EA034198B1 - Способ обработки призабойной зоны пласта - Google Patents
Способ обработки призабойной зоны пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA034198B1 EA034198B1 EA201890853A EA201890853A EA034198B1 EA 034198 B1 EA034198 B1 EA 034198B1 EA 201890853 A EA201890853 A EA 201890853A EA 201890853 A EA201890853 A EA 201890853A EA 034198 B1 EA034198 B1 EA 034198B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- solution
- oil
- silicon dioxide
- colloidal silicon
- rocks
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 50
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 48
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims abstract description 44
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 32
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 32
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 18
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims abstract 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 52
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 37
- 229940075614 colloidal silicon dioxide Drugs 0.000 claims description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 14
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 13
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 12
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 10
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 7
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 7
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 1-methoxypropan-2-ol Chemical compound COCC(C)O ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 2-Propenoic acid Natural products OC(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 4
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 abstract description 22
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 16
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 abstract description 14
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000008119 colloidal silica Substances 0.000 abstract 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 19
- 229910004298 SiO 2 Inorganic materials 0.000 description 16
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 15
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 13
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 10
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 10
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 8
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 7
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 6
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 5
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 230000003749 cleanliness Effects 0.000 description 1
- 229910052681 coesite Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052906 cristobalite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 description 1
- 239000006249 magnetic particle Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000005499 meniscus Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002940 repellent Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 229910052814 silicon oxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003307 slaughter Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000007928 solubilization Effects 0.000 description 1
- 238000005063 solubilization Methods 0.000 description 1
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 1
- 229910052682 stishovite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 229910052905 tridymite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
- C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/502—Oil-based compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/82—Oil-based compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/845—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/14—Double emulsions, i.e. oil-in-water-in-oil emulsions or water-in-oil-in-water emulsions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
- C09K8/76—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes for preventing or reducing fluid loss
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Cosmetics (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти, и обеспечивает повышение стабильности эмульсионного раствора для комплексной технологии интенсификации добычи нефти. В способе обработки призабойной зоны пласта указанную зону обрабатывают последовательно эмульсионным раствором, буферной оторочкой нефти и кислотной композицией, причем предварительно определяют смачиваемость горных пород призабойной зоны пласта и в случае гидрофильности горных пород применяют эмульсионный раствор прямого типа следующего состава, мас.%: углеводородная фаза - 20-25, эмульгатор - 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 0,5-3, водная фаза - остальное, а в случае гидрофобности указанных пород применяют эмульсионный раствор обратного типа следующего состава, мас.%: углеводородная фаза - 40-45, эмульгатор - 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 1-3, водная фаза - остальное.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти с целью увеличения конечного коэффициента извлечения нефти.
Одним из путей повышения эффективности применения методов интенсификации добычи нефти является применение технологий комплексной обработки призабойной зоны пласта (ПЗП). Одна из технологий такого вида представлена автором данной работы в патенте РФ на изобретение № 2583104 (патентообладатель Сергеев В.В., МПК Е21В 43/27, Е21В 33/138, опубликован 10.05.2016), принятым за прототип. Технология заключается в комбинировании двух видов обработок ПЗП. Комбинирование приводит к получению синергетического эффекта. Воздействие производится поэтапно: первый этап - обработка высокопроницаемых интервалов ПЗП инвертно-эмульсионным раствором (ИЭР), второй этап воздействие кислотным составом на низкопроницаемые интервалы ПЗП. При этом ИЭР содержит, об.%: эмульгатор - 2, углеводородную фазу (дизельное топливо) - 20, водную фазу - остальное.
Одной из основных особенностей технологии является селективность воздействия. Применение ИЭР для ограничения водопритоков из высокопроницаемых участков пласта обеспечивает блокировку исключительно водонасыщенных интервалов ПЗП. Способность ИЭР снижать вязкость при взаимодействии с углеводородной фазой предотвращает кольматацию низкопроницаемых участков ПЗП. Блокировка водоносных поглощающих интервалов ИЭР обеспечивает эффективное селективное воздействие кислотным составом на низкопроницаемые интервалы ПЗП.
