RU2729652C1

RU2729652C1 - Oil formation development method

Info

Publication number: RU2729652C1
Application number: RU2019145017A
Authority: RU
Inventors: Яков Михайлович Сусанов; Егор Николаевич Устькачкинцев; Юлия Анатольевна Рожкова
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "НефтеПром Сервис"
Priority date: 2019-12-30
Filing date: 2019-12-30
Publication date: 2020-08-11

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to oil industry, in particular to development of oil deposits, can be used for increasing oil recovery of heterogeneous formations. Invention comprises method of oil reservoir development. Method for development of oil formation includes geophysical survey of injection well, determination of formation intake profile, preparation of suspension with particles of pre-cross-linked polymer, pumping suspension into formation, controlling concentration of suspension. Suspension is prepared using reservoir fluid fed into the injection well and a pre-crosslinked polymer. Polyacrylamide-based polymer is used as the pre-cross-linked polymer. Absorption tank regulators and/or degree of grinding of polymer are used to provide absorption capacity of 35–42 g of water per 1 g of polymer for this reservoir fluid. Polymer injection unit is used to prepare the suspension. Inlet and outlet branch pipes of the plant are connected to the pipeline, which supplies formation fluid to the injection well. Suspension concentration is controlled by measuring flow rate of fluid supplied to injection well and flow rate of liquid passing through polymer injection unit. Flow values are transmitted to a control device. Level of liquid in the polymer injection unit vessel is maintained automatically. Screw feeder feeding the dry polymer into the tank is automatically controlled. Speed of rotation of shafts of electric motors of pumps supplying suspension from reservoir into pipeline of injection well is automatically controlled. Pumps in the polymer injection unit are represented by positive-displacement pumps.EFFECT: increasing oil recovery from heterogeneous reservoirs.1 cl, 5 dwg, 4 tbl

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, может быть использовано для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов. The invention relates to the oil industry, in particular to the development of oil fields, can be used to increase oil recovery in heterogeneous formations.

Известен способ изменения коэффициента проницаемости воды в подземном пласте по патенту РФ на изобретение №2500711, С09К 8/508, 2012. Способ включает закачивание в подземный пласт композиции расширяемых полимерных микрочастиц, включающих взаимопроникающую полимерную сетку. Полимерная сетка включает один или более акриламидных сополимеров. Расширяемые полимерные микрочастицы имеют средний диаметр не увеличенного объема примерно от 0,05 до 5000 мкм. Расширяемые полимерные микрочастицы имеют меньший диаметр, чем поры подземного пласта, и расширяются при изменении условий окружающей среды в подземном пласте. Недостатком является невысокий коэффициент извлечения нефти за счет невозможности проникновения полимерных микрочастиц в участки пласта, содержащие непроницаемые глинистые перемычки и из-за невысокой способности связывать воду в сильно обводненных участках. A known method for changing the coefficient of water permeability in an underground formation according to the RF patent for invention №2500711, С09К 8/508, 2012. The method includes injecting into the underground formation a composition of expandable polymer microparticles, including an interpenetrating polymer network. The polymer network includes one or more acrylamide copolymers. Expandable polymeric microparticles have an average non-expanded volume diameter of about 0.05 to 5000 microns. Expandable polymeric microparticles have a smaller diameter than the pores of the subterranean formation and expand when environmental conditions in the subterranean formation change. The disadvantage is the low oil recovery factor due to the impossibility of penetration of polymer microparticles into the reservoir areas containing impermeable clay bridges and due to the low ability to bind water in heavily watered areas.

Известен способ разработки нефтяного месторождения по патенту РФ на изобретение №2136867, E21B 43/32, 1999. Способ включает закачку в нагнетательные скважины сшитого полимерного состава и добычу нефти через добывающие скважины. Недостатком является невысокий коэффициент извлечения нефти.There is a method of developing an oil field according to the RF patent for invention No. 2136867, E21B 43/32, 1999. The method includes injecting a cross-linked polymer composition into injection wells and extracting oil through production wells. The disadvantage is the low oil recovery factor.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта по заявке РФ на изобретение №2008134827, E21B 43/32, 2010. Способ включает последовательную закачку в пласт двух структурообразующих полимерных композиций с различными фильтрационными и прочностными характеристиками, регулируемыми путем изменения качественного состава композиций. Первоначально осуществляют закачку гель-дисперсной системы для изоляции существующей системы техногенных трещин и высокопроводящих каналов в призабойной зоне. Затем производят закачку известной сшитой полимерной системы для регулирования профиля приемистости и фильтрационных потоков в неоднородных поровых и трещиновато-поровых пластах со стороны нагнетательных скважин. Для получения гель-дисперсной системы используют высокомолекулярный слабо гидролизованный полимер акриламида со степенью гидролиза - не более 0,5% и с с концентрацией 1,0-1,5 мас.%. В качестве растворителя для получения гель-дисперсной системы используют воду любой минерализации. Недостатком является сложность осуществления способа, не стабильная адсорбционная способность полимера акриламида, обусловленная изменяющейся минерализацией воды, что приводит к не достаточному выравниванию профиля приемистости пласта и вытеснению нефти из труднодоступных участков.A known method for the development of a heterogeneous oil reservoir according to the application of the Russian Federation for invention No. 2008134827, E21B 43/32, 2010. The method includes sequential injection into the reservoir of two structure-forming polymer compositions with different filtration and strength characteristics, controlled by changing the qualitative composition of the compositions. Initially, a gel-dispersed system is injected to isolate the existing system of man-made cracks and highly conductive channels in the bottomhole zone. Then, a known cross-linked polymer system is injected to control the profile of injectivity and filtration flows in heterogeneous pore and fractured-porous formations from the side of injection wells. To obtain a gel-dispersed system, a high-molecular, weakly hydrolyzed polymer of acrylamide with a degree of hydrolysis of no more than 0.5% and with a concentration of 1.0-1.5 wt.% Is used. Water of any mineralization is used as a solvent to obtain a gel-dispersed system. The disadvantage is the complexity of the method, the unstable adsorption capacity of the acrylamide polymer, due to the changing salinity of water, which leads to insufficient alignment of the reservoir injectivity profile and the displacement of oil from hard-to-reach areas.

