carbon chain length of C-9 and a degree of ethoxylation - 6 (neonol 9 -6 AF) manufactured by JSC "Nizhnekamskneftehim" according 2483-077-05766801-98 TU.
В качестве растворителя применяют различные углеводородные растворители, например, растворитель производства Елховской НПУ согласно ТУ 19.20.23-030-60320171-2019 (РП - растворитель промышленный) или толуол по ГОСТ 14710-78.As a solvent, various hydrocarbon solvents are used, for example, a solvent produced by Elkhovskaya NPU according to TU 19.20.23-030-60320171-2019 (RP is an industrial solvent) or toluene according to GOST 14710-78.
В качестве минерализованной воды используют воду (сточную, пластовую) с минерализацией от 1 до 300 г/л.As mineralized water, water (waste, stratal) with a salinity of 1 to 300 g / l is used.
Сущность изобретения.The essence of the invention.
В процессе разработки нефтяных месторождений наблюдается снижение коэффициента вытеснения нефти и усугубляется проницаемостная неоднородность пласта с образованием обширных промытых зон с высокой проницаемостью.During the development of oil fields, a decrease in the oil displacement ratio is observed and the permeability heterogeneity of the formation is aggravated with the formation of extensive washed out zones with high permeability.
Известно, что скорость течения концентрированных инвертных эмульсий в пористой среде со временем резко снижается даже при поддержании постоянного перепада давления, создается так называемый эффект динамического запирания. Благодаря тому, что вязкость закачиваемой эмульсии по предлагаемому способу нарастает постепенно, она способна проникнуть в гораздо большее поровое пространство, начиная от мелких пор. В результате происходит перераспределение последующих фильтрационных потоков и увеличивается охват пласта воздействием, что ведет к увеличению нефтеизвлечения.It is known that the flow rate of concentrated invert emulsions in a porous medium sharply decreases with time even while maintaining a constant pressure drop, the so-called dynamic blocking effect is created. Due to the fact that the viscosity of the injected emulsion according to the proposed method increases gradually, it is able to penetrate into a much larger pore space, starting from small pores. As a result, there is a redistribution of subsequent filtration flows and an increase in the coverage of the reservoir by impact, which leads to an increase in oil recovery.
Подавляющее число эксплуатационных объектов (нефтяных продуктивных пластов) являются неоднородными по проницаемости как по толщине (вертикали), так и по простиранию (площади), что обуславливает низкий охват заводнением из-за преимущественного движения нефтевытесняющего агента (воды) в более проницаемых, уже промытых водой пропластках и участках залежи, что, в свою очередь, ведет к увеличению обводненности и уменьшению дебитов нефти.The overwhelming number of production facilities (oil reservoirs) are heterogeneous in permeability both in thickness (vertical) and along strike (area), which causes low flooding coverage due to the predominant movement of the oil-displacing agent (water) in more permeable, already washed with water interlayers and areas of the reservoir, which, in turn, leads to an increase in water cut and a decrease in oil production rates.
Одним из эффективных направлений повышения нефтеотдачи является увеличение фильтрационного сопротивления и коэффициента вытеснения нефти этих зон за счет последовательной закачки двух взаимодополняющих по воздействию на пласт оторочек (увеличение охвата пласта воздействием и увеличение коэффициента вытеснения нефти), которые разделены буфером минерализованной воды.One of the effective ways to increase oil recovery is to increase the filtration resistance and oil displacement ratio of these zones due to the sequential injection of two rims complementary in terms of impact on the formation (increase in reservoir coverage by impact and increase in oil displacement efficiency), which are separated by a buffer of saline water.
Для повышения эффективности способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта предварительно определяют допустимое давление закачки и приемистость нагнетательной скважины.To increase the efficiency of the method for developing an oil reservoir of heterogeneous permeability, the allowable injection pressure and the injectivity of the injection well are preliminarily determined.
Первой, блокирующей высокопроницаемые зоны пласта оторочкой, является инвертная эмульсия (ИЭ) со ступенчатым увеличением водосодержания, которая, первоначально имея невысокую вязкость, фильтруется в высокопроницаемую обводненную часть пласта, и по мере увеличения водосодержания блокирует эту зону пласта.The first fringe blocking high-permeability zones of the formation is an invert emulsion (IE) with a stepwise increase in water content, which, initially having a low viscosity, is filtered into the highly permeable watered part of the formation, and blocks this zone of the formation as the water content increases.