По результатам 6 мес. мониторинга работы скважин, обработанных в рамках опытно-промыслового испытания комплексной технологии интенсификации добычи нефти, было определено, что положительный технологический эффект составляет в среднем 4 мес. На фиг. 1 приведена таблица, отражающая средние значения основных показателей работы скважин Пашнинского месторождения после обработки известной комплексной технологией за период 4 мес. со дня обработки. В среднем по прошествии 4 мес. обводненность скважин снова возрастала до прежнего уровня.
Недостатком известного способа является недостаточно высокая стабильность ИЭР в пластовых условиях.
Из уровня техники известен состав для обработки подземных нефтяных пластов, содержащий коллоидные наночастицы диоксида кремния диаметром от 4 до 300 нм (патент WO 2007135617 А1, патентообладатели SCHLUMBERGER CA LTD, SCHLUMBERGER SERVICES PETROL, SCHLUMBERGER HOLDINGS, SCHLUMBERGER TECHNOLOGY BV, PRAD RES & DEV NV, ODEH NADIR M M, CHAABOUNI HASSAN, CHAN KENG SENG, ENKABABIAN PHILIPPE, МПК C09K 8/504, C09K 8/506, C09K 8/516, дата публикации 29.11.2007). Известный состав образовывает гель с задержкой во времени. В нефтяном пласте присутствует необходимый для гелеобразования донор гидроксилов, который при повышенных температурах высвобождает гидроксильные группы и тем самым способствует формированию гелеобразующего препарата. В результате состав блокирует водоносные интервалы пласта.
Недостатком известного состава является необходимость использования детонирующих доноров гидроксилов, которые предварительно закачивают в призабойную зону пласта (ПЗП). В случае обработки поглощающих интервалов ПЗП обработка по данной технологии не будет эффективной, т.к. маловязкий раствор детонирующих доноров гидроксилов будет уходить в поглощающие интервалы. Также недостатком является необходимость создания высокой температуры для вызова реакции и формирования гелеобразующего состава.
Из уровня техники известен способ получения углеводородов из подземного пласта, включающий обработку призабойной зоны пласта нагнетательных скважин инвертно-эмульсионным раствором (патент US 2006040661 А1, патентообладатели CHOI HYUNG-NAM, ECKERT MICHAEL, LUFT ACHIM, МПК H04L 12/28, H04L 29/06, H04W 48/16, H04W 88/06, H04W 84/04, H04W 84/12, дата публикации 29.11.2007) с целью вытеснения нефти к добывающим скважинам. Инвертно-эмульсионный раствор содержит углеводородную фазу, водную фазу и твердые частицы, в качестве которых могут быть использованы наночастицы коллоидной двуокиси кремния с диаметром частиц 10-20 нм. Известным изобретением достигается повышение стабильности эмульсии и эффективности вытеснения углеводородов.
Недостатком известного состава является необходимость насыщения углеводородной фазы эмульсии газом. Это усложняет процесс приготовления рабочего раствора и требует применения специального оборудования. Кроме того, известный способ не предназначен для обработки ПЗП добывающих скважин, а только для нагнетательных.
Техническим результатом заявленного изобретения является повышение стабильности эмульсионного раствора (ЭР) для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом за счет избирательного блокирования водоносных интервалов пласта высокостабильным водоизолирующим составом.
Сущность изобретения заключается в том, что обрабатывают призабойную зону пласта последовательно эмульсионным раствором, ограничивающим водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон продуктивного пласта, оторочкой нефти, являющейся буферной и обеспечивающей недопущение взаимодействия эмульсионного раствора с кислотной композицией при закачке в скважину и продавке в призабойную зону пласта, и кислотной композицией, при этом предварительно определяют смачиваемость горных пород призабойной зоны продуктивного пласта,
- 1 034198 и в случае гидрофильности горных пород продуктивного интервала, применяют эмульсионный раствор прямого типа следующего состава, мас.%: углеводородная фаза - 20-25, эмульгатор - 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 0,5-3, водная фаза - остальное, а в случае гидрофобности горных пород продуктивного интервала применяют эмульсионный раствор обратного типа следующего состава, мас.%: углеводородная фаза - 40-45, эмульгатор - 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 13, водная фаза - остальное. Раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния может содержать, мас.%: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59,5, вода остальное. В качестве эмульгатора можно использовать эмульгатор марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ. В качестве углеводородной фазы можно использовать дизельное топливо или подготовленную нефть с нефтесборного пункта. В качестве водной фазы можно использовать раствор хлорида кальция или хлорида натрия.
Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.
На фиг. 1 показана таблица, отражающая средние значения основных показателей работы скважин Пашнинского месторождения после обработки комплексной технологией согласно прототипу, за период 4 мес. со дня обработки.
На фиг. 2 показана зависимость вязкостей базовых ЭР прямого и обратного типа от содержания минерализованного раствора при скорости вращения шпинделя 30 об./мин.
На фиг. 3 показана зависимость вязкостей составов прямой тип ЭР + наночастицы SiO2 от содержания минерализованного раствора при скорости вращения шпинделя 30 об./мин.
На фиг. 4 показана зависимость вязкостей составов обратный тип ЭР + наночастицы SiO2 от содержания минерализованного раствора при скорости вращения шпинделя 30 об./мин.
На фиг. 5 показана зависимость вязкостей ЭР прямого и обратного типа от содержания наночастиц при смешении с 30 мас.% модели пластовой воды (скорость вращения шпинделя 30 об./мин.).
На фиг. 6 показаны результаты проведения эксперимента по измерению динамической вязкости ЭР прямого типа + 3% наночастиц SiO2 до и после смешения с углеводородной фазой.
На фиг. 7 показаны результаты проведения эксперимента по измерению динамической вязкости ЭР обратного типа + 3% наночастиц SiO2 до и после смешения с углеводородной фазой.
С целью разработки высокостабильных эмульсионных растворов (ЭР), увеличивающих эффективность добычи нефти, проведены эксперименты по исследованию вязкостных свойств двух типов эмульсионных растворов (прямого и обратного) с добавками наночастиц диоксида кремния SiO2 и определению термостабильности разработанных составов.
Лабораторные эксперименты по исследованию динамики вязкостных свойств ЭР прямого и обратного типа проводились на приборе DV-E VISCOMETER BROOKFIELD.
Перед проведением экспериментов по исследованию динамики вязкостных свойств двух типов ЭР с помощью устройства CAT R50 D в течение 15 мин проводилось смешение компонентов, составляющих образцы базовых ЭР: дизельное топливо, эмульгатор и модель пластовой воды (раствор CaCl2, NaCl плотностью 1100 кг/м3).
С целью определения динамики вязкости базовых ЭР прямого и обратного типа при смешении с моделью пластовой воды (раствором хлорида кальция CaCl2 плотностью 1100 кг/м3) производились добавки раствора хлорида кальция CaCl2 в базовые образцы в объемах: 5; 10; 15; 20; 25; 30 мас.% при 20°C (фиг. 2).
После измерения вязкостных свойств базовых образцов ЭР были проведены эксперименты по определению зависимости вязкости ЭР прямого и обратного типа от массового содержания наночастиц SiO2, выявления оптимальной концентрации наночастиц SiO2 в ЭР при смешении состава с моделью пластовой воды (раствор хлорида кальция CaCl2), а также стабильности составов.
В экспериментах были подготовлены 12 опытных образцов ЭР прямого и обратного типов со следующими объемами добавок наночастиц диоксида кремния SiO2: 0,5; 1; 2; 3; 4 и 5 мас.%. После этого в каждый из опытных образцов производилась добавка модели пластовой воды (раствор хлорида кальция CaCl2) в объемах: 5; 10; 15; 20; 25; 30 мас.%, составы тщательно перемешивались магнитной мешалкой CAT R50 D в течение 30 мин, и после производилось измерение вязкости полученных составов. Исследования проводились при температуре 20°С.
Тип эмульсионного раствора (прямой или обратный) выбирают в зависимости от характера смачиваемости горных пород продуктивных интервалов.
В случае гидрофильности горных пород продуктивного интервала применяют состав нового ЭР прямого типа с содержанием наночастиц коллоидной двуокиси кремния, мас.%:
углеводородная фаза - дизельное топливо 20-25, эмульгатор 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния 0,5-3, водная фаза (раствор СаС12 или NaCl) остальное.
По результатам проведенных экспериментов построены графики динамики вязкости ЭР прямого типа с добавками наночастиц SiO2 при смешении с моделью пластовой воды (раствор хлорида кальция
- 2 034198
CaCl2) (фиг. 3).
