RU2060374C1 - Method for developing nonuniform oil deposit with flooding - Google Patents
Method for developing nonuniform oil deposit with flooding Download PDFInfo
- Publication number
- RU2060374C1 RU2060374C1 RU94005446A RU94005446A RU2060374C1 RU 2060374 C1 RU2060374 C1 RU 2060374C1 RU 94005446 A RU94005446 A RU 94005446A RU 94005446 A RU94005446 A RU 94005446A RU 2060374 C1 RU2060374 C1 RU 2060374C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- wells
- pressure
- flooding
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 42
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 11
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 9
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 3
- 239000013043 chemical agent Substances 0.000 abstract description 9
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000007792 addition Methods 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 36
- 230000008569 process Effects 0.000 description 12
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 8
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 8
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 6
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- UZVAZDQMPUOHKP-UHFFFAOYSA-N 2-(7-methyloctyl)phenol Chemical class CC(C)CCCCCCC1=CC=CC=C1O UZVAZDQMPUOHKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 2
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 2
- JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N epsilon-caprolactam Chemical compound O=C1CCCCCN1 JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N Phenol Chemical compound OC1=CC=CC=C1 ISWSIDIOOBJBQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 229910021653 sulphate ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000013638 trimer Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Treatment Of Liquids With Adsorbents In General (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам циклического заводнения неоднородных пластов. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for cyclic flooding of heterogeneous formations.
Известен способ разработки неоднородных пластов путем циклического воздействия на пласт водой, заключающийся в создании в пласте нестационарного давления закачкой различных объемов воды [1]
Недостатком способа является его неэффективность в неоднородных по проницаемости нефтяных залежах вследствие того, что вытеснение нефти за счет гидродинамических сил происходит в основном из высокопроницаемых зон.A known method of developing heterogeneous formations by cyclically acting on the formation with water, which consists in creating unsteady pressure in the formation by injecting various volumes of water [1]
The disadvantage of this method is its inefficiency in heterogeneous permeability oil deposits due to the fact that the displacement of oil due to hydrodynamic forces occurs mainly from highly permeable zones.
Известен способ разработки нефтяного пласта циклическим заводнением, включающий добычу нефти из добывающих скважин и закачку расчетного объема морской воды с периодами увеличенной и уменьшенной закачки через нагнетательные скважины [2]
Недостатком данного способа является низкая эффективность нефтевытеснения вследствие того, что в условиях реальных, частично гидрофобных, коллекторов нефть в виде пленки остается в мелких порах, а в крупных в виде глобул блокируется связанной водой за счет капиллярных сил, и тем самым снижается проницаемость для нефти и воды в заводненных пластах.A known method of developing an oil reservoir by cyclic flooding, including oil production from producing wells and pumping the estimated volume of sea water with periods of increased and decreased injection through injection wells [2]
The disadvantage of this method is the low efficiency of oil displacement due to the fact that under conditions of real, partially hydrophobic, reservoirs, the oil in the form of a film remains in small pores, and in large in the form of globules it is blocked by bound water due to capillary forces, and thereby the permeability to oil is reduced and water in flooded formations.
Известен способ заводнения нефтяного пласта, заключающийся в нагнетании в пласт подкисленной воды с алюмосодержащим отходом процессов алкилирования в количестве 0,01-0,10 мас. A known method of flooding an oil reservoir, which consists in injecting acidified water with aluminum-containing waste of alkylation processes into the reservoir in an amount of 0.01-0.10 wt.
