RU2175056C1 - Process of exploitation of oil field - Google Patents
Process of exploitation of oil field Download PDFInfo
- Publication number
- RU2175056C1 RU2175056C1 RU2001105171A RU2001105171A RU2175056C1 RU 2175056 C1 RU2175056 C1 RU 2175056C1 RU 2001105171 A RU2001105171 A RU 2001105171A RU 2001105171 A RU2001105171 A RU 2001105171A RU 2175056 C1 RU2175056 C1 RU 2175056C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- soluble polymer
- oil
- suspension
- well
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a heterogeneous oil reservoir.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и полимера, суспендированного в не вызывающей набухания жидкости (Патент США N 4328864, кл. E 21 B 43/22, опублик. 1982 г.). A known method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells and injection through the injection wells of a working agent and a polymer suspended in a non-swelling liquid (US Patent N 4328864, CL E 21 B 43/22, published. 1982).
Известный способ не позволяет значительно повысить охват пласта воздействием и увеличить нефтеотдачу залежи вследствие того, что закупоривающий материал не удерживается в высокопроницаемой зоне, а выносится из добывающей скважины или растворяется в пласте при работе нагнетательной скважины. The known method does not significantly increase the coverage of the formation by exposure and increase oil recovery due to the fact that the clogging material is not held in the highly permeable zone, but is removed from the production well or dissolved in the formation during operation of the injection well.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и закачку чередующихся оторочек суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости и воды с уменьшением концентрации водорастворимого полимера в каждой последующей оторочке (Авторское свидетельство СССР N 1501597, кл. E 21 B 43/22, опублик 1991 г. - прототип). Closest to the invention, the technical essence is a method of developing an oil reservoir, which includes taking oil through production wells, injecting working agent through injection wells and injecting alternating rims of a suspension of a water-soluble polymer in a hydrocarbon liquid and water with a decrease in the concentration of a water-soluble polymer in each subsequent rim (Copyright certificate USSR N 1501597, class E 21 B 43/22, published in 1991 - prototype).
Известный способ позволяет закачать водорастворимый полимер в пласт на большую глубину, однако гелеобразование водорастворимого полимера проходит в нестационарных условиях, поэтому адгезия полимера к породе пласта оказывается невысокой и полимер склонен к миграции из скважин. Особенно сильно этот процесс развивается при закачке суспензии водорастворимого полимера в добывающие скважины, при последующей разработке полимер интенсивно выделяется из пласта в скважину и эффективность его воздействия резко снижается. Это приводит к обводненности добываемой продукции и уменьшению нефтеотдачи залежи. The known method allows you to pump a water-soluble polymer into the formation to a greater depth, however, the gelation of the water-soluble polymer takes place under unsteady conditions, therefore, the adhesion of the polymer to the rock of the formation is low and the polymer is prone to migration from wells. This process develops most strongly when a suspension of a water-soluble polymer is pumped into production wells; during subsequent development, the polymer is intensively released from the formation into the well and its effectiveness decreases sharply. This leads to water cut in the extracted products and a decrease in oil recovery.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет более прочного закрепления водорастворимого полимера в пласте. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery deposits due to more solid fixing water-soluble polymer in the reservoir.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и закачку в скважины суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости, согласно изобретению, используют суспензию 1,6 - 2,5%-ной концентрации, перед закачкой суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости скважину заполняют безводной нефтью, закачку суспензии ведут через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную ниже интервала перфорации из расчета 2 - 3 м3/м изолируемого интервала, проводят первую технологическую выдержку, плавно отбирают из скважины объем жидкости, равный закачанному, проводят вторую технологическую выдержку и запускают скважину в работу.The problem is solved in that in a method for developing an oil reservoir, which includes taking oil through production wells, injecting a working agent through injection wells and injecting into the wells a suspension of a water-soluble polymer in a hydrocarbon liquid, according to the invention, a suspension of 1.6 - 2.5% is used concentration, before the injection of a suspension of a water-soluble polymer in a hydrocarbon fluid, the well is filled with anhydrous oil, the suspension is pumped through a tubing string lowered below the perforation interval and h calculation of 2 - 3 m 3 / m of the isolated interval, the first technological exposure is carried out, fluid volume equal to the injected is smoothly taken from the well, the second technological exposure is carried out and the well is put into operation.