В случае гидрофобности горных пород продуктивного интервала применяют состав нового ЭР обратного типа с содержанием наночастиц коллоидной двуокиси кремния, мас.%:
углеводородная фаза - дизельное топливо 40-45, эмульгатор 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния 1-3, водная фаза (раствор СаС12 или NaCl) остальное.
По результатам проведенных экспериментов построены графики динамики вязкости ЭР обратного типа с добавками наночастиц SiO2 при смешении с моделью пластовой воды (раствор хлорида кальция CaCl2) (фиг. 4).
Выявленные зависимости позволяют сделать вывод, что наличие добавки от 0,5 до 3 мас.% коллоидной двуокиси кремния в составах ЭР как прямого, так и обратного типов приводит к увеличению вязкостных свойств ЭР с 4080 до 6800 мПа-с при смешении с 30 мас.% модели пластовой воды (фиг. 5).
Статистический анализ результатов экспериментов позволил определить оптимальные концентрации раствора наночастиц коллоидной двуокиси кремния SiO2 в составе ЭР прямого и обратного типа, находящиеся в интервале 0,5-3 мас.%.
Исследование термостабильности составов производилось в водяной бане LOIP LB-161. В результате экспериментов на термостабильность составов ЭР+наночастицы SiO2 с добавками раствора хлорида кальция CaCl2 - 15 мас.% определено, что в интервале добавок наночастиц диоксида кремния SiO2 от 0,5-3 мас.% составы проявили стабильность при выдержке в течение 48 ч при температуре 80°C.
С целью определения влияния наночастиц диоксида кремния SiO2 на способность ЭР снижать вязкость при взаимодействии с углеводородной фазой были проведены эксперименты, которые позволили определить влияние углеводородов на вязкостные свойства системы разработанных ЭР.
Углеводороды являются гидрофобными соединениями, не смешивающимися с водой. Однако способность углеводородов диффундировать в ядра мицелл оказывает влияние на их форму, размер и, как следствие, на реологические свойства растворов [1].
Для экспериментов были выбраны растворы с содержанием 1 мас.% наночастиц, в который производились различные по объему добавки модели пластовой воды: 5, 10, 15, 20, 25, 30 мас.% соответственно. Таким образом, были получены 12 образцов растворов с различным массовым содержанием модели пластовой воды. Эксперименты по исследованию влияния углеводородов на реологические свойства составов ЭР + наночастицы диоксида кремния SiO2 производили следующим образом.
Поочередно разработанные растворы с различным массовым содержанием модели пластовой воды смешивали с нефтью (вязкость - 22 мПа-с, плотность - 866 кг/м3) в колбе в соотношении 50 мл раствора на 20 мл нефти, в течение 20 с встряхивали. Полученную массу в течение 1 ч выдерживали в водяной бане при температуре 40°С. После выдержки наблюдалось фазовое разделение системы на верхнюю углеводородную и нижнюю - водную фазы. После этого производилось измерение вязкости полученных образцов на ротационном вискозиметре при скорости вращения шпинделя 30 об./мин. Результаты экспериментов по взаимодействию нефти с ЭР прямого и обратного типов графически представлены на фиг. 6 и 7.
По результатам анализа определена высокая чувствительность раствора ЭР + наночастицы диоксида кремния SiO2 к углеводородам. Смешение с нефтью приводит к значительному снижению вязкости: с максимального значения - 6430 до 90 мПа-с и минимального значения - 2730 до 40 мПа-с.
На последнем этапе экспериментов каждый из образцов, смешанных с нефтью, был профильтрован сквозь сито (размер ячейки 500 мкм). На сите не наблюдалось высоковязких осадков и отдельных сгустков. Можно сделать предположение, что такое изменение вязкости обусловлено переходом цилиндрических мицелл в сферические мицеллы в результате солюбилизации углеводородов.
Таким образом, результаты проведенных экспериментов подтверждают способность ЭР+наночастицы диоксида кремния SiO2 значительно снижать вязкость при взаимодействии с углеводородной фазой, что имеет большое значение при применении раствора в технологиях интенсификации добычи нефти или увеличения нефтеотдачи пластов. Способность раствора избирательно блокировать водоносные интервалы пласта является главной его особенностью и преимуществом. При этом для ЭР прямого типа наиболее эффективным является ЭР следующего состава, мас.%:
эмульгатор (например, марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ) углеводородная фаза (например, дизельное топливо) раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния водная фаза (например, раствор СаС12 или NaCl) где раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния содержит, мас.%:
3-5,
20-25,
0,5-3, остальное,
- 3 034198 коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте40, монометиловый эфир пропиленгликоля59,5, вода остальное.