Данному способу присущи следующие недостатки: низкая эффективность нефтевытеснения и возможность его использования в неоднородных пластах, где закачиваемая вода с реагентом фильтруется по промытым каналам. This method has the following disadvantages: low oil displacement efficiency and the possibility of its use in heterogeneous formations, where the injected water with the reagent is filtered through washed channels.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки неоднородных пластов при заводнении, включающий циклическое снижение и повышение давления в пласте закачкой воды с полиакриламидом через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [3]
Недостатком известного способа является незначительный эффект в нефтеотдаче вследствие того, что происходит неполное вытеснение нефти из нефтенасыщенных пор пласта из-за слабых фильтрационных характеристик закачиваемой воды. Наряду с этим, происходит механическая и биологическая деструкция полимера, что ухудшает его реологические свойства.The closest in technical essence and the achieved effect is a method of developing heterogeneous reservoirs during waterflooding, including cyclic reduction and increase in pressure in the reservoir by pumping water with polyacrylamide through injection wells and taking oil through production wells [3]
The disadvantage of this method is the insignificant effect in oil recovery due to the fact that incomplete displacement of oil from oil-saturated pores of the formation occurs due to poor filtration characteristics of the injected water. Along with this, there is a mechanical and biological destruction of the polymer, which affects its rheological properties.
В основу настоящего изобретения положена задача создать способ разработки неоднородных залежей нефти заводнением, включающий циклическое снижение и повышение давления закачкой воды с добавкой, химреагента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, причем каждый полуцикл снижения давления сопровождают остановкой высокообводненных добывающих и ближайших к ним нагнетательных скважин на период до выравнивания фронта вытеснения в ближайших добывающих скважинах, а в качестве добавки используют химреагент, обеспечивающий наибольшую приемистость нагнетательных скважин. The present invention is based on the task of creating a method for developing heterogeneous oil deposits by water flooding, including cyclically lowering and increasing the pressure by pumping water with an additive, a chemical agent through injection wells and taking oil through production wells, each half-cycle of pressure reduction being accompanied by shutdown of highly flooded production wells and the nearest injection ones wells for the period until the displacement front is aligned in the nearest producing wells, and a chemical agent is used as an additive, about espechivayuschy highest injectivity of injection wells.
В качестве химреагента используют поверхностно-активные вещества 0,05-0,1% -ной концентрации, алюмосодержащий отход процесса алкилирования бензола олефином 0,01-0,1% -ной концентрации, щелочь 0,1-2,0%-ной концентрации. Добавка указанных химреагентов в закачиваемую воду улучшает ее фильтрационные характеристики за счет уменьшения толщины слоя гранично-связанной воды. Surfactants of 0.05-0.1% concentration, aluminum-containing waste from the process of benzene alkylation with an olefin of 0.01-0.1% concentration, alkali of 0.1-2.0% concentration are used as a chemical reagent . The addition of these chemicals to the injected water improves its filtration characteristics by reducing the thickness of the boundary-bound water layer.
Выбор используемого химреагента зависит от конкретных геолого-физических условий нефтяной залежи: микро- и макронеоднородности пластов, смачиваемости пористой среды, межфазного натяжения между нефтью и водой, минерального состава породы. The choice of a chemical reagent depends on the specific geological and physical conditions of the oil reservoir: micro and macro heterogeneity of the formations, wettability of the porous medium, interfacial tension between oil and water, and mineral composition of the rock.
В качестве поверхностно-активного вещества могут быть использованы: оксиэтилированные изононилфенолы, представляющие собой продукты оксиэтилирования алкилфенола тримерами пропилена по ТУ 38.103625-87; оксиэтилированный алкилфенол ОП-10 по ГОСТ 8433-81; нефтяной сульфат "Петронат-НG" коммерческий продукт фирмы Витко Кемикл, США, Превоцел NG-12 коммерческий продукт фирмы БУНА, Германия. The following can be used as a surfactant: oxyethylated isononylphenols, which are the products of oxyethylation of alkylphenol with propylene trimers according to TU 38.103625-87; ethoxylated alkyl phenol OP-10 according to GOST 8433-81; Petronate-NG petroleum sulphate commercial product of the company Vitko Chemical, USA, Prevocel NG-12 commercial product of the company BUNA, Germany.
Алюмосодержащий отход процесса алкилирования бензола олефином представляет собой раствор, содержащий различные гидратированные формы хлорида алюминия, по ТУ 38.3021631-89. The aluminum-containing waste of the benzene alkylation process with an olefin is a solution containing various hydrated forms of aluminum chloride according to TU 38.3021631-89.
В качестве щелочи используют NaOH по ГОСТ 2263-71, а также может быть использован щелочный сток производства капролактама по ТУ 113-03-488-84. As alkali, NaOH is used according to GOST 2263-71, and the alkaline runoff of caprolactam production according to TU 113-03-488-84 can also be used.