После закачки первой оторочки инвертной эмульсии осуществляют ее продавку минерализованной водой системы поддержания пластового давления плотностью от 1060 до 1190 кг/м3 в объеме 0,5 от объема первой оторочки (создают буфер) для предотвращения преждевременного смешения первой и второй оторочек.After the injection of the first rim of the invert emulsion, it is pumped with saline water of the reservoir pressure maintenance system with a density of 1060 to 1190 kg / m 3 in a volume of 0.5 of the volume of the first rim (buffer is created) to prevent premature mixing of the first and second rims.
Затем закачивают второю нефтевытесняющую (нефтеотмывающую) оторочку - углеводородный раствор НПАВ (неонол АФ9-12 или неонол АФ9-6) с концентрацией 4-6%, которая проникает в ранее неохваченные нефтенасыщенные зоны пласта и максимально эффективно отмывает капиллярно удерживаемую нефть и увеличивает коэффициент вытеснения нефти. Введение в пласт оторочки НПАВ в углеводородном растворителе позволяет расширить область эффективного применения эмульсионных систем с целью увеличения нефтеизвлечения.Then pumped second oil-displacing (nefteotmyvayuschuyu) rim - hydrocarbon nonionic surfactant solution (9 neonol AF AF neonol or -12 -6 9) at a concentration of 4-6%, which penetrates into the previously unreached oil saturated formation zone and efficiently washes capillary retained oil and increases the coefficient oil displacement. The introduction of a nonionic surfactant rim in a hydrocarbon solvent into the formation makes it possible to expand the area of effective use of emulsion systems in order to increase oil recovery.
Рассчитывают необходимый объем закачки инвертной эмульсии. В зависимости от приемистости скважины меняется соотношение объемов закачиваемой инвертной эмульсии и углеводородного раствора НПАВ. При приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м3/сут расчетный объем закачки инвертной эмульсии меньше и соотношение углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии составляет 1:(2-2,9).The required injection volume of the invert emulsion is calculated. Depending on the injectivity of the well, the ratio of the volumes of the injected invert emulsion and the hydrocarbon solution of the nonionic surfactant changes. When the injectivity of the injection well is below 250 m 3 / day, the calculated volume of invert emulsion injection is less and the ratio of the NSAS hydrocarbon solution to the invert emulsion is 1: (2-2.9).
При приемистости нагнетательной скважины выше 250 м3/сут расчетный объем закачки инвертной эмульсии больше и соотношение углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии составляет 1:(3-4).When the injectivity of the injection well is higher than 250 m 3 / day, the calculated volume of injection of the invert emulsion is greater and the ratio of the hydrocarbon solution of the nonionic surfactant to the invert emulsion is 1: (3-4).
При равномерном распределении инвертной эмульсии в пласте происходит более полный охват пласта. Закачиваемый следом углеводородный раствор НПАВ проникает в низкопроницаемые, не охваченные ранее воздействием, нефтенасыщенные пласты и активно вымывает из них нефть и повышается эффективность нефтевытеснения. Правильно подобранное соотношение объемов инвертной эмульсии и углеводородного раствора НПАВ в зависимости от приемистости скважины позволяет сократить непроизводительные расходы углеводородного раствора НПАВ из-за высокой подвижности его в высокопроницаемых пластах и предотвращает неконтролируемый уход раствора в водонасыщенные пласты. Благодаря вышеуказанным преимуществам способа происходит увеличение коэффициента вытеснения нефти.With a uniform distribution of the invert emulsion in the formation, a more complete coverage of the formation occurs. The injected hydrocarbon solution of nonionic surfactants penetrates into low-permeability, not previously affected, oil-saturated formations and actively flushes oil out of them, and the efficiency of oil displacement increases. Correctly selected ratio of volumes of invert emulsion and hydrocarbon solution of nonionic surfactant, depending on the injectivity of the well, allows to reduce non-productive costs of hydrocarbon solution of nonionic surfactant due to its high mobility in highly permeable formations and prevents uncontrolled escape of solution into water-saturated formations. Due to the above advantages of the method, an increase in the oil displacement coefficient occurs.