В качестве ближайшего аналога заявляемому техническому решению выбран способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов по патенту РФ на изобретение №2639341, E21B 43/32, 2017. Способ заключается в закачке в пласт водной суспензии предварительно сшитого полимера – ПСП. Подбирают марку ПСП и технологические параметры обработки с учетом индивидуальных геолого-физических характеристик объекта. На скважине готовят начальную суспензию ПСП путем смешивания, по меньшей мере, двух объемов воды и одного объема реагента, представляющего собой частицы с исходным размером от 0,1 до 10 мм. После созревания в течение не более 120 минут полученную суспензию перемешивают в емкости с водой и закачивают в нагнетательную скважину в рабочей концентрации 0,1-0,5%. Предотвращают фильтрацию частиц реагента в низкопроницаемую часть коллектора вследствие исходных размеров частиц реагента и их последующего набухания, при этом диапазон порогового значения проницаемости, ниже которого реагент в пласт не фильтруется, допускают от 200 до 500 мД в зависимости от начальной фракции и величины набухания. Концентрацию реагента регулируют в зависимости от давления закачки реагента. Реагент закачивают в скважину с помощью насосного агрегата ЦА-320 или СИН-32. Выбор марки ПСП определяют исходя из рассчитанных показателей неоднородности пласта: контраста проницаемостей промытой высокопроницаемой зоны и нефтенасыщенной низкопроницаемой зоны, раскрытости трещин, граничное значение проницаемости между промытыми интервалами и нефтенасыщенными интервалами вытеснения нефти, а также исходя от значений минерализации закачиваемой и пластовой вод. Причем, чем выше неоднородность пласта и минерализация вод, тем большие размеры частиц ПСП необходимо выбирать. При попадании в воду частицы начинают активно впитывать в себя воду, увеличиваясь в размере от 2 до 15 раз. Согласно лабораторным данным, степень набухания при 120°С (раз) через 1 час при минерализации растворителя соответственно 10 г/л и 100 г/л: (4,4), (2,3); через 72 часа: (7,6), (5,6). Время созревания составляет от 30 до 120 минут. ПСП характеризуется ограниченной степенью влияния минерализации на степень набухания в пределах 30% при десяти кратном увеличении минерализации и отсутствием термодеструкции в пределах пластовых температур до 120°С. Концентрация реагента при закачке зависит от давления сопротивления при прохождении реагента перфорационных отверстий и функции роста давления по мере заполнения трещин и/или высокопроницаемых зон. В случае приближения давления закачки к максимальному, концентрация снижается до уровня, позволяющего продолжить закачку реагента, либо осуществляется временный переход на закачку воды с целью продвижения закаченного реагента вглубь пласта с последующим возвращением к закачке на минимальной концентрации и продолжением закачки по описанной выше схеме до закачки запланированного количества реагента в полном объеме. Недостатком является невысокая адсорбционная способность ПСП, недостаточная степень набухания его частиц, приводящая к неоднородности структуры частиц. Неоднородные частицы помимо пластичной оболочки содержат твердые включения. При большой скорости перемещения в обводненном участке пласта данные твердые частицы могут скапливаться, слипаться, образуя твердые полимерные пробки в обводненной части, которые могут привести не перенаправлению потока в менее обводненные участки, а к огибанию потоком этой пробки и к еще большему увеличению обводненности участка. Регулирование концентрации реагента по давлению закачки может привести к коэффициент извлечения нефти.As the closest analogue to the claimed technical solution, a method of developing reservoirs heterogeneous in permeability according to the RF patent for invention No. 2639341, E21B 43/32, 2017 was chosen. The method consists in injecting into the formation an aqueous suspension of a pre-crosslinked polymer - PSP. The PSP grade and processing parameters are selected taking into account the individual geological and physical characteristics of the object. An initial PSP suspension is prepared at the well by mixing at least two volumes of water and one volume of reagent, which is particles with an initial size of 0.1 to 10 mm. After maturation for no more than 120 minutes, the resulting suspension is mixed in a container with water and pumped into an injection well at a working concentration of 0.1-0.5%. Filtration of reagent particles into the low-permeability part of the reservoir is prevented due to the initial size of the reagent particles and their subsequent swelling, while the range of the threshold permeability value, below which the reagent is not filtered into the formation, is allowed from 200 to 500 mD, depending on the initial fraction and the amount of swelling. The concentration of the reagent is adjusted depending on the injection pressure of the reagent. The reagent is pumped into the well using a TsA-320 or SIN-32 pumping unit. The choice of the PSP grade is determined based on the calculated indicators of reservoir heterogeneity: the contrast of the permeabilities of the washed high-permeability zone and the oil-saturated low-permeability zone, the opening of the fractures, the boundary value of the permeability between the washed intervals and oil-saturated intervals of oil displacement, as well as based on the salinity of the injected and formation waters. Moreover, the higher the reservoir heterogeneity and water salinity, the larger the size of the PSP particles must be selected. When injected into water, the particles begin to actively absorb water, increasing in size from 2 to 15 times. According to laboratory data, the degree of swelling at 120 ° C (times) after 1 hour with solvent mineralization, respectively, 10 g / l and 100 g / l: (4.4), (2.3); after 72 hours: (7.6), (5.6). The ripening time is from 30 to 120 minutes. PSP is characterized by a limited degree of influence of salinity on the degree of swelling within 30% with a tenfold increase in salinity and the absence of thermal destruction within the formation temperatures up to 120 ° C. The concentration of the reagent during injection depends on the resistance pressure during the passage of the reagent through the perforations and the function of pressure growth as fractures and / or highly permeable zones are filled. If the injection pressure approaches the maximum, the concentration decreases to a level that allows the reagent to continue injection, or a temporary transition to water injection is carried out in order to move the injected reagent deep into the formation, followed by a return to the injection at the minimum concentration and the continuation of the injection as described above until the planned injection the amount of the reagent in full. The disadvantage is the low adsorption capacity of PSP, insufficient degree of swelling of its particles, leading to inhomogeneity of the particle structure. Inhomogeneous particles, in addition to the plastic shell, contain solid inclusions. At a high speed of movement in the watered part of the formation, these solid particles can accumulate, stick together, forming solid polymer plugs in the watered part, which can lead not to redirecting the flow to less watered areas, but to the flow around this plug and to an even greater increase in the water cut of the site. Adjusting the concentration of the reagent based on the injection pressure can lead to oil recovery rates.

Техническим результатом заявляемого изобретения является увеличение нефтеотдачи из неоднородных пластов.The technical result of the claimed invention is to increase oil recovery from heterogeneous reservoirs.