Вытеснение нефти из пласта по предлагаемому способу происходит посредством двух процессов: процесса вытеснения нефти под действием упругого перераспределения давления в пласте и активации процесса капиллярной пропитки нефтесодержащих пор водой, содержащей химреагент. The displacement of oil from the reservoir by the proposed method occurs through two processes: the process of oil displacement under the action of elastic redistribution of pressure in the reservoir and the activation of the process of capillary impregnation of oily pores with water containing a chemical agent.
Скорость распространения давления в нефтенасыщенных низкопроницаемых зонах значительно ниже, чем в высокопроницаемых. Поэтому между нефтенасыщенными и заводненными зонами возникают различные по знаку перепады давления. При повышении давления в пласте в заводненных зонах оно выше, чем в нефтенасыщенных, вследствие чего происходит капиллярное впитывание воды в нефтенасыщенные поры, вытесняя из них нефть. На эффективность этого процесса влияют свойства закачиваемой воды. Введение в закачиваемую воду химреагента, изменяющего ее характеристики, приводит к усилению капиллярной пропитки и, в конечном итоге, к увеличению охвата менее проницаемых зон заводнением. При пониженном давлении, наоборот, давление в нефтенасыщенных зонах выше, чем в заводненных, в результате чего происходит переток нефти из нефтенасыщеных зон в заводненные. Эффективность этого процесса определяется толщиной слоя гранично-связанной воды, блокирующей проходное сечение пор. Одновременная остановка высокообводненных добывающих скважин на этот период приводит к тому, что при последующем повышении давления, поток жидкости перераспределяется между окружающими добывающими скважинами в соответствии с неоднородностью пласта. The speed of pressure propagation in oil-saturated low-permeability zones is much lower than in high-permeability ones. Therefore, between the oil-saturated and water-flooded zones, differential pressure differences occur in sign. With increasing pressure in the reservoir in waterflood zones, it is higher than in oil-saturated zones, as a result of which capillary absorption of water into oil-saturated pores occurs, displacing oil from them. The effectiveness of this process is affected by the properties of the injected water. The introduction of a chemical agent into the injected water that changes its characteristics leads to an increase in capillary impregnation and, ultimately, to an increase in the coverage of less permeable zones by water flooding. At reduced pressure, on the contrary, the pressure in oil-saturated zones is higher than in water-flooded zones, as a result of which oil flows from oil-saturated zones to water-flooded ones. The effectiveness of this process is determined by the thickness of the layer of boundary-bound water, which blocks the passage section of the pores. The simultaneous shutdown of highly watered production wells for this period leads to the fact that with a subsequent increase in pressure, the fluid flow is redistributed between the surrounding production wells in accordance with the heterogeneity of the formation.
Описанный механизм увеличения охвата пласта циклическим заводнением повторяется и в следующих циклах. The described mechanism for increasing the coverage of the formation by cyclic flooding is repeated in the following cycles.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно повысить эффективность разработки неоднородных залежей нефти заводнением за счет улучшения процесса вытеснения нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных зон под действием двух факторов: нестационарного давления и интенсификации капиллярной пропитки. A new set of claimed essential features allows to obtain a new technical result, namely, to increase the efficiency of developing heterogeneous oil deposits by water flooding by improving the process of oil displacement from low-permeability oil-saturated zones under the influence of two factors: unsteady pressure and intensification of capillary impregnation.
Анализ отображенных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при разработке неоднородных залежей циклическим заводнением. An analysis of the known technical solutions displayed during the search showed that there is no object in science and technology that is similar to the claimed combination of essential features and has high rates in the development of heterogeneous deposits by cyclic flooding.
Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим описание осуществления способа. To prove compliance of the claimed invention with the criterion of "industrial applicability", we describe the implementation of the method.
В промышленных условиях способ реализуется следующим путем. In industrial conditions, the method is implemented in the following way.