Изучение влияния данного способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта на фильтрационные и нефтевытесняющие параметры проводилось с использованием двухслойных разнопроницаемых трубчатых моделей пласта.The study of the influence of this method of development of an oil reservoir of heterogeneous permeability on filtration and oil-displacing parameters was carried out using two-layer different-permeable tubular reservoir models.
В качестве нефтевытесняющего параметра использовали коэффициент вытеснения нефти из слоисто-неоднородной пористой среды после первичного вытеснения нефти водой (К'выт) и конечный после воздействия (К''выт) по данному способу. Прирост коэффициента вытеснения нефти ΔКвыт, равный разнице К''выт-К'выт, характеризует нефтевытесняющую эффективность способа для увеличения нефтеизвлечения из заводненных неоднородных по проницаемости пористых сред.As an oil-displacing parameter, we used the coefficient of oil displacement from a layered heterogeneous porous medium after the initial displacement of oil by water (K'exhaust) and the final one after the impact (K''withdrawn) according to this method. The increase in the oil displacement coefficient ΔKwith, equal to the difference K''with-K'with, characterizes the oil-displacing efficiency of the method for increasing oil recovery from flooded porous media of heterogeneous permeability.
В таблице приведены результаты экспериментов на насыпных двухслойных моделях пласта: основные условия и результаты тестирования по изменению фильтрационной неоднородности двухслойных пористых сред и увеличению коэффициента вытеснения нефти по предлагаемому способу воздействия и по прототипу в зависимости от приемистости нагнетательной скважины.The table shows the results of experiments on bulk two-layer reservoir models: the main conditions and test results for changing the filtration heterogeneity of two-layer porous media and increasing the oil displacement ratio according to the proposed method of action and according to the prototype, depending on the injectivity of the injection well.
При применении углеводородного раствора НПАВ с концентрацией 4% эффективность отмывания нефти незначительно выше эффективности по прототипу (всего на 2,38%-3,3%), поэтому снижение концентрации НПАВ в углеводородном растворителе ниже 4% нецелесообразно. Увеличение концентрации НПАВ в растворителе выше 6% снижает экономическую эффективность способа.When using a hydrocarbon solution of nonionic surfactants with a concentration of 4%, the efficiency of oil washing is slightly higher than the efficiency of the prototype (only by 2.38% -3.3%), therefore, a decrease in the concentration of nonionic surfactants in a hydrocarbon solvent below 4% is impractical. An increase in the concentration of nonionic surfactants in the solvent above 6% reduces the economic efficiency of the method.
Выбор углеводородного растворителя обусловлен его наличием и стоимостью, при этом использование любого из них позволяет достигать один и тот же положительный результат.The choice of a hydrocarbon solvent is determined by its availability and cost, while the use of any of them allows one and the same positive result to be achieved.
В результате применения дополнительной оторочки углеводородного раствора НПАВ (неонол АФ9-12 или неонол АФ9-6) с концентрацией 4-6% после закачки инвертной эмульсии и ее продавки прирост коэффициента вытеснения нефти ΔКвыт. составил от 20,78% до 39,19%. При осуществлении способа по прототипу прирост коэффициента вытеснения нефти равен 18,4%. Следовательно, предлагаемый способ приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти по сравнению с прототипом на 2,38%-20,79%, в зависимости от концентрации НПАВ в углеводородном растворе и приемистости скважины.As a result of the additional rim hydrocarbon solution of nonionic surfactant (AF neonol 9 -12 or neonol -6 AF 9) with a concentration of 4-6% after injection invert emulsion and its coefficient of oil displacement prodavki ΔKvyt growth. ranged from 20.78% to 39.19%. When implementing the method according to the prototype, the increase in the oil displacement coefficient is 18.4%. Consequently, the proposed method leads to an increase in the oil displacement ratio in comparison with the prototype by 2.38% -20.79%, depending on the concentration of nonionic surfactants in the hydrocarbon solution and the injectivity of the well.