Признаками изобретения являются:
1. Отбор нефти через добывающие скважины.The features of the invention are:
1. The selection of oil through production wells.
2. Закачка через нагнетательные скважины рабочего агента. 2. Injection through injection wells of the working agent.
3. Закачка в скважины суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости. 3. Injection into the wells of a suspension of a water-soluble polymer in an inert liquid.
4. Использование суспензии 1,6 - 2,5%-ной концентрации. 4. The use of a suspension of 1.6 - 2.5% concentration.
5. Перед закачкой суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости заполнение скважины безводной нефтью. 5. Before injecting a suspension of a water-soluble polymer in a hydrocarbon fluid, fill the well with anhydrous oil.
6. Закачка суспензии ведут через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную ниже интервала перфорации. 6. Slurry is pumped through a tubing string deflated below the perforation interval.
7. То же из расчета 2 - 3 м3/м изолируемого интервала.7. The same from the calculation of 2 - 3 m 3 / m of the isolated interval.
8. Проведение первой технологической выдержки. 8. Carrying out the first technological exposure.
9. Плавный отбор из скважины объема жидкости, равного закачанному. 9. Smooth selection from the well of a fluid volume equal to the injected.
10. Проведение второй технологической выдержки. 10. Carrying out the second technological exposure.
11. Запуск скважины в работу. 11. Launching a well into operation.
Признаки 1 - 3 являются общими с прототипом, признаки 4 - 11 являются естественными отличительными признаками изобретения. Signs 1 to 3 are common with the prototype, signs 4 to 11 are natural distinguishing features of the invention.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи происходит преимущественное обводнение наиболее проницаемых зон, а в менее проницаемых зонах сохраняются запасы нефти. Закачкой суспензии водорастворимого полимера в инертной жидкости и направлением вытесняющих потоков в низкопроницаемые зоны удается повысить нефтеотдачу залежи. Однако водорастворимый полимер непрочно закрепляется в пласте и выходит из скважины при отборе пластовых флюидов, что снижает нефтеотдачу залежи.SUMMARY OF THE INVENTION
During the development of an oil deposit, a predominant flooding of the most permeable zones occurs, and oil reserves are preserved in less permeable zones. By pumping a suspension of a water-soluble polymer in an inert liquid and directing the displacing flows into low-permeability zones, it is possible to increase the oil recovery of the deposit. However, the water-soluble polymer is not firmly fixed in the reservoir and leaves the well during the selection of reservoir fluids, which reduces the oil recovery of the reservoir.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи належи за счет более прочного закрепления водорастворимого полимера в пласте. Задача решается следующей совокупностью операций. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery due to a more solid fixing water-soluble polymer in the reservoir. The problem is solved by the following set of operations.
При разработке нефтяной залежи производят отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента. Останавливают добывающую скважину. Используют суспензию 1,5 - 2,5%-ной концентрации. Перед закачкой суспензии водорастворимого полимера в углеводородной жидкости скважину заполняют безводной нефтью. Это исключает нежелательный преждевременный контакт водорастворимого полимера с водой. Закачку суспензии ведут через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную ниже интервала перфорации, из расчета 2 - 3 м3/м изолируемого интервала. Спуск колонны насосно-компрессорных труб ниже интервала перфорации способствует вытеснению нефтью остатков воды из скважины. Расход суспензии 2 - 3 м3/м изолируемого интервала определен из практики. Проводят первую технологическую выдержку в течение 20 - 30 час. В это время в обводненной части пласта под действием оставшейся в порах воды частицы водорастворимого полимера начинают образовывать гель, который частично заполняет каналы водопритоков. Для донасыщения частиц полимера водой и полной закупорки каналов водопритока из скважины плавно отбирают объем жидкости, равный закачанному. Проводят вторую технологическую выдержку в течение 20 - 30 час для окончательного гелеобразования водорастворимого полимера и запускают скважину в работу.When developing an oil reservoir, oil is extracted through production wells and injected through the injection wells of the working agent. Stop the production well. A suspension of 1.5-2.5% concentration is used. Before pumping a suspension of a water-soluble polymer in a hydrocarbon fluid, the well is filled with anhydrous oil. This eliminates the unwanted premature contact of the water-soluble polymer with water. Suspension is pumped through a tubing string lowered below the perforation interval, at the rate of 2–3 m 3 / m of the isolated interval. The descent of the tubing string below the perforation interval promotes oil displacement of residual water from the well. Suspension flow rate of 2 - 3 m 3 / m of the isolated interval is determined from practice. The first technological exposure is carried out for 20 to 30 hours. At this time, in the flooded part of the formation, under the action of the remaining water pores, particles of a water-soluble polymer begin to form a gel, which partially fills the channels of water inflows. In order to saturate the polymer particles with water and completely block the water supply channels from the well, a fluid volume equal to the injected is smoothly selected. A second technological exposure is carried out for 20-30 hours for the final gelation of the water-soluble polymer and the well is put into operation.