Литологически ограниченная нефтяная залежь разрабатывается на искусственно водонапорном режиме. Ко времени достижения коэффициента нефтеотдачи 0,45 эксплуатация скважин стала невозможной из-за опережающего прорыва воды по высокопроницаемым зонам. Производят остановку добывающих скважин с обводненностью более 95% и ближайших к ним нагнательных скважин, от которых произошло обводнение. При этом сохраняют компенсацию отбора жидкости закачкой воды в целом по залежи. Остановка высокообводненных скважин приводит к росту давления. После того, как пластовое давление в остановленных добывающих скважинах превысило гидростатическое, остановленные нагнетательные скважины переводят под закачку воды с химреагентом. Марку и количество вводимого химреагента определяют заранее в лабораторных условиях на образцах керна данного месторождения. Процесс разработки в данном режиме продолжают до выравнивания фронта вытеснения нефти в действующих добывающих скважинах, т.е. до выравнивания обводненности добываемой продукции. Далее остановленные добывающие скважины вводят в эксплуатацию. A lithologically limited oil reservoir is developed at an artificially water-pressure mode. By the time the oil recovery coefficient of 0.45 was reached, well operation became impossible due to the advance breakthrough of water in highly permeable zones. Production wells with a water cut of more than 95% and the closest injection wells from which the water cut occurred are stopped. At the same time, compensation for liquid selection by pumping water as a whole over the reservoir is retained. Stopping waterlogged wells leads to an increase in pressure. After the reservoir pressure in the stopped production wells exceeded the hydrostatic pressure, the stopped injection wells are transferred to pump water with a chemical agent. The brand and amount of chemical agent introduced is determined in advance in laboratory conditions on core samples of a given field. The development process in this mode is continued until the front of oil displacement in existing production wells is equalized, i.e. to equalize the water cut of the produced products. Then stopped production wells are put into operation.
Оценка эффективности разработки по изменению проницаемости и по приросту коэффициента нефтеотдачи проведена в лабораторных условиях с использованием площадных зонально неоднородных моделей пласта с имитацией серии нагнетательных и добывающих скважин. Модели набивали керном реальных месторождений различной крупности в пределах 0,17-1,20 мкм при пористости 0,2-0,4. На входе модели поддерживали давление нагнетаемой жидкости, обеспечивающее в наиболее проницаемом прослое скорость фильтрации, соответствующую пластовой (не более 1 м/сут). Нефть, находящуюся в моделях, сначала вытесняли водой до достижения полной (более 95%) обводненности отбираемой продукции хотя бы в одной скважине. Assessment of the development efficiency by changing the permeability and by the increase in the oil recovery coefficient was carried out in laboratory conditions using areal zonal heterogeneous reservoir models simulating a series of injection and production wells. The models were filled with core samples of real deposits of various sizes within 0.17-1.20 microns with a porosity of 0.2-0.4. At the model inlet, the pressure of the injected fluid was maintained, which ensured in the most permeable interlayer filtration rate corresponding to the reservoir (not more than 1 m / day). The oil in the models was first displaced by water until a complete (more than 95%) water cut of the selected products was achieved in at least one well.
С целью определения эффективности использования различных химреагентов для интенсификации капиллярной пропитки в модели закачивают воду с различными химреагентами при различной их концентрации. In order to determine the effectiveness of using various chemicals for the intensification of capillary impregnation, water with various chemicals at different concentrations is pumped into the model.
Эффективность определяют по изменению проницаемости по сравнению с проницаемостью по пресной воде. Efficiency is determined by the change in permeability compared with fresh water permeability.
Результаты исследований приведены в табл. 1. The research results are given in table. 1.
Как видно из приведенных данных, в результате закачки воды с добавлением алюмосодержащего отхода, щелочи, поверхностно-активного вещества интенсифицируется процесс капиллярной пропитки, о чем свидетельствует изменение проницаемости пористой среды по сравнению с проницаемостью по воде. Наиболее эффективно процесс происходит при концентрации водных растворов алюмосодержащего отхода 0,01-0,1% щелочи 0,1-2,0% поверхностно-активного вещества 0,05-0,13%
Далее определяют эффективность нефтевытеснения при использовании способа по прототипу и по заявляемому способу.As can be seen from the data presented, as a result of water injection with the addition of aluminum-containing waste, alkali, and a surfactant, the process of capillary impregnation is intensified, as evidenced by a change in the permeability of the porous medium compared to water permeability. The process is most effective when the concentration of aqueous solutions of aluminum-containing waste is 0.01-0.1% alkali 0.1-2.0% surfactant 0.05-0.13%
Next, determine the effectiveness of oil displacement when using the method of the prototype and the claimed method.