Результаты экспериментов на насыпных двухслойных неоднородных по проницаемости пористых средах, представленных в таблице, позволяют сделать вывод о высокой эффективности дополнительной оторочки в виде 4-6% раствора НПАВ в углеводородном растворителе после закачки инвертных эмульсионных систем в минерализованной воде и возможности их применения в промысловых условиях для увеличения нефтеизвлечения.The results of experiments on bulk two-layer porous media, non-uniform in permeability, presented in the table, allow us to conclude that an additional slug is highly efficient in the form of a 4-6% nonionic surfactant solution in a hydrocarbon solvent after injection of invert emulsion systems in saline water and the possibility of their use in field conditions for increasing oil recovery.
Примеры конкретного выполнения.Examples of specific implementation.
Для осуществления технологии на основе способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта в промысловых условиях требуются насосные агрегаты (НА) типа ЦА-320, автоцистерны (АЦ) и емкость для приготовления рабочего раствора.To implement the technology based on the method of developing an oil reservoir with a heterogeneous permeability in field conditions, pumping units (HA) of the TsA-320 type, tank trucks (AC) and a container for preparing a working solution are required.
Пример 1. Предварительно по данным промысловых исследований определили приемистость выбранной скважины и допустимое давление закачки. Скважина 1 разрабатывает нефтяной пласт толщиной 5 м, пористостью 20%. Приемистость скважины 230 м3/сут (ниже 250 м3/сут.) при давлении на водоводе 8,0 МПа. Минерализация воды для приготовления композиции - 110 г/л (плотность - 1070 кг/м3). Допустимое давление закачки - 13,5 МПа. Средний дебит по нефти реагирующих добывающих скважин составляет 3,8 т/сут. Рассчитали необходимый объем закачки (радиус воздействия) при приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м3/сут.Example 1. The injectivity of the selected well and the allowable injection pressure were preliminarily determined according to the data of field studies. Well 1 develops an oil reservoir 5 m thick with a porosity of 20%. The injectivity of the well is 230 m 3 / day (below 250 m 3 / day) at a pressure on the water conduit of 8.0 MPa. Mineralization of water for preparation of the composition - 110 g / l (density - 1070 kg / m3). Allowable injection pressure - 13.5 MPa. The average oil production rate of the reacting production wells is 3.8 tons / day. The required injection volume (impact radius) was calculated when the injectivity of the injection well is below 250 m 3 / day.
Приготовили инвертную эмульсию объемом 200 м3 в мерной емкости НА или в автоцистерне АЦ. Исходя из указанной приемистости нагнетательной скважины закачали расчетное количество эмульгатора и минерализованной воды с начальным объемным соотношением 2:1, со ступенчатым увеличением водосодержания в процессе закачки, и с контролем давления.An invert emulsion with a volume of 200 m 3 was prepared in a measuring container of AN or in an AC tank truck. Based on the specified injectivity of the injection well, the calculated amount of emulsifier and saline water was injected with an initial volumetric ratio of 2: 1, with a stepwise increase in water content during the injection process, and with pressure control.
После закачки инвертной эмульсии закачали буферную оторочку из минерализованной воды в объеме 0,5 от объема инвертной эмульсии, равную 100 м3.After the injection of the invert emulsion, a buffer rim of saline water was injected in a volume of 0.5 of the volume of the invert emulsion, equal to 100 m 3 .
Далее приготовили углеводородный раствор НПАВ АФ9-12 объемом 80 м3 с концентрацией 5% мас. Раствор также готовится либо в мерных емкостях НА или в автоцистерне АЦ. В мерную емкость НА или в АЦ закачивается расчетное количество АФ9-12 и растворителя РП. Поскольку приемистость скважины ниже 250 м3/сут соотношение углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии составляет 1:2,5, т.е. объем углеводородного раствора НПАВ в 2,5 раза меньше объема инвертной эмульсии.Next hydrocarbon solution of nonionic surfactant was prepared AF 9 of 80 -12 m 3 at a concentration of 5% by weight. The solution is also prepared either in measuring containers of AN or in an AC tank truck. The calculated amount of AF 9 -12 and solvent RP are injected into the measuring vessel of ND or AC. Since the well injectivity is below 250 m 3 / day, the ratio of the nonionic surfactant hydrocarbon solution to the invert emulsion is 1: 2.5, i.e. the volume of the nonionic surfactant hydrocarbon solution is 2.5 times less than the volume of the invert emulsion.
