RU2039208C1

RU2039208C1 - Stratum waters flooding isolation method

Info

Publication number: RU2039208C1
Application number: RU92000512A
Authority: RU
Inventors: Сергей Владимирович Гусев; Владимир Владимирович Мазаев; Александр Валерьевич Салмин; Ярослав Григорьевич Коваль; Игорь Николаевич Галанцев; Олег Иванович Воротилин
Original assignee: Сергей Владимирович Гусев; Владимир Владимирович Мазаев; Александр Валерьевич Салмин; Ярослав Григорьевич Коваль; Игорь Николаевич Галанцев; Олег Иванович Воротилин
Priority date: 1992-10-14
Filing date: 1992-10-14
Publication date: 1995-07-09

Abstract

FIELD: oil extracting industry. SUBSTANCE: synthetic fatty acid production sulfate wastes streams and sediment forming reactant together with synthetic fatty acid production sulfate wastes streams are in series pumped in ratio of (3 8) 2. Calcium chloride or substance, that assists to form calcium chloride in reaction with rock of stratum, are used as reactant. As the latter they often use complex reactant "КОП-1" mixture of hydrochloric acid and hydrofluoric acid with their concentrations of 24 and 5 correspondingly. EFFECT: method is used in oil extraction industry. 1 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока пластовых вод для повышения нефтеотдачи пластов. The invention relates to the oil industry, in particular to methods of isolating the influx of formation water to increase oil recovery.

Известен способ повышения интенсивности нефтеотдачи, включающий последовательную подачу в пласт двух веществ, способных к желатинизации [1] Способ обеспечивает формирование в нефтеносном пласте каналов заданного профиля. Способ эффективен на начальных этапах pазpаботки месторождений. Недостатком способа является низкая эффективность на неоднородных по проницаемости и достигших значительного обводнения пластах, т.к. за счет значительного разбавления падает желеобразующая способность веществ. A known method of increasing the intensity of oil recovery, including the sequential supply of two substances capable of gelatinization into the formation [1], the Method provides for the formation of channels of a given profile in the oil-bearing formation. The method is effective in the initial stages of field development. The disadvantage of this method is the low efficiency on heterogeneous permeability and have reached significant flooding, since due to significant dilution, the jelly-forming ability of substances decreases.

Известен способ изоляции водопритока для повышения эффективности нефтеотдачи, достигаемый закачкой в пласт сернокислого натрия и хлорида кальция, образующих при взаимодействии осадок в водной среде [2] Снижение проницаемости водопромытых зон в соответствии с указанным способом достигается за счет увеличения вязкости раствора, полученного при смешивании Na₂SO₄ и CaCl₂, предварительно эмульгированных с СЖК в углеводородной жидкости и последующего образования осадка при взаимодействии этих компонентов. Недостатком способа является низкая эффективность на разнопроницаемых, сильнообводненных пропластках и высокая стоимость обработки.There is a method of isolating water inflow to increase oil recovery efficiency, achieved by injecting sodium sulfate and calcium chloride into the formation, which form precipitation in the aquatic environment during interaction [2] The permeability of water-washed zones is reduced in accordance with the specified method by increasing the viscosity of the solution obtained by mixing Na ₂ SO ₄ and CaCl ₂ pre-emulsified with FFA in a hydrocarbon liquid and the subsequent formation of a precipitate during the interaction of these components. The disadvantage of this method is the low efficiency on differently permeable, heavily watered layers and the high cost of processing.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ изоляции водопритоков для повышения нефтеотдачи пластов, включающий закачку в обводненный нефтеносный пласт двух веществ, взаимодействующих с образованием закупоривающего осадка [3] При этом за счет непрерывного тампонирования водопромытых зон достигают перераспределения фильтрующихся потоков, что приводит к усилению воздействия на низкопроницаемые зоны и повышению нефтеотдачи. Недостатком способа является низкая эффективность, а также возможность локального осадкообразования в ПЗП, что может привести к резкому снижению приемистости скважин. The closest in technical essence to the proposed one is a method of isolating water inflows to increase oil recovery, including the injection of two substances into the flooded oil-bearing formation, interacting with the formation of clogging sediment [3] In this case, due to the continuous plugging of water-washed zones, redistribution of the filtered flows is achieved, which leads to an increase impact on low permeability zones and enhanced oil recovery. The disadvantage of this method is the low efficiency, as well as the possibility of local sedimentation in the bottomhole formation zone, which can lead to a sharp decrease in the injectivity of wells.