П р и м е р 1 (прототип). В модели создавалось давление, превышающее давление вытеснения в 2 раза, причем перед повышением давления в модель подавался водный раствор полиакриламида с концентрацией 0,18-0,030% в объеме 0,4-0,5% от порового объема высокопроницаемой части пласта. Далее выдерживали модель в таком состоянии 1 сут. Затем возобновляли процесс отбора жидкости до достижения начального давления, после чего вход модели (остановленные нагнетательные скважины) снова подключали к напорному контейнеру. Коэффициент нефтевытеснения равен 76,3-78,9% что хорошо согласуется с приведенными в авторском свидетельстве данными (см.табл.2, опыт 1). PRI me R 1 (prototype). The model created a pressure that exceeded the displacement pressure by a factor of 2, and before increasing the pressure, an aqueous solution of polyacrylamide with a concentration of 0.18-0.030% in the volume of 0.4-0.5% of the pore volume of the highly permeable part of the reservoir was supplied to the model. Then the model was kept in this state for 1 day. Then, the liquid selection process was resumed until the initial pressure was reached, after which the model inlet (stopped injection wells) was again connected to the pressure container. The oil displacement coefficient is 76.3-78.9%, which is in good agreement with the data given in the copyright certificate (see table 2, experiment 1).
П р и м е р 2 (по аналогу а.с. N 1550107). Проводят исследования по определению эффективности введения химреагента в закачиваемую воду без изменения режима закачки и отбора. В качестве химреагента берут алюмосодержащий отход процесса алкилирования 0,01-0,1%-ной концентрации. Процесс закачки раствора химреагента продолжают до полной обводненности отбираемой продукции. Коэффициент нефтевытеснения составил 74,1-75,8%
П р и м е р 3 (заявляемый способ). Условия моделирования сохранили, как в примере 1. Прекращают отбор жидкости из добывающих скважин, в которых обводненность продукции составила 95% одновременно прекращали закачку воды в нагнетательные скважины, от которых происходило обводнение. Закачку возобновляли после увеличения давления в остановленных скважинах на 20% В закачиваемую воду добавляли алюмосодержащий отход процесса алкилирования 0,01-0,1% -ной концентрации. После выравнивания фронта вытеснения, о чем судили по достижению значений обводненности работающих скважин такой же, как в остановленных добывающих скважинах, последнее переводили на отбор жидкости. Коэффициент нефтевытеснения составил 86,2-88,5% (см.табл.2, опыт 3).PRI me R 2 (analogous to A.S. N 1550107). Studies are being conducted to determine the effectiveness of introducing a chemical into the injected water without changing the mode of injection and selection. As a chemical reagent, an aluminum-containing waste of the alkylation process of 0.01-0.1% concentration is taken. The process of pumping a solution of a chemical reagent is continued until complete watering of the selected products. Oil displacement ratio was 74.1-75.8%
PRI me R 3 (the inventive method). The simulation conditions were maintained, as in example 1. Stop the selection of liquid from production wells, in which the water cut of 95% at the same time stopped the injection of water into the injection wells, from which the water cut occurred. The injection was resumed after a 20% increase in pressure in the stopped wells. Aluminum-containing waste from the alkylation process of 0.01-0.1% concentration was added to the injected water. After alignment of the displacement front, which was judged by reaching the water cut values of working wells the same as in stopped production wells, the latter was transferred to liquid selection. The oil displacement coefficient was 86.2-88.5% (see table 2, experiment 3).