После закачки указанных оторочек по предлагаемому способу средний дебит по нефти реагирующих добывающих скважин увеличился до 4,37 т/сут, что составляет 15% прироста добычи нефти.After the injection of these rims according to the proposed method, the average oil production rate of the reacting production wells increased to 4.37 tons / day, which is 15% of the increase in oil production.
Пример 2. Предварительно по данным промысловых исследований определили приемистость выбранной скважины и допустимое давление закачки. Скважина 2 разрабатывает нефтяной пласт толщиной 8 м, пористостью 22%. Приемистость скважины - 450 м3/сут при давлении на водоводе 8,0 МПа. Минерализация воды для приготовления композиции - 170 г/л (плотность - 1120 кг/м3). Допустимое давление закачки - 15,0 МПа. Средний дебит по нефти реагирующих добывающих скважин составляет 4,0 т/сут.Example 2. The injectivity of the selected well and the allowable injection pressure were preliminarily determined according to the data of field studies. Well 2 develops an oil reservoir 8 m thick, with a porosity of 22%. The injectivity of the well is 450 m 3 / day at a pressure on the water conduit of 8.0 MPa. Mineralization of water for preparation of the composition - 170 g / l (density - 1120 kg / m 3 ). Allowable injection pressure - 15.0 MPa. The average oil production rate of the reacting production wells is 4.0 tons / day.
Поскольку приемистость скважины выше 250 м3/сут, то начальное соотношение эмульгатора и воды берется 1:2, со ступенчатым увеличением водосодержания в процессе закачки, и с контролем давления. Готовят инвертную эмульсию объемом 300 м3 в мерной емкости НА или в автоцистерне АЦ.Since the injectivity of the well is higher than 250 m 3 / day, the initial ratio of the emulsifier and water is taken 1: 2, with a stepwise increase in water content during the injection process, and with pressure control. Prepare an invert emulsion with a volume of 300 m 3 in a measuring container or in an AC tank truck.
Затем полученную инвертную эмульсию закачали в скважину. После ее закачки в пласт для предотвращения преждевременного смешения инвертной эмульсии с углеводородным раствором НПАВ закачали минерализованную воду в объеме 150 м3, что составляет 0,5 от объема инвертной эмульсии.Then the resulting invert emulsion was pumped into the well. After its injection into the formation, in order to prevent premature mixing of the invert emulsion with the hydrocarbon solution of nonionic surfactants, mineralized water was injected in a volume of 150 m 3 , which is 0.5 of the volume of the invert emulsion.
Затем приготовили углеводородный раствор НПАВ АФ9-6 в объеме 85,715 м3 с концентрацией 6% мас. Раствор также готовится либо в мерных емкостях НА или в автоцистерне АЦ. В мерную емкость НА или в АЦ закачивается расчетное количество АФ9-6 и растворителя толуол. Соотношение углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии составляет 1:3,5. После закачки указанных оторочек по предлагаемому способу средний дебит по нефти реагирующих добывающих скважин увеличился до 4,8 т/сут, что составляет 20% прироста добычи нефти.Then a hydrocarbon solution of nonionic surfactant AF 9 -6 was prepared in a volume of 85.715 m 3 with a concentration of 6% wt. The solution is also prepared either in measuring containers of AN or in an AC tank truck. The volumetric capacity of HA or a calculated amount of injected AC AF 9 -6 and toluene solvent. The ratio of the nonionic surfactant hydrocarbon solution and invert emulsion is 1: 3.5. After the injection of these rims according to the proposed method, the average oil production rate of the reacting production wells increased to 4.8 tons / day, which is 20% of the increase in oil production.
Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта решает задачу повышения эффективности способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта путем увеличения охвата пласта воздействием за счет создания фильтрационного сопротивления закачкой инвертной эмульсии и увеличения коэффициента вытеснения нефти путем вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных, ранее не охваченных воздействием, зон пласта, а также позволяет расширить область эффективного применения эмульсионных систем с целью увеличения нефтеизвлечения.Thus, the proposed method for the development of an oil reservoir heterogeneous in permeability solves the problem of increasing the efficiency of the method for the development of an oil reservoir heterogeneous in permeability by increasing the sweep of the reservoir by impact by creating filtration resistance by injection of invert emulsion and increasing the oil displacement coefficient by involving in the development of low-permeability oil-saturated, previously not impact, formation zones, and also allows you to expand the area of effective use of emulsion systems in order to increase oil recovery.