Технический результат достигается за счет того, что в способе разработки нефтяного пласта, включающем геофизические исследования нагнетательной скважины, определение профиля приемистости пласта, приготовление суспензии с частицами предварительно сшитого полимера, закачку суспензии в пласт, регулирование концентрации суспензии, согласно изобретению, в качестве предварительно сшитого полимера используют полимер на основе полиакриламида, для приготовления суспензии используют пластовую жидкость, подаваемую в нагнетательную скважину, введением регуляторов абсорбционной емкости и/или степенью помола полимера обеспечивают абсорбционную емкость 35 – 42 г воды на 1 г полимера для данной пластовой жидкости, для приготовления суспензии используют установку закачки полимера, у которой входной и выходной патрубки соединены с трубопроводом, подающим пластовую жидкость в нагнетательную скважину, для регулирования концентрации суспензии измеряют расход жидкости, поступающей в нагнетательную скважину, и расход жидкости, проходящей через установку закачки полимера, передают значения расхода на управляющее устройство, автоматически поддерживают уровень жидкости в емкости установки закачки полимера, автоматически регулируют частоту вращения шнекового дозатора, подающего сухой полимер в емкость, автоматически регулируют частоту вращения валов электродвигателей насосов, подающих суспензию из емкости в трубопровод нагнетательной скважины, в качестве насосов в установке закачки полимера используют насосы объемного вытеснения.The technical result is achieved due to the fact that in the method of developing an oil reservoir, including geophysical studies of an injection well, determining the profile of the reservoir injectivity, preparing a suspension with particles of a pre-crosslinked polymer, pumping a suspension into a reservoir, regulating the concentration of a suspension, according to the invention, as a pre-crosslinked polymer a polymer based on polyacrylamide is used, for the preparation of a suspension, a formation fluid supplied to an injection well is used, the introduction of regulators of the absorption capacity and / or the degree of polymer grind provides an absorption capacity of 35 - 42 g of water per 1 g of polymer for a given formation fluid; for preparation of a suspension, an installation is used polymer injection, in which the inlet and outlet nozzles are connected to the pipeline supplying formation fluid to the injection well, to control the concentration of the suspension, the flow rate of the fluid entering the injection well is measured inu, and the flow rate of the liquid passing through the polymer injection unit, transmit the flow rate values to the control device, automatically maintain the liquid level in the reservoir of the polymer injection unit, automatically adjust the rotational speed of the screw dispenser feeding dry polymer into the container, automatically adjust the rotation frequency of the pump electric motors, supplying the suspension from the tank to the pipeline of the injection well, positive displacement pumps are used as pumps in the polymer injection unit.

Технический результат обеспечивается использованием ограниченно набухающего полимера на основе полиакриламида, сшитого ковалентными полярными связями. Состав и свойства такого полимера позволяют установить его абсорбционную емкость в переделах 35 – 42 г воды на 1 г полимера для пластовой жидкости любой степени минерализации. Использование пластовой жидкости, подаваемой в нагнетательную скважину, позволяет получить суспензию с оптимальными для разрабатываемого пласта свойствами. Абсорбционная емкость может регулироваться степенью помола сухого полимера и дополнительно может регулироваться введением регуляторов абсорбционной емкости, например, поверхностно-активных веществ, которые гидрофобизируют поверхность частиц. Оптимально подобранная абсорбционная емкость позволяет при закачке суспензии полимера с указанными свойствами обеспечивать эффективное выравнивание профилей приёмистости пласта и увеличить долю добываемой нефти в продукции скважины. Это происходит за счет блокировки высокопроницаемых промытых интервалов пласта дисперсной средой суспензии, и за счет промывки низкопроницаемых интервалов дисперсионной жидкостью. Установка закачки полимера состоит из конструктивных элементов, необходимых для приготовления суспензии. Использование установки закачки полимера, у которой входной и выходной патрубки соединены с трубопроводом, подающим пластовую жидкость в нагнетательную скважину, позволяет обеспечить отбор пластовой жидкости для приготовления необходимого количества суспензии, обладающей требуемыми свойствами для увеличения нефтеотдачи пласта. Регулирование концентрации суспензии позволяет сохранять стабильность ее свойств в течение всего времени воздействия на обрабатываемый пласт. Регулирование концентрации частиц полимера в пластовой воде производят в зависимости от количества жидкости, поступающей в нагнетательную скважину. Измерение расхода жидкости, поступающей в нагнетательную скважину и расхода жидкости проходящей через установку закачки полимера, в емкости которой готовят суспензию, позволяет учесть разницу в объемах жидкости, проходящих по этим участкам. Это дает возможность скорректировать концентрацию суспензии в емкости установки таким образом, чтобы в нагнетательную скважину попадала пластовая жидкость с количеством полимера необходимым для эффективной обработки именно выбранного пласта. Передача значений измеренного расхода жидкости на управляющее устройство позволяет отслеживать изменение расхода и своевременно регулировать концентрацию готовящейся в емкости суспензии. Для поддержания необходимой концентрации в емкости установки уровень жидкости в ней поддерживают постоянным, а изменение концентрации в зависимости от изменения расхода осуществляют количеством подаваемого в емкость сухого полимера. Для этого регулируют частоту вращения шнекового дозатора. Изменение расхода жидкости на входе в установку корректируют путем регулирования частоты вращения валов электродвигателей насосов, подающих суспензию из емкости в трубопровод нагнетательной скважины. Таким образом, осуществляя автоматическое регулирование работы установки закачки полимера, обеспечивают стабильность свойств и характеристик ограниченно набухающего полимера на основе полиакриламида,, подаваемого в разрабатываемый пласт, что способствует его эффективному воздействию как на высокопроницаемый промытый интервал пласта, так и на низкопроницаемые интервалы. Использование в установке закачки насосов объемного вытеснения исключает повреждение частиц полимера и изменение свойств суспензии.The technical result is provided by the use of a limited swellable polymer based on polyacrylamide crosslinked with covalent polar bonds. The composition and properties of such a polymer make it possible to establish its absorption capacity in the range of 35 - 42 g of water per 1 g of polymer for formation fluid of any degree of mineralization. The use of formation fluid supplied to an injection well allows obtaining a suspension with properties that are optimal for the developed formation. The absorption capacity can be controlled by the degree of grinding of the dry polymer and can be further controlled by the addition of absorption capacity regulators, for example, surfactants that hydrophobize the surface of the particles. The optimally selected absorption capacity allows, when injecting a polymer suspension with the specified properties, to ensure effective alignment of the reservoir injectivity profiles and to increase the proportion of produced oil in the well production. This occurs due to blocking of highly permeable washed intervals of the formation with a dispersed suspension medium, and due to flushing of low-permeability intervals with dispersion fluid. The polymer injection unit consists of structural elements required for slurry preparation. The use of a polymer injection unit, in which the inlet and outlet nozzles are connected to a pipeline supplying the formation fluid to the injection well, makes it possible to select the formation fluid to prepare the required amount of suspension having the required properties to enhance oil recovery. Controlling the concentration of the suspension allows you to maintain the stability of its properties during the entire time of exposure to the treated formation. The concentration of polymer particles in the formation water is controlled depending on the amount of fluid entering the injection well. Measurement of the flow rate of the liquid entering the injection well and the flow rate of the liquid passing through the polymer injection unit, in the vessel of which the suspension is prepared, makes it possible to take into account the difference in the volumes of liquid passing through these sections. This makes it possible to adjust the concentration of the suspension in the tank of the installation so that the formation fluid with the amount of polymer necessary for the effective treatment of the selected formation gets into the injection well. The transmission of measured liquid flow rate values to the control device allows monitoring the flow rate change and timely adjusting the concentration of the suspension being prepared in the tank. To maintain the required concentration in the vessel of the installation, the liquid level in it is kept constant, and the change in concentration depending on the change in flow rate is carried out by the amount of dry polymer supplied to the vessel. For this, the rotational speed of the screw dispenser is regulated. The change in the flow rate of the liquid at the inlet to the installation is corrected by adjusting the frequency of rotation of the shafts of the electric motors of the pumps supplying the suspension from the container to the pipeline of the injection well. Thus, by carrying out automatic control of the polymer injection unit, they ensure the stability of the properties and characteristics of the limited swellable polymer based on polyacrylamide supplied to the developed formation, which contributes to its effective impact on both the highly permeable washed formation interval and low-permeability intervals. The use of positive displacement pumps in the injection unit excludes damage to the polymer particles and changes in the properties of the suspension.