Сущность предлагаемого изобретения заключается в выравнивании профиля приемистости нагнетательных и добывающих скважин за счет изоляции водопромытых зон пласта при последовательной закачке стоков сульфатных производства СЖК, хлорида кальция или веществ, образующих хлорид кальция при взаимодействии с породой пласта. Соотношение реагирующих веществ берут равным (3-8): 2, что способствует более плавному течению реакции взаимодействия закачиваемых веществ, предотвращает локальное осадкообразование в ПЗП, приводит к выравниванию фронта воздействия на наиболее удаленных от забоя участках и повышению нефтеотдачи пластов. The essence of the invention is to equalize the injectivity profile of injection and production wells by isolating water-washed zones of the formation during sequential injection of sulphate effluents from FFA, calcium chloride or substances that form calcium chloride when interacting with the formation rock. The ratio of reacting substances is taken to be (3-8): 2, which contributes to a smoother flow of the reaction of the injected substances, prevents local sedimentation in the bottomhole formation zone, leads to equalization of the front of exposure at the areas farthest from the bottom and increase oil recovery.

Для реализации способа использовали следующие материалы:
1. Стоки сульфатные производства СЖК (СС). Выпускаются в ПО "Омскнефтеоргсинтез" по ТУ 38.301-19-44-90 и применяются в производстве облегченного пенобетона. Основным компонентов стоков сульфатных является натрий сернокислый, содержание которого составляет 10-12 мас. Стоки сульфатные производства СЖК обладают поверхностной активностью. Межфазное натяжение на границе керосин стоки составляет 12-14 мн/м.To implement the method used the following materials:
1. Sulfate wastewater production FFA (SS). Available in Omsknefteorgsintez software company according to TU 38.301-19-44-90 and are used in the production of lightweight foam concrete. The main components of sulfate effluents is sodium sulfate, the content of which is 10-12 wt. Sulfate effluents from FFAs have surface activity. Interfacial tension at the border of kerosene runoff is 12-14 mn / m.

2. Хлорид кальция технический. 2. Technical calcium chloride.

3. Комплексный реагент КОП-1. Выпускается по ТУ 6-00-5763450-106-90. 3. Complex reagent KOP-1. Available in accordance with TU 6-00-5763450-106-90.

Реагент представляет собой смесь соляной кислоты и плавиковой кислот в концентрациях 24 и 5 мас. соответственно ингибиторы коррозии и солеотложения. The reagent is a mixture of hydrochloric acid and hydrofluoric acid in concentrations of 24 and 5 wt. Corrosion and scaling inhibitors, respectively.

Эффективность предлагаемого способа исследовали в лабораторных условиях на модели пласта, состоящей из двух пропластков различной проницаемости и представленных насыпными образцами длиной 40 см и диаметром 3,7 см. Пропластки последовательно насыщали минерализованной водой, а затем нефтью. Далее нефть вытесняли минерализованной водой до 100%-ной обводненности продукции. После этого проводили закачку стоков сульфатных производства СЖК, раствора хлорида кальция, соляной кислоты или вещества, содержащего соляную кислоту КОП-1, которые при взаимодействии с породой пласта образуют хлорид кальция. При этом соотношение взаимодействующих веществ варьировали от (2-9):(1:3). The effectiveness of the proposed method was investigated in laboratory conditions on a reservoir model consisting of two interlayers of different permeability and represented by bulk samples 40 cm long and 3.7 cm in diameter. The interlayers were successively saturated with mineralized water and then oil. Further, oil was displaced by mineralized water to 100% water cut. After that, sulphate effluents from FFA, a solution of calcium chloride, hydrochloric acid or a substance containing hydrochloric acid KOP-1, which, when interacting with the formation rock, form calcium chloride, were injected. The ratio of interacting substances varied from (2-9) :( 1: 3).

Эффективность предлагаемого изобретения оценивали по изменению дебита жидкости в колонках с разной проницаемостью и приросту коэффициента нефтевытеснения, который рассчитывали по дополнительно извлеченной нефти. Коэффициент нефтевытеснения и дебит по жидкости определяли на установке для исследования процессов нефтевытеснения химреагентами и фильтрации в пористых средах, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК. The effectiveness of the invention was evaluated by changing the flow rate of the liquid in columns with different permeability and increase in the coefficient of oil displacement, which was calculated by additionally extracted oil. The oil displacement coefficient and liquid flow rate were determined on a setup for studying oil displacement processes by chemical reagents and filtration in porous media, designed on the basis of a standard plant of type UIPK.