В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид или карбоксиметилцеллюлозу. В качестве углеводородной жидкости используют безводную нефть или другие углеводородные жидкости. As the water-soluble polymer, polyacrylamide or carboxymethyl cellulose is used. Anhydrous oil or other hydrocarbon liquids are used as the hydrocarbon liquid.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 2350 м, пластовая температура 76oC, пластовое давление 19,8 МПа, толщина пласта 36 м, пористость 14%, проницаемость 146 - 362 мД, вязкость нефти 40,26 МПа•с, плотность нефти 0,884 г/см3, коллектор - неоднородный песчаник с глинистыми пропластками.Case Studies
Example 1. An oil reservoir is developed with the following characteristics: depth 2350 m, reservoir temperature 76 o C, reservoir pressure 19.8 MPa, reservoir thickness 36 m, porosity 14%, permeability 146 - 362 mD, oil viscosity 40.26 MPa • s , oil density 0.884 g / cm 3 , the reservoir is heterogeneous sandstone with clay interlayers.
Через 5 нагнетательных скважин закачивают рабочий агент - пластовую воду, через 20 добывающих скважин отбирают нефть. На поздней стадии разработки при обводненности добываемой продукции 86% приступают к мероприятиям по повышению нефтеотдачи залежи. A working agent, produced water, is pumped through 5 injection wells, and oil is taken through 20 production wells. At a late stage of development, with a water cut of extracted products, 86% begin measures to increase the oil recovery of the reservoir.
Останавливают добывающую скважину и заполняют безводной нефтью. Проводят закачку 1,6%-ной суспензии водорастворимого полимера - полиакриламида в углеводородной жидкости - безводной нефти через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную на 3,5 м ниже интервала перфорации, из расчета 3 м3/м изолируемого интервала. Толщина промытой части пласта составляет 4 м. Объем закачки составляет 12 м3. Проводят первую технологическую выдержку в течение 24 час. Из скважины плавно отбирают 12 м3 жидкости в течение 2 сут. Проводят вторую технологическую выдержку в течение 24 час и запускают скважину в работу.Stop the production well and fill it with anhydrous oil. A 1.6% suspension of a water-soluble polymer - polyacrylamide in a hydrocarbon liquid - anhydrous oil is pumped through a tubing string deflated 3.5 m below the perforation interval, at the rate of 3 m 3 / m of the isolated interval. The thickness of the washed part of the reservoir is 4 m. The injection volume is 12 m 3 . The first technological exposure is carried out within 24 hours. From the well, 12 m 3 of fluid is smoothly withdrawn for 2 days. A second technological exposure is carried out for 24 hours and the well is put into operation.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Останавливают добывающую скважину и заполняют безводной нефтью. Проводят закачку 2,5%-ной суспензии водорастворимого полимера - частично гидролизованной карбоксиметилцеллюлозы в углеводородной жидкости - безводной нефти через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную на 3 м ниже интервала перфорации, из расчета 2 м3/м изолируемого интервала. Объем закачки составляет 8 м3. Проводят первую технологическую выдержку в течение 20 час. Из скважины плавно отбирают 8 м3 жидкости в течение 1,5 сут. Проводят вторую технологическую выдержку в течение 20 час и запускают скважину в работу.Example 2. Perform as example 1. Stop the production well and fill with anhydrous oil. A 2.5% suspension of a water-soluble polymer — partially hydrolyzed carboxymethyl cellulose in a hydrocarbon liquid — anhydrous oil is pumped through a tubing string deflated 3 m below the perforation interval, at a rate of 2 m 3 / m of the isolated interval. The injection volume is 8 m 3 . The first technological exposure is carried out for 20 hours. 8 m 3 fluids are smoothly taken from the well for 1.5 days. A second technological exposure is carried out for 20 hours and the well is put into operation.