П р и м е р 4. Проводят аналогично примеру 3, в качестве химреагента берут NaOH 0,1-2, -ной концентрации. Коэффициент нефтевытеснения составил 84,6-87,7% (см.табл.2, опыт 4). PRI me
П р и м е р 5. Проводят аналогично примеру 3, в качестве химреагента берут оксиэтилированный изононилфенол ФА9-12 0,05-0,1%-ной концентрации (см. табл.2, пример 5).PRI me
Как видно из приведенных в табл. 2 данных, изменение режима отбора-закачки воды без добавления химреагента, улучшающего ее фильтрационные характеристики (см. табл.2, опыт 1) и использование таких реагентов без изменения режима отбора-закачки воды (см.табл.2, опыт 2) не приводят к существенному изменению коэффициента нефтевытеснения. Только при совокупности действия двух факторов: упругого перераспределения давления в пласте и интенсификации капиллярной пропитки достигается значительное увеличение коэффициента нефтеотдачи на 5,7-13,8%
Применение предлагаемого способа позволит достичь следующих технико-экономические преимущества: повысить коэффициент нефтевытеснения на 5,7-13,8% по сравнению с прототипом; реализовать способ с использованием стандартной техники; утилизировать крупнотоннажные отходы химических производств.As can be seen from the table. 2 data, a change in the mode of selection and injection of water without adding a chemical agent that improves its filtration characteristics (see table 2, experiment 1) and the use of such reagents without changing the regime of selection and injection of water (see table 2, experiment 2) do not lead to a significant change in the coefficient of oil displacement. Only with the combination of two factors: the elastic redistribution of pressure in the reservoir and the intensification of capillary impregnation, a significant increase in the oil recovery coefficient is achieved by 5.7-13.8%
The application of the proposed method will achieve the following technical and economic advantages: to increase the coefficient of oil displacement by 5.7-13.8% compared with the prototype; implement a method using standard techniques; Dispose of large-scale waste from chemical industries.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94005446A RU2060374C1 (en) | 1994-02-15 | 1994-02-15 | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94005446A RU2060374C1 (en) | 1994-02-15 | 1994-02-15 | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU94005446A RU94005446A (en) | 1995-09-27 |
| RU2060374C1 true RU2060374C1 (en) | 1996-05-20 |
Family
ID=20152557
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU94005446A RU2060374C1 (en) | 1994-02-15 | 1994-02-15 | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2060374C1 (en) |
Cited By (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2144614C1 (en) * | 1998-06-22 | 2000-01-20 | Открытое акционерное общество Всероссийский нефтегазовый научно- исследовательский институт им.акад.А.П.Крылова | Method for development of oil deposit |
| RU2167278C2 (en) * | 1998-08-06 | 2001-05-20 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Method of developing nonuniform oil formation |
| RU2185503C1 (en) * | 2001-10-08 | 2002-07-20 | Девятов Василий Васильевич | Method of oil pool development with cyclic stimulation |
| RU2206727C1 (en) * | 2001-10-25 | 2003-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of nonuniform zone oil deposit |
| RU2217582C1 (en) * | 2002-12-26 | 2003-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Process of development of zonally-inhomogeneous oil field |
| RU2235867C1 (en) * | 2003-06-05 | 2004-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting non-homogeneous oil deposit |
| RU2247829C1 (en) * | 2003-06-30 | 2005-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extraction of oil deposit |
| RU2256068C1 (en) * | 2004-06-15 | 2005-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit extraction method |
| RU2256069C1 (en) * | 2004-06-15 | 2005-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil deposit |
| RU2256070C1 (en) * | 2004-06-15 | 2005-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extraction of oil deposit with non-homogenous collector |
| RU2260686C1 (en) * | 2004-11-10 | 2005-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extraction of oil deposit |
| RU2301883C1 (en) * | 2005-10-17 | 2007-06-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Method for oil reservoir development in hydrophilic container rock |
| RU2318993C1 (en) * | 2006-07-07 | 2008-03-10 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Method for watered oil pool development |
| RU2330946C1 (en) * | 2006-12-29 | 2008-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil-pool development |
| RU2331760C1 (en) * | 2006-12-29 | 2008-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil reservoir development method |
| RU2339800C2 (en) * | 2006-12-29 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of oil deposit |
| RU2463444C1 (en) * | 2011-06-03 | 2012-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil pool |