На фигуре 1 представлена схема установки закачки полимера.Figure 1 shows a diagram of a polymer injection unit.

На фигуре 2 представлен график изменения давления и проницаемости керна при прокачке модели пластовой воды.Figure 2 shows a graph of the pressure and permeability of the core when pumping a model of formation water.

На фигуре 3 представлен график изменения давления при закачке суспензии.Figure 3 shows a graph of the pressure change during slurry injection.

На фигуре 4 представлен график изменения давления закачки и проницаемости керна после его обработки суспензией Сезам. Figure 4 shows a graph of the change in injection pressure and permeability of the core after treatment with the Sesame suspension.

На фигуре 5 представлен график изменения давления при закачке суспензии в скважину.Figure 5 shows a graph of the pressure change when pumping the suspension into the well.

Пластовая жидкость поступает по трубопроводу 1 в нагнетательную скважину 2, с трубопроводом 1 соединена установка закачки полимера 3 при помощи входной линии 4 и выходной линии 5. На трубопроводе 1 установлен расходомер 6, на выходной линии 5 установлен расходомер 7. Входная линия 4 соединяет трубопровод 1 с напорной частью 8 емкости 9. Напорная часть 8 емкости 9 сообщается с частью дозревания 10. В напорной части 8 емкости 9 установлен датчик уровня 11, связанный через управляющее устройство, которым является контроллер (на чертеже не показан), с регулирующим клапаном 12. В части дозревания 10 емкости 9 установлены перегородки 13 и мешалки 14. Емкость 9 соединена с насосами объемного вытеснения 15, которые снабжены электродвигателями с регуляторами частоты вращения вала. На выходе каждого насоса 15 установлен датчик давления 16, связанный с предохранительным клапаном 17, перепускающим избыточную жидкость в емкость 9. Напорная часть 8 емкости 9 снабжена загрузочным устройством 18 для подачи сухого полимера из шнека-дозатора 19. Шнек-дозатор 19, регуляторы частоты электродвигателей насосов 15, клапаны 12, 17, датчики давления 16 связаны с контроллером.The formation fluid flows through pipeline 1 into injection well 2, and a polymer injection unit 3 is connected to pipeline 1 by means of input line 4 and output line 5. Flow meter 6 is installed on pipeline 1, flow meter 7 is installed on output line 5. Input line 4 connects pipeline 1 with the pressure head part 8 of the tank 9. The pressure head part 8 of the tank 9 communicates with the ripening part 10. In the pressure head part 8 of the tank 9 there is a level sensor 11 connected through a control device, which is a controller (not shown in the drawing), with the control valve 12. B part of the ripening 10 of the container 9, partitions 13 and agitators 14 are installed. The container 9 is connected to positive displacement pumps 15, which are equipped with electric motors with shaft speed controllers. A pressure sensor 16 is installed at the outlet of each pump 15, connected to a safety valve 17, which bypasses excess liquid into the container 9. The pressure part 8 of the container 9 is equipped with a loading device 18 for feeding dry polymer from the metering screw 19. The metering screw 19, frequency controllers of the electric motors pumps 15, valves 12, 17, pressure sensors 16 are connected to the controller.

Способ разработки нефтяного пласта осуществляют следующим образом.The method of developing an oil reservoir is as follows.

Выбирают нагнетательную скважину, подходящую для обработки предварительно сшитым полимером на основе полиакриламида. Такой скважиной может являться скважина с удовлетворительным техническим состоянием обсадной колонны и цемента в заколонном пространстве. Такая скважина должна иметь влияние на ближайшие добывающие скважины, находящиеся в зоне с остаточными извлекаемыми запасами. Влияние на ближайшие добывающие скважины можно проследить по трассерным исследованиям и/или исследованиям минерализации воды в добываемой продукции. По результатам анализа данных по залежи, определяют необходимые для оценки потенциала скважины параметры. Такими параметрами являются приёмистость, давление закачки нагнетательной скважины, коэффициенты продуктивности добывающих скважин, подверженных влиянию. Фиксируют средние значения параметров по участку залежи. При отклонении приёмистости в большую сторону и/или давления закачки в меньшую сторону, и/или коэффициентов продуктивности ближайших добывающих скважин в большую сторону, принимают решение о возможности закачки предварительно сшитого полимера на основе полиакриламида в данную нагнетательную скважину. Кроме того, критериями выбора скважины может являться зональная и слоистая неоднородность по проницаемости, что характерно для трещиноватого коллектора. Критерием выбора скважины также может служить неоднородность профиля приёмистости нагнетательной скважины и неоднородность профилей притока, связанных с ней добывающих скважин.An injection well is selected that is suitable for treatment with a pre-crosslinked polyacrylamide-based polymer. Such a well can be a well with a satisfactory technical condition of the casing and cement in the annulus. Such a well should have an impact on the nearest production wells located in the zone with residual recoverable reserves. The impact on the nearest production wells can be traced by tracer studies and / or studies of water salinity in the produced product. Based on the results of the analysis of the reservoir data, the parameters necessary for assessing the well potential are determined. These parameters are injectivity, injection pressure of an injection well, productivity factors of affected producing wells. The average values of the parameters are recorded for the section of the deposit. If the injectivity deviates upwards and / or the injection pressure downwards, and / or the productivity factors of the nearest production wells upwards, a decision is made on the possibility of injecting a pre-crosslinked polymer based on polyacrylamide into this injection well. In addition, the selection criteria for a well can be zonal and layered heterogeneity in permeability, which is typical for a fractured reservoir. The criterion for selecting a well can also be the heterogeneity of the injectivity profile of the injection well and the heterogeneity of the inflow profiles of the associated producing wells.