Пример 3. Выполняют как пример 1. Останавливают добывающую скважину и заполняют безводной нефтью. Проводят закачку 2%-ной суспензии водорастворимого полимера - полиакриламида в углеводородной жидкости - безводной нефти через колонну насосно-компрессорных труб, спущенную на 4 м ниже интервала перфорации, из расчета 2,5 м3/м изолируемого интервала. Объем закачки составляет 10 м3. Проводят первую технологическую выдержку в течение 30 час. Из скважины плавно отбирают 10 м3 жидкости в течение 2,5 сут. Проводят вторую технологическую выдержку в течение 30 час и запускают скважину в работу.Example 3. Perform as example 1. Stop the production well and fill with anhydrous oil. A 2% suspension of a water-soluble polymer - polyacrylamide in a hydrocarbon liquid - anhydrous oil is pumped through a tubing string deflated 4 m below the perforation interval, at the rate of 2.5 m 3 / m of the isolated interval. The injection volume is 10 m 3 . The first technological exposure is carried out for 30 hours. From the well, 10 m 3 of fluid is smoothly withdrawn for 2.5 days. A second technological exposure is carried out for 30 hours and the well is put into operation.
Через сутки реализации мероприятий по примерам 1 - 3 отмечают снижение обводненности добываемой продукции в добывающих скважинах на 30 - 40%. After a day of implementing the measures of examples 1 to 3, a decrease in water cut of produced products in producing wells by 30 - 40% is noted.
Применение предложенного способа позволит вовлечь в разработку ранее не охваченные воздействием зоны пласта и повысить нефтеотдачу залежи. The application of the proposed method will allow to engage in the development previously not covered by the influence of the formation zone and increase oil recovery deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001105171A RU2175056C1 (en) | 2001-02-26 | 2001-02-26 | Process of exploitation of oil field |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001105171A RU2175056C1 (en) | 2001-02-26 | 2001-02-26 | Process of exploitation of oil field |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2175056C1 true RU2175056C1 (en) | 2001-10-20 |
Family
ID=20246465
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001105171A RU2175056C1 (en) | 2001-02-26 | 2001-02-26 | Process of exploitation of oil field |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2175056C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101210487B (en) * | 2006-12-28 | 2012-03-21 | 中国石油化工股份有限公司 | Design method for increasing recovery efficiency technique |
| RU2483202C1 (en) * | 2011-11-23 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil formation development method |
-
2001
- 2001-02-26 RU RU2001105171A patent/RU2175056C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101210487B (en) * | 2006-12-28 | 2012-03-21 | 中国石油化工股份有限公司 | Design method for increasing recovery efficiency technique |
| RU2483202C1 (en) * | 2011-11-23 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil formation development method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
| US20070023184A1 (en) | Well product recovery process | |
| EA019178B1 (en) | Sealing of thief zones | |
| GB2442002A (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| Langaas et al. | Water shutoff with polymer in the alvheim field | |
| RU2175056C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2730705C1 (en) | Development method of super-viscous oil deposit with water-oil zones | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| Tinker et al. | Determination of In-Situ Mobility and Wellbore Impairment From Polymer Injectivity Data (includes associated papers 6412 and 6413 and 6414 and 6415) | |
| RU2175054C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2516062C1 (en) | Construction finishing method for horizontal producer | |
| RU2175055C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2737455C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of formation in conditions of high-dissected high-conductivity reservoir with low stress contrast of bridges | |
| GB2290096A (en) | Oil well treatment | |
| RU2261981C1 (en) | Method for behind-the-casing gas flow liquidation in oil production well | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| US3245468A (en) | Method for creating a barrier around a well | |
| RU2164589C1 (en) | Process preventing escape of sand and reduction of water inflow in production oil wells | |
| US11859484B2 (en) | Enhanced recovery method for stratified fractured reservoirs | |
| RU2162142C2 (en) | Method of developing oil formations nonuniform in permeability | |
| RU2769027C1 (en) | Method for intensifying the production of reservoir products with bottom water (options) | |
| RU2105144C1 (en) | Method for treating down-hole zone of producing well | |
| RU2715115C1 (en) | Hydraulic fracturing method | |
| RU2344277C1 (en) | Method of oil pool development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130227 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20140120 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170227 |