| RU2616010C1 (en) * | 2016-06-19 | 2017-04-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Recovery method of zone-heterogenetic oil reservoirs by impulse low-mineralized water flooding |
-
1994
- 1994-02-15 RU RU94005446A patent/RU2060374C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Сургучев М.А. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985, с.143-145. 2.Авторское свидетельство СССР N 1588864, кл. E 21B 43/22, 1990. 3. Авторское свидетельство СССР N 1770551, кл. E 21B 43/20, 1992. * |
Cited By (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2144614C1 (en) * | 1998-06-22 | 2000-01-20 | Открытое акционерное общество Всероссийский нефтегазовый научно- исследовательский институт им.акад.А.П.Крылова | Method for development of oil deposit |
| RU2167278C2 (en) * | 1998-08-06 | 2001-05-20 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Method of developing nonuniform oil formation |
| RU2185503C1 (en) * | 2001-10-08 | 2002-07-20 | Девятов Василий Васильевич | Method of oil pool development with cyclic stimulation |
| RU2206727C1 (en) * | 2001-10-25 | 2003-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of nonuniform zone oil deposit |
| RU2217582C1 (en) * | 2002-12-26 | 2003-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Process of development of zonally-inhomogeneous oil field |
| RU2235867C1 (en) * | 2003-06-05 | 2004-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting non-homogeneous oil deposit |
| RU2247829C1 (en) * | 2003-06-30 | 2005-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extraction of oil deposit |
| RU2256068C1 (en) * | 2004-06-15 | 2005-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit extraction method |
| RU2256069C1 (en) * | 2004-06-15 | 2005-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil deposit |
| RU2256070C1 (en) * | 2004-06-15 | 2005-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extraction of oil deposit with non-homogenous collector |
| RU2260686C1 (en) * | 2004-11-10 | 2005-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extraction of oil deposit |
| RU2301883C1 (en) * | 2005-10-17 | 2007-06-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Method for oil reservoir development in hydrophilic container rock |
| RU2318993C1 (en) * | 2006-07-07 | 2008-03-10 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Method for watered oil pool development |
| RU2330946C1 (en) * | 2006-12-29 | 2008-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil-pool development |
| RU2331760C1 (en) * | 2006-12-29 | 2008-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil reservoir development method |
| RU2339800C2 (en) * | 2006-12-29 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of oil deposit |
| RU2463444C1 (en) * | 2011-06-03 | 2012-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil pool |
| RU2616010C1 (en) * | 2016-06-19 | 2017-04-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Recovery method of zone-heterogenetic oil reservoirs by impulse low-mineralized water flooding |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2060374C1 (en) | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding | |
| RU2060373C1 (en) | Method for developing oil deposit | |
| RU2065947C1 (en) | Method of developing nonuniform in respect to permeability watered oil strata | |
| US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| RU2070282C1 (en) | Method for development of oil formation | |
| RU2127802C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2528183C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2098611C1 (en) | Method of developing deposit with high-viscosity oil | |
| RU2109132C1 (en) | Method for increasing oil recovery from beds | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2065944C1 (en) | Reagent for changing direction of filtration streams when treating bottom zone of injection and oil-productive wells | |
| RU2212529C1 (en) | Method of control of nonuniform oil formation permeability | |
| RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
| RU2120030C1 (en) | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool | |
| RU2168617C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2105870C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2347896C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2169255C1 (en) | Method of regulation of development of nonuniform oil formation | |
| RU2190657C1 (en) | Oil and gas well-killing fluid | |
| RU2105144C1 (en) | Method for treating down-hole zone of producing well | |
| RU2208139C1 (en) | Method of development of water-encroached oil pools with zonal nonuniform and different in permeability formations | |
| RU2039208C1 (en) | Stratum waters flooding isolation method | |
| RU2266398C2 (en) | Reservoir oil recovery enhancement method | |
| RU2818629C1 (en) | Method for acid treatment of bottom-hole zone of production wells of carbonate reservoir of bashkirian stage with underlying water for intensification of oil production | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water |