На основании проницаемости и приёмистости скважины, а также результатов проведения трассерных исследований подбирают минимальную фракцию полимера марки «Сезам». Также могут использоваться полимеры «Темпоскрин», «Ретин-10», «Поликар», АК-639 и другие. Полимер «Сезам» является ограниченно набухающим полимером на основе полиакриламида, сшитого ковалентными полярными связями. Стандартная рецептура полимера «Сезам» предназначена для изготовления суспензии на основе воды различной минерализации. В таблице 1 приведен состав для стандартной рецептуры полимера «Сезам».Based on the permeability and injectivity of the well, as well as the results of the tracer studies, the minimum fraction of the Sesame polymer is selected. Polymers "Temposcrin", "Retin-10", "Polycar", AK-639 and others can also be used. Polymer "Sesame" is a limited swellable polymer based on polyacrylamide crosslinked by covalent polar bonds. The standard formulation of the Sesame polymer is intended for the manufacture of a suspension based on water of various salinity. Table 1 shows the composition for a standard formulation of the Sesame polymer.

Таблица 1 Table 1

РеагентReagent Плотность реагента, г/см3Reagent density, g / cm3 Масса на тонну реакционной смеси, кгWeight per ton of reaction mixture, kg АкриламидAcrylamide 1,131.13 430,5430.5 Акриловая кислота, 99,8%Acrylic acid, 99.8% 1,051.05 138,6138.6 Гидроксид калияPotassium hydroxide 2,122.12 107,6107.6 Пероксидисульфат аммония (ПРСФТ)Ammonium peroxydisulfate (PRSFT) 1,981.98 0,290.29 Сульфит натрия (СФТ)Sodium sulfite (SFT) 2,632.63 0,160.16 ВодаWater 1,001.00 322,8322.8

Абсорбционную ёмкость полимера регулируют в зависимости от горно-геологических условий и в среднем она составляет около 40 г воды на 1 г полимера. Данный полимер может проникать в трещины и каналы с диаметром в 20 раз меньше диаметра набухшей частицы полимера. Плотность набухших частиц в модели пластовой воды (4 М раствор хлорида натрия) находится в диапазоне от 1,16 до 1,25 г/см3. Относительно небольшая скорость седиментации частиц увеличивает период стабильности суспензии в большом объеме. Фильтрационные испытания на керне показали, что полимер способен рваться на мелкие части, проходя через каналы керна.The absorption capacity of the polymer is regulated depending on the mining and geological conditions, and on average it is about 40 g of water per 1 g of polymer. This polymer can penetrate cracks and channels with a diameter 20 times smaller than the diameter of the swollen polymer particle. The density of swollen particles in the reservoir water model (4 M sodium chloride solution) is in the range from 1.16 to 1.25 g / cm3. The relatively low sedimentation rate of the particles increases the period of stability of the suspension in a large volume. Core filtration tests have shown that the polymer is able to break into small pieces as it passes through the core channels.

В таблице 2 представлена информация о размерах фракций полимера «Сезам» в сухом и набухшем виде:Table 2 provides information on the sizes of fractions of the Sesame polymer in dry and swollen form:

Таблица 2 table 2

Фракция сухого полимера, мDry polymer fraction, m Размер частиц в набухшем виде, мSwollen particle size, m Диапазон расчётной скорости седиментации по уравнению Стокса, м/сRange of the calculated sedimentation rate according to the Stokes equation, m / s Менее 250 *10^-6 Less than 250 * 10 ^-6 650±250 *10^-6 650 ± 250 * 10 ^-6 0,0015-0,0097 0.0015-0.0097 250-500 *10^-6 250-500 * 10 ^-6 1700±400 *10^-6 1700 ± 400 * 10 ^-6 0,01-0,0664 0.01-0.0664 500-1000 *10^-6 500-1000 * 10 ^-6 4200±800 *10^-6 4200 ± 800 * 10 ^-6 0,06-0,38 0.06-0.38

При необходимости степень помола могут менять в соответствии с геологическими характеристиками скважины-кандидата и коллектора. Полимер устойчив в температурном диапазоне до 120°С. If necessary, the degree of grinding can be changed in accordance with the geological characteristics of the candidate well and reservoir. The polymer is stable in the temperature range up to 120 ° C.

Для приготовления суспензии проводят предварительное тестирование полимера с пластовой водой, на основе которой будут готовить суспензию. Тестирование заключается в определении абсорбционной ёмкости полимера при данной степени минерализации воды. На основании данного испытания в состав полимера могут вводить дополнительные регуляторы абсорбционной ёмкости, которые удерживают ее на необходимом уровне. В случае воздействия на коллектор с трещинами и каналами большого диаметра могут проводить армирование полимерных частиц путём ввода на стадии полимеризации бентонита, либо компонентов на основе диоксида кремния. Гранулометрический состав полимера подбирается в соответствии с геологическими характеристиками коллектора.To prepare the suspension, preliminary testing of the polymer with formation water is carried out, on the basis of which the suspension will be prepared. Testing consists in determining the absorption capacity of the polymer at a given degree of water salinity. Based on this test, additional absorbent capacity regulators can be added to the polymer composition to keep it at the required level. In the case of impact on a reservoir with cracks and large-diameter channels, polymer particles can be reinforced by introducing bentonite or components based on silicon dioxide at the stage of polymerization. The particle size distribution of the polymer is selected in accordance with the geological characteristics of the reservoir.