Для ЭР обратного типа наиболее эффективным является ЭР следующего состава, мас.%:
эмульгатор (например, марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ) 3-5, углеводородная фаза (например, дизельное топливо) 40-45, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния1 -3, водная фаза (например, раствор СаС12 или NaCI) остальное, где раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния содержит, мас.%:
коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте40, монометиловый эфир пропиленгликоля59,5, вода остальное.
Предпочтительный размер наночастиц двуокиси кремния - 45 нм.
При осуществлении способа в качестве углеводородной фазы рекомендуется использовать дизельное топливо, также допускается использование подготовленной нефти с нефтесборного пункта.
Ниже приведен пример осуществления способа.
Провели анализ исходной геолого-физической информации обрабатываемого интервала продуктивного пласта. В результате анализа определили основные геолого-физические параметры, в том числе характер смачиваемости горных пород интервала продуктивного пласта.
Наиболее распространенная методика определения смачиваемости горных пород состоит в оптическом измерении краевого угла смачивания по замеру угла мениска, образованного на поверхности горной породы в системе вода - углеводородная жидкость с применением современной специализированной оптической цифровой техники. В случае если порода смачивается водой, то краевой угол смачивания θ практически равен нулю, что является показателем гидрофильности горной породы. В случае если порода смачивается нефтью, то краевой угол смачивания θ приближается к 180°, что является показателем гидрофобности горной породы. На поверхности с промежуточной смачиваемостью краевой угол зависит от баланса сил поверхностного натяжения [5].
В данном примере осуществления способа выявили, что краевой угол смачивания θ практически равен нулю, что является показателем гидрофильности горной породы (т.е. порода смачивается водой), на основании чего определили тип ЭР - необходим ЭР прямого типа.
Перед осуществлением обработки ПЗП подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и призабойной зоны скважины. Для этого выполнили следующие технологические операции:
спуск колонны насосно-компрессорных труб (далее - НКТ) с воронкой или пером до искусственного забоя;
промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 1-2 м ниже перфорированной части пласта.
После того, как все подготовительные работы провели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по обработке ПЗП:
1) Произвели закачку в колонну НКТ расчётного объёма ЭР и посадку пакера строго в следующей последовательности:
Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭР). ЭР прямого типа содержит, мас.%: эмульгатор 3-5, углеводородную фазу - 20-25, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 0,5-3, водную фазу - остальное, где раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния содержит, мас.%: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59,5, вода - остальное. В качестве эмульгатора использовали эмульгатор марки Синол-ЭМ, в качестве углеводородной фазы -дизельное топливо, в качестве водной фазы - раствор хлорида кальция. ЭР ограничивает водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон пласта, и при этом обладает высокой стабильностью. Увеличение вязкости и стабильности происходит за счет включения наночастиц двуокиси кремния в сетку цилиндрических мицелл ПАВ в результате присоединения энергетически невыгодных торцевых частей мицелл к слою ПАВ на поверхности наночастиц (подробнее [2], [3], [4]).
Произвели посадку пакера (5-10 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объёма ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку расчётного объёма (0,2 т), являющуюся буферной,
- 4 034198 для предотвращения прямого контакта ЭР и кислотной композиции (вводимой следующей) в стволе скважины.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) расчётным объёмом кислотной композиции. Использовали кислотную композицию следующего состава: 15-процентная соляная кислота, диэтиленгликоль, уксусная кислота, гидрофобизатор на основе амидов, ингибитор коррозии, техническая вода.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭР в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
4) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР + нефтяная оторочка + кислотная композиция) минерализованным раствором с ПАВ (2-3 мас.%) до башмака НКТ. В качестве ПАВ может применяться гидрофобизаторы ЧАС-М или ИВВ-1.
Кислотная композиция продавливается в неработающие, слабопроницаемые участки карбонатного пласта. Высокопроницаемые участки перекрыты ЭР. Продавку кислотной композиции в пласт выполнили минерализованным раствором с ПАВ.
5) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину для реакции кислоты с горной породой. Время выдержки зависит от концентрации соляной кислоты в композиции. Более точное время определяется лабораторными методами по растворению керна породы кислотной композицией.