Дополнительные примерыAdditional examples
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020132239A RU2748198C1 (en) | 2020-09-30 | 2020-09-30 | Method for development of oil reservoir heterogeneous in permeability |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020132239A RU2748198C1 (en) | 2020-09-30 | 2020-09-30 | Method for development of oil reservoir heterogeneous in permeability |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2748198C1 true RU2748198C1 (en) | 2021-05-20 |
Family
ID=75919916
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020132239A RU2748198C1 (en) | 2020-09-30 | 2020-09-30 | Method for development of oil reservoir heterogeneous in permeability |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2748198C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2778501C1 (en) * | 2022-02-04 | 2022-08-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing an oil reservoir that is heterogeneous in terms of permeability |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5095989A (en) * | 1991-02-21 | 1992-03-17 | Texaco Inc. | Microemulsion method for improving the injectivity of a well |
| RU2165013C1 (en) * | 1999-09-01 | 2001-04-10 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Method of treating terrigenous and clay oil reservoirs |
| RU2487234C1 (en) * | 2011-10-28 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of development for wet oil strata with inhomogeneous permeability |
| RU2660967C1 (en) * | 2017-08-04 | 2018-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of treating non-uniform permeability oil reservoir by injection of invert emulsion |
| EP3656973A1 (en) * | 2017-07-21 | 2020-05-27 | Limited Liability Company Oilmind | Method of increasing the oil recovery of formations (embodiments) |
-
2020
- 2020-09-30 RU RU2020132239A patent/RU2748198C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5095989A (en) * | 1991-02-21 | 1992-03-17 | Texaco Inc. | Microemulsion method for improving the injectivity of a well |
| RU2165013C1 (en) * | 1999-09-01 | 2001-04-10 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Method of treating terrigenous and clay oil reservoirs |
| RU2487234C1 (en) * | 2011-10-28 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of development for wet oil strata with inhomogeneous permeability |
| EP3656973A1 (en) * | 2017-07-21 | 2020-05-27 | Limited Liability Company Oilmind | Method of increasing the oil recovery of formations (embodiments) |
| RU2660967C1 (en) * | 2017-08-04 | 2018-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of treating non-uniform permeability oil reservoir by injection of invert emulsion |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2778501C1 (en) * | 2022-02-04 | 2022-08-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing an oil reservoir that is heterogeneous in terms of permeability |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2476665C2 (en) | Isolation method of water influx in well | |
| CN110905460B (en) | Viscosity-reducing foaming exploitation method for common heavy oil reservoir | |
| US6105672A (en) | Enhanced petroleum fluid recovery process in an underground reservoir | |
| RU2485301C1 (en) | Oil production method | |
| RU2610958C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU2748198C1 (en) | Method for development of oil reservoir heterogeneous in permeability | |
| RU2660967C1 (en) | Method of treating non-uniform permeability oil reservoir by injection of invert emulsion | |
| RU2065947C1 (en) | Method of developing nonuniform in respect to permeability watered oil strata | |
| RU2483202C1 (en) | Oil formation development method | |
| RU2294353C1 (en) | Formulation for acid treatment of critical borehole zone | |
| US4192382A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
| RU2487234C1 (en) | Method of development for wet oil strata with inhomogeneous permeability | |
| RU2070282C1 (en) | Method for development of oil formation | |
| RU2279540C1 (en) | Method for non-uniform oil pool development control | |
| RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
| Islam et al. | Mobility control in waterflooding oil reservoirs with a bottom-water zone | |
| RU2778501C1 (en) | Method for developing an oil reservoir that is heterogeneous in terms of permeability | |
| RU2754171C1 (en) | Method for limiting water inflow in production well | |
| RU2461702C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit (versions) | |
| RU2168617C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| CN112901110A (en) | Method for temporary blocking diversion fracturing by salinity response type emulsion | |
| RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
| US4194563A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
| RU2138626C1 (en) | Method for recovery of residual oil from flooded non-uniform bed | |
| RU2728753C1 (en) | Method for development of oil fringe of oil-and-gas deposit of bottom type |