Далее готовят суспензию и закачивают состав «Сезам» в нагнетательную скважину 2 с помощью установки закачки полимера 3. Необходимую концентрацию полимера так же определяют лабораторным путём в зависимости от геолого-физических характеристик пласта, в который производится закачка, технических и технологических параметров работы скважины. В связи с тем, что на установку поступает часть потока, то устанавливают концентрацию полимера в жидкости на установке закачки 3 выше заданной концентрации пластовой жидкости, закачиваемой в скважину 2. Расход пластовой жидкости, прокачиваемой через установку закачки полимера 3, определяется с одной стороны заданным временем набухания полимера, которое определяют с учётом абсорбционной ёмкости полимера, состава воды, объёма ёмкости, расхода жидкости, а с другой стороны - заданной концентрацией полимера в жидкости, закачиваемой в скважину нагнетания 2. Закачку полимерной суспензии начинают с введения в емкость 9 посредством шнека 19 минимальной фракции полимера, выбранной для данной скважины. В ходе закачки осуществляют контроль нагнетательного давления специальными приборами, такими как расходомеры, датчики давления, манометры, вискозиметры и т.д. С помощью расходомера 6 учитывают жидкость, поступающую в скважину 2 в обход установки закачки полимера 3. Информация с расходомера 6 поступает на общий контроллер установки 3 и отображается на мнемосхеме установки, где происходит регистрация поступающих сигналов. Расход жидкости, закачиваемой через установку 3 в скважинный трубопровод 1, замеряют расходомером 7. Информация с расходомера 7 поступает на контроллер и также отображается на мнемосхеме установки 3. Контроллер осуществляет регистрацию поступающих сигналов и автоматическое регулирование частотного регулятора шнекового дозатора 19 по расходу сухого полимера в напорную часть 8 емкости 9, одновременно происходит регулирование работы частотного регулятора насосных агрегатов 15 с целью обеспечения заданной концентрации полимера. На вход 4 установки 3 поступает объём пластовой жидкости с расходом, необходимым для поддержания постоянного уровня жидкости в напорной части 8 емкости 9. На ёмкости установлен датчик уровня 11. Сигнал с датчика уровня 11 поступает на контроллер, обрабатывается цифровым процессором, и далее в зависимости от величины уровня жидкости в емкости 9 подаётся сигнал на регулирующий клапан 12. Клапан 12 по соответствующему алгоритму автоматически устанавливает степень открытия/закрытия и, таким образом, поддерживает уровень жидкости в ёмкости 9 на одном уровне. Далее жидкость с частицами полимера под собственным давлением перетекает из напорной части 8 в часть дозревания 10 емкости 9. Происходит перемешивание состава мешалками 14, прохождение его вдоль перегородок 13 и дозревание ограниченно-набухающего полимера в емкости 9. После чего поток образованной суспензии поступает на приём насосов 15 объёмного типа. При перекачке данными насосами исключается деформации и разрушение частиц полимера. Частота вращения валов электродвигателей насосов 15 определяется автоматически контроллером установки 3 с целью поддержания расхода жидкости и концентрации ограниченно-набухающего полимера на заданном уровне. Далее поток жидкости направляется по линии 5 в трубопровод 1 для закачки в скважину 2 суперабсорбента, ограниченно набухающего в воде. В скважине и в пласте полимер впитывает воду, при этом не растворяясь в воде. При набухании полимерные частицы увеличиваются в объеме и становятся эластичными. При закачке суспензии в нагнетательную скважину 2 частицы полимера могут сжиматься и рваться, проходя через призабойную зону в удалённую зону пласта по наиболее проницаемым обводнённым пропласткам. В связи со значительным снижением нагнетательного давления в удаленной зоне пласта скорость перемещения частиц по пласту снижается. Частицы полимерного геля собираются и образуют полимерную «пробку», которая перекрывает наиболее проницаемые интервалы и перенаправляет водные потоки в низкопроницаемые нефтяные пропластки. При наличии непроницаемых глинистых перемычек в продуктивном пласте, прослой, отделенный перемычками, либо совсем не принимает воду, либо принимает ее значительно слабее, чем соседние более проницаемые прослои, поэтому его разработка возможна только на режиме естественного истощения и независимо от срока разработки и степени уплотнения скважин нефтеотдача низка. При закачке полимера «Сезам» в высокопроницаемые прослои происходит вовлечение таких прослоев в разработку. Это приводит к росту добычи нефти и более полному охвату запасов процессом вытеснения за счет перераспределения потоков воды и увеличения давления нагнетания. На участках, уже сильно обводненных по другим пластам, закачка полимера «Сезам» также приводит и к снижению общей обводненности за счет дополнительного притока нефти из подключаемых в работу нефтенасыщенных коллекторов. Кроме того, применение данной технологии позволяет увеличить время прохождения водного потока от нагнетательной до добывающей скважины, обеспечив равномерное распределение нагнетаемой воды по профилю пласта. За счёт увеличения времени нахождения воды в пласте данный способ позволяет снизить долю добываемой воды в продукции скважины, промыть нефтяные низкопроницаемые зоны пласта, и, соответственно, увеличить долю добываемой нефти в продукции скважины.Next, a suspension is prepared and the composition "Sesame" is injected into injection well 2 using a polymer injection unit 3. The required polymer concentration is also determined in a laboratory way, depending on the geological and physical characteristics of the reservoir into which the injection is carried out, technical and technological parameters of the well. Due to the fact that the unit receives a part of the flow, the polymer concentration in the fluid at the injection unit 3 is set higher than the specified concentration of the formation fluid injected into well 2. The flow rate of the formation fluid pumped through the polymer injection unit 3 is determined on the one hand by a given time swelling of the polymer, which is determined taking into account the absorption capacity of the polymer, the composition of the water, the volume of the tank, the flow rate, and on the other hand, the given concentration of the polymer in the liquid pumped into the injection well 2. The injection of the polymer suspension begins with the introduction into the tank 9 through the screw 19 of the minimum fraction of polymer selected for a given well. During the injection, the injection pressure is monitored by special devices such as flow meters, pressure sensors, manometers, viscometers, etc. With the help of the flow meter 6, the liquid entering the well 2 bypassing the polymer injection unit 3 is taken into account. Information from the flow meter 6 goes to the general controller of the unit 3 and is displayed on the mnemonic diagram of the unit, where the incoming signals are recorded. The flow rate of the liquid pumped through the unit 3 into the well pipeline 1 is measured by the flow meter 7. Information from the flow meter 7 is sent to the controller and is also displayed on the mnemonic diagram of the unit 3. The controller registers the incoming signals and automatically controls the frequency controller of the screw dispenser 19 according to the flow rate of dry polymer into the pressure head part 8 of the tank 9, at the same time the operation of the frequency controller of the pumping units 15 is regulated in order to ensure the specified polymer concentration. The volume of formation fluid is supplied to the input 4 of unit 3 with a flow rate necessary to maintain a constant liquid level in the pressure head part 8 of the tank 9. A level sensor 11 is installed on the tank. the value of the liquid level in the tank 9, a signal is sent to the control valve 12. The valve 12, according to the appropriate algorithm, automatically sets the opening / closing degree and, thus, maintains the liquid level in the tank 9 at the same level. Further, the liquid with polymer particles under its own pressure flows from the pressure head part 8 to the ripening part 10 of the tank 9. The composition is mixed with agitators 14, it passes along the partitions 13 and the ripening of the limited-swellable polymer in the tank 9. After that, the flow of the formed suspension is fed to the pumps 15 volumetric type. When pumping with these pumps, deformation and destruction of polymer particles is excluded. The frequency of rotation of the shafts of the electric motors of the pumps 15 is determined automatically by the controller of the installation 3 in order to maintain the liquid flow rate and the concentration of the limited-swelling polymer at a given level. Further, the liquid flow is directed through line 5 into pipeline 1 for pumping into well 2 of superabsorbent, limited swelling in water. In the well and in the formation, the polymer absorbs water, while not dissolving in water. When swelling, polymer particles expand in volume and become elastic. When the suspension is injected into the injection well 2, polymer particles can be compressed and torn, passing through the bottomhole zone into the remote formation zone along the most permeable flooded layers. Due to a significant decrease in injection pressure in the remote zone of the formation, the rate of movement of particles through the formation decreases. The polymer gel particles collect and form a polymer "plug" that bridges the most permeable intervals and redirects water flows into low-permeability oil layers. In the presence of impermeable clay bridges in the reservoir, the interlayer separated by the bridges either does not accept water at all, or accepts it much weaker than the neighboring more permeable interlayers, therefore, its development is possible only in the mode of natural depletion and regardless of the development period and the degree of well compaction. oil recovery is low. When the Sesame polymer is injected into highly permeable layers, such layers are involved in development. This leads to an increase in oil production and a more complete coverage of reserves by the displacement process due to the redistribution of water flows and an increase in injection pressure. In areas that are already heavily watered in other formations, injection of the Sesame polymer also leads to a decrease in the total water cut due to additional oil inflow from the oil-saturated reservoirs connected to the operation. In addition, the use of this technology makes it possible to increase the time of passage of the water flow from the injection to the production well, ensuring uniform distribution of the injected water along the formation profile. By increasing the residence time of water in the reservoir, this method makes it possible to reduce the proportion of produced water in the well production, flush oil low-permeability zones of the reservoir, and, accordingly, increase the proportion of produced oil in the well production.