Осуществили заключительные мероприятия:
1) Произвели свабирование скважины в количестве двух объемов ствола скважины с целью удаления продуктов реакции из пласта.
2) Подняли колонну НКТ, спустили насосное оборудование и осуществили запуск скважины в работу.
3) Для установления технологического эффекта выполнили комплекс гидродинамических и геофизических исследований, направленных на определение коэффициента продуктивности и профиля притока жидкости к скважине.
В случае гидрофобности горных пород продуктивного пласта, способ был бы осуществлен аналогично, но с применением ЭР обратного типа следующего состава, мас.%: углеводородная фаза - 40-45, эмульгатор - 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 1-3, водная фаза - остальное.
Таким образом, изобретение обеспечивает повышение стабильности ЭР, применяемого для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом за счет избирательного блокирования водоносных интервалов пласта.
Источники информации:
1. Shibaev A. V. How a viscoelastic solution of wormlike micelles transforms into a microemulsion upon absorption of hydrocarbon: New insight [Text]/A. V. Shibaev, M. V. Tamm, V. S. Molchanov, A. V. Rogachev, A. I. Kuklin, E. E. Dormidontova, О. Е. Philippova//Langmuir. -2014, v. 30. - No13, P. 3705-3714.
2. Pletneva V.A. Viscoelasticity of Smart Fluids Based on Wormlike Surfactant Micelles and Oppositely Charged Magnetic Particles/V.A. Pletneva, V.S. Molchanov, O.E. Philippova [Text]//Langmuir. -2015. -V.31 (1). -P. 110-119.
3. Nettesheim F. Influence of Nanoparticle Addition on the Properties of Wormlike Micellar Solutions [Text]/F. Nettesheim, M.W. Liberatore, ТА Hodgdon, N.J. Wagner, E.W. Kaler, M. Vethamuthu//Langmuir. 2008. V. 24. P. 7718-7726.
4. Диссертация на соискание к.х.н. Исмагилов Ильнур Фанзатович. Супрамолекулярная система на основе цилиндрических мицелл анионного ПАВ и наночастиц оксида кремния. ФГБОУ ВО Казанский национальный исследовательский технологический университет, Казань, 2016 г.
5. Нефтегазовое обозрение. Шлюмберже. Лето 2007 г., с. 28-51.
Claims (1)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯСпособ обработки призабойной зоны пласта, характеризующийся тем, что призабойную зону пласта обрабатывают последовательно эмульсионным раствором, оторочкой нефти и кислотной композицией, отличающийся тем, что в качестве кислотной композиции применяют композицию, состоящую из 15%-ной соляной кислоты, диэтиленгликоля, уксусной кислоты, гидрофобизатора на основе амидов, ингибитора коррозии и технической воды, при этом предварительно определяют смачиваемость горных пород призабойной зоны продуктивного пласта и в случае гидрофильности горных пород продуктивного интервала применяют эмульсионный раствор прямого типа следующего состава, мас.%: углеводородная фаза в виде дизельного топлива или подготовленной нефти с нефтесборного пункта - 20-25, эмульгатор Синол ЭМ или Синол ЭМИ - 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 0,5-3, водный раствор хлорида кальция или хлорида натрия - остальное, а в случае гидрофобности горных пород продуктивного интервала применяют эмульсионный рас- 5 034198 твор обратного типа следующего состава, мас.%: углеводородная фаза в виде дизельного топлива или подготовленной нефти с нефтесборного пункта - 40-45, эмульгатор Синол ЭМ или Синол ЭМИ - 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 1-3, водный раствор хлорида кальция или хлорида натрия - остальное, где раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния содержит, мас.%: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59,5, воду - остальное.