Подготовку модели пласта и жидкостей к эксперименту проводили в соответствии с СТП 0148070-013-91 "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химреагентами". Preparation of the reservoir model and the fluids for the experiment was carried out in accordance with STP 0148070-013-91 "Methodology for laboratory studies on the displacement of oil by chemicals".

Результаты исследований приведены в таблице. The research results are shown in the table.

Анализ приведенных в таблице данных показывает, что последовательная закачка стоков сульфатных и хлорида кальция (пример 3) приводит к уменьшению дебита по жидкости в целом, что связано с изоляцией высокопроницаемого водопромытого пропластка и снижением соответственно скорости фильтрации. Однако прирост коэффициента нефтевытеснения достигает при этом максимального значения по сравнению с остальными опытами и с прототипом. An analysis of the data presented in the table shows that the sequential injection of sulfate and calcium chloride effluents (Example 3) leads to a decrease in the liquid flow rate as a whole, which is associated with the isolation of a highly permeable water-washed layer and a decrease in the filtration rate, respectively. However, the increase in the coefficient of oil displacement reaches the maximum value in comparison with other experiments and with the prototype.

При закачке сульфатных стоков и соляной кислоты (или КОП-1) суммарный дебит по жидкости изменяется незначительно, что объясняется выравниванием скоростей фильтрации через различные пропластки (примеры 8,13). При этом существенный прирост коэффициента нефтевытеснения, как и в примере 3, обусловлен плавным протеканием процесса осадкообразования и поверхностно-активными свойствами сульфатных стоков производства СЖК, а также предлагаемым соотношением взаимодействующих веществ. When sulphate effluents and hydrochloric acid (or KOP-1) are injected, the total fluid flow rate changes insignificantly, which is explained by the equalization of the filtration rates through different layers (examples 8.13). At the same time, a significant increase in the oil displacement coefficient, as in example 3, is due to the smooth progress of the sedimentation process and the surface-active properties of sulfate effluents produced by FFA, as well as the proposed ratio of interacting substances.

При запредельных соотношениях компонентов значительного прироста коэффициента нефтевытеснения не наблюдается. Это объясняется тем, что либо процесс осадкообразования протекает интенсивно, неравномерно и сопровождается падением дебита по жидкости в целом (пример 1,6,11), либо эффект воздействия незначителен и не происходит заметного перераспределения фильтрационных потоков (пример 5,10,15). With prohibitive ratios of components, a significant increase in the oil displacement coefficient is not observed. This is explained by the fact that either the process of sedimentation proceeds intensively, unevenly and is accompanied by a drop in the liquid flow rate as a whole (example 1,6,11), or the effect of the effect is insignificant and there is no noticeable redistribution of filtration flows (example 5,10,15).

Таким образом, предлагаемый способ позволяет провести перераспределение фильтрационных потоков за счет изоляции водопромытых зон и в 2,6-4,5 раза увеличить прирост коэффициента нефтевытеснения по сравнению с известным техническим решением и может быть широко использован в нефтяной промышленности. Thus, the proposed method allows for the redistribution of filtration flows due to the isolation of water-washed zones and to increase by 2.6-4.5 times the increase in the coefficient of oil displacement in comparison with the known technical solution and can be widely used in the oil industry.

Предлагаемый способ обладает высокой эффективностью как на ранних, так и на поздних стадиях разработки месторождений. Эффективность способа проверена в промысловых условиях на нагнетательной скважине 1893 Мамонтовского месторождения, пласт БС₁₀. В результате закачки оторочки стоков СЖК и реагента КОП-1 достигнуто выравнивание фронта вытеснения нефти, за счет изоляции снижен приток воды, в 1,4 раза увеличился дебит по нефти близлежащей скважины N 6550.The proposed method is highly effective both in the early and late stages of field development. The effectiveness of the method was tested in the field at the injection well of 1893 Mamontovskoye field, reservoir BS ₁₀ . As a result of the injection of the fringe of the SJK wastewater and the KOP-1 reagent, the oil displacement front was smoothed out, water inflow was reduced due to isolation, the oil production rate of the nearby well N 6550 increased 1.4 times.

Claims

METHOD FOR INSULATING PLASTIC WATER FLOW, including sequential injection of FFA derivatives and sediment forming reagents with FFA derivatives, characterized in that sulphate effluents from FFA are used as FFA derivatives, and calcium chloride or a substance contributing to the formation of calcium chloride as a precipitating reagent during interaction with the rock formation, while their ratio is chosen equal to 3 8 2.