Эффективность применения технологии по заявляемому способу продемонстрировали фильтрационные испытания суспензии. Испытания суспензии проводились на трехфазной установке для исследования керна УИК-5ВГ. К испытанию был принят образец карбонатного трещиноватого керна с раскрытостью трещины 89,7 мкм и исходным коэффициентом проницаемости 2,005 Д. Испытываемая суспензия была приготовлена на основе модели пластовой воды, которая представляет собой 20% раствор хлористого натрия (дисперсионная среда). С целью снижения скорости седиментации частиц в дисперсионную среду был добавлен водорастворимый низкомолекулярный полиакриламид в концентрации 5000 ppm для увеличения вязкости дисперсионной среды. Вязкость полученной дисперсионной среды составляла 37 сПз. По причине отсутствия турбулентного режима закачки в установке, который характерен для реальных условий, данная мера была предпринята в соответствии с уравнением Стокса. В испытании тестировался порошок «Сезам» с гранулометрическим составом 250-500 мкм. Порошок при перемешивании добавлялся в вязкую дисперсионную среду в концентрации 1000 ppm и выстаивался в течение двух часов.The effectiveness of the application of the technology according to the claimed method was demonstrated by filtration tests of the suspension. The suspension tests were carried out on a UIK-5VG three-phase installation for core research. A sample of a carbonate fractured core with a fracture opening of 89.7 μm and an initial permeability coefficient of 2.005 D was accepted for testing. The test suspension was prepared on the basis of a reservoir water model, which is a 20% sodium chloride solution (dispersion medium). In order to reduce the sedimentation rate of particles, a water-soluble low-molecular-weight polyacrylamide at a concentration of 5000 ppm was added to the dispersion medium to increase the viscosity of the dispersion medium. The viscosity of the resulting dispersion medium was 37 cps. Due to the absence of a turbulent injection regime in the installation, which is typical for real conditions, this measure was taken in accordance with the Stokes equation. The test tested the powder "Sesame" with a particle size distribution of 250-500 microns. With stirring, the powder was added to a viscous dispersion medium at a concentration of 1000 ppm and allowed to stand for two hours.

Испытание на керне проводилось в три этапа. На первом этапе в керн закачивали обычный 20% раствор хлористого натрия плотностью 1,145 г/г со скоростью 5 мл/мин. Данный опыт был направлен на определение изначального коэффициента проницаемости. График изменения давления и проницаемости керна при прокачке модели пластовой воды представлен на фигуре 2.. На втором этапе производилась закачка суспензии. На этом этапе особое внимание уделялось изменению давления нагнетания. График изменения давления при закачке суспензии изображен на фигуре 3. На третьем этапе проводили повторное определение проницаемости образца керна и сравнение с изначальным показателем. График изменения давления закачки и проницаемости керна после его обработки суспензией Сезам представлен на фигуре 4. The core test was carried out in three stages. At the first stage, a conventional 20% sodium chloride solution with a density of 1.145 g / g was pumped into the core at a rate of 5 ml / min. This experiment was aimed at determining the initial permeability factor. The graph of changes in pressure and core permeability when pumping the reservoir water model is shown in figure 2. At the second stage, the suspension was injected. At this stage, special attention was paid to changing the discharge pressure. The graph of the pressure change during the injection of the suspension is shown in Figure 3. At the third stage, the permeability of the core sample was re-determined and compared with the initial indicator. The graph of the change in the injection pressure and permeability of the core after its treatment with the Sesame suspension is presented in figure 4.

В таблице 3 представлены параметры, полученные в ходе фильтрационных испытаний суспензии на основе полимера «Сезам»Table 3 shows the parameters obtained during filtration tests of the suspension based on the polymer "Sesame"

Таблица 3 Table 3

Раскрытость трещины (расчетная), мкмCrack opening (calculated), μm Рмах
при закачке
химреа-
гента,
атмRmax
when uploading
chemrea-
ghent,
atm Кпр1/Кпр2,
мкм² Kpr1 / Kpr2,
μm ² Перепад давления при Кпр1/Кпр2, атмPressure drop at Kpr1 / Kpr2, atm Рмах при Кпр2,
атмPmax at Kpr2,
atm Квосст,
д.ед.Quosst,
grandfather. 89,7089.70 7,847.84 2,005/0,1202.005 / 0.120 0,103/1,7010.103 / 1.701 3,403.40 0,0600.060

Первый этап эксперимента показал, что начальная проницаемость керна (kпр1) составляла 2,01 мкм2, при этом давление закачки реагента составило 0,11 атм. The first stage of the experiment showed that the initial permeability of the core (kpr1) was 2.01 μm2, while the reagent injection pressure was 0.11 atm.

Анализ динамики показателей при закачке суспензии на основе полимера «Сезам», представленной на Фиг.3, показал, что при прокачке 10 см³ суспензии давление закачки достигло 1 атм. Скачкообразные пики графика свидетельствует о кольматации трещины частицами полимера. Далее давление закачки выходит на «полку» с медианой примерно 2,5 атм., при максимальном значении 4 атм. Analysis of the dynamics of indicators when pumping a suspension based on the polymer "Sesame", presented in Fig. 3, showed that when pumping 10 cm ^{3 of the} suspension, the injection pressure reached 1 atm. Jumping peaks in the graph indicate clogging of the crack with polymer particles. Further, the injection pressure reaches the "shelf" with a median of about 2.5 atm., With a maximum value of 4 atm.

Третий этап испытания демонстрирует значительное снижение коэффициента проницаемости (kпр2). Проницаемость трещинной керновой модели кратно снизилась с 2,01 до 0,120 мкм2, что сопоставимо с проводимостью поровых каналов со средней проницаемостью. Коэффициент проницаемости после закачки «Сезам» снизился в 16,7 раз. The third stage of testing demonstrates a significant decrease in the permeability coefficient (kpr2). The permeability of the fractured core model decreased several times from 2.01 to 0.120 μm2, which is comparable to the conductivity of pore channels with an average permeability. The permeability coefficient after the Sesame injection decreased by 16.7 times.

Для оценки необходимых технологических характеристик процесса закачки полимерного геля, учитывая масштабный эффект, сопоставили условия фильтрационных испытаний с промысловыми условиями. При допущении, что длина призабойной зоны пласта (ПЗП) составляет 1 м, а давление закачки - 300 атм., расчетный перепад давления на 1 сантиметр ПЗП составляет 3 атм. Полученное в эксперименте максимальное давление закачки полимера Pмах не превышало 4 атм., что при длине керна 3 см дает перепад давления на 1 сантиметр - 1,3 атм. Соответственно фильтрационные эксперименты показал, что прочностные характеристики полимерных частиц позволяют разработанному полимеру преодолеть призабойную зону пласта и проникать в удаленную зону пласта.To assess the necessary technological characteristics of the polymer gel injection process, taking into account the large-scale effect, the filtration test conditions were compared with the field conditions. Assuming that the length of the bottomhole formation zone (BHZ) is 1 m, and the injection pressure is 300 atm., The calculated pressure drop per 1 centimeter of BHZ is 3 atm. The maximum polymer injection pressure Pmax obtained in the experiment did not exceed 4 atm, which, with a core length of 3 cm, gives a pressure drop of 1 centimeter - 1.3 atm. Accordingly, filtration experiments showed that the strength characteristics of polymer particles allow the developed polymer to overcome the bottomhole formation zone and penetrate into a remote formation zone.

На основании данных эксперимента, сделан вывод, что полимер способен кольматировать высокопроницаемые трещиноватые интервалы пласта и значительно снижать их проницаемость, что безусловно является причиной перераспределения водных потоков в наименее проницаемые интервалы и увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов. Based on the experimental data, it was concluded that the polymer is able to clog high-permeability fractured intervals of the formation and significantly reduce their permeability, which is undoubtedly the reason for the redistribution of water flows into the least permeable intervals and an increase in oil recovery in heterogeneous formations.

Пример осуществления способа:An example of the implementation of the method:

В нагнетательную скважину № 2137 произвели закачку полимера «Сезам». Характеристики скважины, предшествующие закачке и обработке полимером, представлены в табл.4: Sesame polymer was injected into injection well No. 2137. Well characteristics preceding injection and polymer treatment are presented in Table 4:

Таблица 4 Table 4

№ скважиныWell No. №2137No. 2137 Тип коллектораCollector type Терригенный, трещиноватыйTerrigenous, fractured Пластовая температура, СReservoir temperature, С 105105 Максимальная проницамость, мДMaximum permeability, mD 13501350 Общая принимающая толщина Total receiving thickness 8,58.5 Минерализация закачиваемой воды, мг/лInjected water salinity, mg / l 38003800

Объем сухого вещества составлял 15,5т, полимер вводили в скважину вместе с водой закачки. Закачку проводили в 4 этапа при следующих характеристиках:The volume of dry matter was 15.5 tons, the polymer was injected into the well together with the injection water. The injection was carried out in 4 stages with the following characteristics:

1 этап – концентрация 1%, размер частиц 5мм, общий закачанный объем 200 м³ Stage 1 - concentration 1%, particle size 5mm, total injected volume 200 m ³

2 этап - концентрация 0,5%, размер частиц 1,5мм, общий закачанный объем 700м³ Stage 2 - concentration 0.5%, particle size 1.5mm, total injected volume 700m ³

3 этап - концентрация 0,5%, размер частиц 3мм, общий закачанный объем 1800м3Stage 3 - concentration 0.5%, particle size 3mm, total pumped volume 1800m3

4 этап - концентрация 0,5%, размер частиц 5мм, общий закачанный объем 800м3Stage 4 - concentration 0.5%, particle size 5mm, total pumped volume 800m3

Общий объем закачанной суспензии – 3500м3, давление закачки постепенно увеличивали с 3 МПа на 1 этапе до 10,5 МПа на 4 этапе. График зависимости давления от общего объема закачанной суспензии изображен на фигуре 5.The total volume of the injected suspension is 3500 m3, the injection pressure was gradually increased from 3 MPa at stage 1 to 10.5 MPa at stage 4. The graph of the dependence of pressure on the total volume of the injected suspension is shown in figure 5.

После применения заявляемого способа по записи профиля приемистости пласта наблюдали увеличение общей принимающей толщины пласта с 8,5 м до обработки полимером до 19м – после обработки полимером «Сезам». Дополнительная добыча по участку влияния скважины №2137 составила 1820 т нефти за 7 месяцев эксплуатации.After applying the proposed method by recording the profile of the formation injectivity, an increase in the total receiving thickness of the formation was observed from 8.5 m before processing with the polymer to 19 m - after processing with the polymer "Sesame". Additional production in the area affected by well No. 2137 amounted to 1,820 tons of oil for 7 months of operation.

Таким образом, заявляемое изобретение позволяет увеличить нефтеотдачу из неоднородных пластов.Thus, the claimed invention makes it possible to increase oil recovery from heterogeneous formations.

Claims

A method for developing an oil reservoir, including geophysical studies of an injection well, determining the profile of the reservoir injectivity, preparing a suspension with particles of a pre-crosslinked polymer, pumping a suspension into a reservoir, controlling the concentration of a suspension, characterized in that a polymer based on polyacrylamide is used as a pre-crosslinked polymer, for preparation suspensions use the formation fluid supplied to the injection well, by introducing regulators of the absorption capacity and / or the degree of polymer grinding provide an absorption capacity of 35–42 g of water per 1 g of polymer for a given reservoir fluid; for preparing a suspension, a polymer injection unit is used, in which nozzles are connected to a pipeline supplying formation fluid to an injection well; to control the concentration of a suspension, the flow rate of the liquid entering the injection well and the flow rate of the liquid passing through the injection unit are measured. polymer, transmit the flow rate values to the control device, automatically maintain the liquid level in the tank of the polymer injection unit, automatically adjust the rotational speed of the screw dispenser supplying dry polymer to the tank, automatically adjust the speed of rotation of the shafts of the electric motors of the pumps supplying the suspension from the tank to the pipeline of the injection well, in Positive displacement pumps are used as pumps in the polymer injection unit.