Номер скважины До обработки После обработки Дебит жидкости, м3/сут Дебит нефти, т/сут Обводненность, % Дебит жидкости, м3/сут Дебит нефти, т/сут Обводненность, % 806 46,2 2,6 95,0 45 4,7 85,0 335 19,4 1,6 93,5 23,0 3,15 81,5 203 3,5 1,5 48,0 3,3 2,7 26,5 Фиг. 1
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016135679A RU2631460C1 (ru) | 2016-09-02 | 2016-09-02 | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| PCT/RU2017/000086 WO2018044200A1 (ru) | 2016-09-02 | 2017-02-21 | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201890853A1 EA201890853A1 (ru) | 2018-09-28 |
| EA034198B1 true EA034198B1 (ru) | 2020-01-16 |
Family
ID=59931098
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201890853A EA034198B1 (ru) | 2016-09-02 | 2017-02-21 | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11162023B2 (ru) |
| EP (1) | EP3508684B1 (ru) |
| CN (1) | CN109996930B (ru) |
| EA (1) | EA034198B1 (ru) |
| RU (1) | RU2631460C1 (ru) |
| WO (1) | WO2018044200A1 (ru) |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2662721C1 (ru) * | 2017-10-05 | 2018-07-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты) |
| RU2662720C1 (ru) * | 2017-10-05 | 2018-07-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта (варианты) |
| RU2670307C1 (ru) * | 2017-11-13 | 2018-10-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ предупреждения проявлений при строительстве нефтяных и газовых скважин |
| RU2670308C1 (ru) * | 2017-11-13 | 2018-10-22 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин |
| RU2700851C1 (ru) * | 2018-06-18 | 2019-09-23 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2702175C1 (ru) * | 2018-06-18 | 2019-10-04 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта |
| RU2728168C9 (ru) * | 2020-01-21 | 2020-10-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Способ предотвращения прорывов пластовых вод к забоям газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин |
| CN114562239B (zh) * | 2022-03-07 | 2023-04-14 | 吉林大学 | 采用纳米流体提高水合物藏开采效率的方法及装置 |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6068054A (en) * | 1997-05-23 | 2000-05-30 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using an emulsion |
| US20090211758A1 (en) * | 2005-12-22 | 2009-08-27 | Bragg James R | Method of Oil Recovery Using a Foamy Oil-External Emulsion |
Family Cites Families (23)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| ATE421564T1 (de) * | 2002-05-24 | 2009-02-15 | 3M Innovative Properties Co | Verwendung von oberflächenmodifizierten nanopartikeln zur ölgewinnung |
| RU2242494C2 (ru) * | 2002-11-06 | 2004-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Реагент для выноса водоконденсатной смеси из скважины |
| CN1472418A (zh) * | 2003-06-26 | 2004-02-04 | 辽宁天意实业股份有限公司 | 一种高温高压人工防砂井壁及其施工工艺 |
| US7458424B2 (en) * | 2006-05-16 | 2008-12-02 | Schlumberger Technology Corporation | Tight formation water shut off method with silica gel |
| EP2140103A4 (en) * | 2007-03-23 | 2011-08-03 | Univ Texas | COMPOSITIONS AND METHODS FOR TREATING WELL BLOCKED WELL |
| US7975764B2 (en) * | 2007-09-26 | 2011-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Emulsion system for sand consolidation |
| RU2394155C1 (ru) * | 2009-03-30 | 2010-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| DE102009030411A1 (de) * | 2009-06-25 | 2010-12-30 | Clariant International Limited | Wasser-in-Öl-Emulsion und Verfahren zu ihrer Herstellung |
| EP2278120A1 (en) * | 2009-07-22 | 2011-01-26 | Bergen Teknologioverføring AS | Method for integrated enhanced oil recovery from heterogeneous reservoirs |
| US20110021386A1 (en) * | 2009-07-27 | 2011-01-27 | Ali Syed A | Microemulsion to improve shale gas production by controlling water imbibition |
| US8822386B2 (en) * | 2010-06-28 | 2014-09-02 | Baker Hughes Incorporated | Nanofluids and methods of use for drilling and completion fluids |
| KR101020485B1 (ko) * | 2010-09-20 | 2011-03-09 | 김택수 | 침투성 발수 강화 코팅재 조성물 및 이를 사용한 노면 그루브 시공방법 |
| CN102268975B (zh) * | 2011-06-30 | 2014-01-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种乳化稠油堵水施工工艺 |
| RU2494245C1 (ru) * | 2012-04-18 | 2013-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| AU2015261738B2 (en) * | 2012-04-27 | 2016-09-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles |
| US20140116695A1 (en) * | 2012-10-30 | 2014-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Emulsified acid with hydrophobic nanoparticles for well stimulation |
| CN103256032A (zh) * | 2013-05-31 | 2013-08-21 | 中国地质大学（北京） | 一种利用纳米粉体材料增强低渗油田注水能力的方法 |
| CN104448126B (zh) * | 2013-09-24 | 2017-01-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 苛刻油藏反相微乳液调驱体系及其制备方法 |
| CN104610945B (zh) * | 2013-11-05 | 2018-01-26 | 中国石油化工集团公司 | 一种环保型强封堵油基钻井液 |
| CN103992781B (zh) * | 2014-04-22 | 2016-11-23 | 中国石油技术开发公司 | 一种稠油热采封窜剂及其注入方法 |
| CN105295878A (zh) * | 2014-07-21 | 2016-02-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种纳米二氧化硅乳化堵水剂及其应用 |
| AU2015227391B2 (en) * | 2014-09-17 | 2018-11-01 | Flotek Chemistry, Llc | Methods and compositions for use in oil and/or gas wells |
| RU2583104C1 (ru) * | 2014-12-17 | 2016-05-10 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ обработки призабойной зоны пласта |
-
2016
- 2016-09-02 RU RU2016135679A patent/RU2631460C1/ru active
-
2017
- 2017-02-21 EA EA201890853A patent/EA034198B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2017-02-21 US US16/329,856 patent/US11162023B2/en active Active
- 2017-02-21 WO PCT/RU2017/000086 patent/WO2018044200A1/ru active Application Filing
- 2017-02-21 EP EP17847082.9A patent/EP3508684B1/en active Active
- 2017-02-21 CN CN201780054047.8A patent/CN109996930B/zh active Active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6068054A (en) * | 1997-05-23 | 2000-05-30 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using an emulsion |
| US20090211758A1 (en) * | 2005-12-22 | 2009-08-27 | Bragg James R | Method of Oil Recovery Using a Foamy Oil-External Emulsion |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201890853A1 (ru) | 2018-09-28 |
| EP3508684A1 (en) | 2019-07-10 |
| RU2631460C1 (ru) | 2017-09-22 |
| US20190241797A1 (en) | 2019-08-08 |
| EP3508684A4 (en) | 2020-04-08 |
| US11162023B2 (en) | 2021-11-02 |
| CN109996930B (zh) | 2021-12-21 |
| CN109996930A (zh) | 2019-07-09 |
| WO2018044200A1 (ru) | 2018-03-08 |
| EP3508684B1 (en) | 2023-08-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA034198B1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| AU2014281205B2 (en) | Simultaneous method for combined acidizing and proppant fracturing | |
| US3747681A (en) | Hydraulic fracturing process using polyethylene oxide based fracturing fluid | |
| US9909403B2 (en) | Adjusting surfactant concentrations during hyraulic fracturing | |
| CN103328765A (zh) | 创建连接油井中的水力裂缝网路的高传导性裂缝的方法 | |
| US20160264849A1 (en) | Hydrofluoric Based Invert Emulsions for Shale Stimulation | |
| RU2700851C1 (ru) | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта | |
| EA008671B1 (ru) | Эмульсионная система, полученная при помощи волокна | |
| AU2017408643B2 (en) | Methods and treatment fluids for microfracture creation and microproppant delivery in subterranean formations | |
| AU2018450648B2 (en) | Compositions and methods using subterranean treatment fluids comprising water-soluble polymers | |
| Taiwo et al. | SURFACTANT AND SURFACTANT-POLYMER FLOODING FOR LIGHT OIL: A GUM ARABIC APPROACH. | |
| CN110791279A (zh) | 一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系 | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| RU2702175C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта | |
| CN110511735B (zh) | 一种致密油藏高粘度强溶蚀酸液体系 | |
| RU2679029C1 (ru) | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) | |
| RU2160832C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в скважину | |
| RU2736671C1 (ru) | Блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор с мраморной крошкой | |
| RU2770192C1 (ru) | Кислотная композиция для обработки призабойной зоны высокотемпературного карбонатного коллектора | |
| RU2321725C2 (ru) | Способ блокирования призабойной зоны пласта и глушения газовой скважины | |
| Bybee | Leakoff control and fracturing-fluid cleanup in appalachian gas reservoirs | |
| RU2109939C1 (ru) | Состав для ограничения притока пластовых вод | |
| Wu | Selection of friction reducer for slickwater fracturing to achieve both fracking robustness and production maximisation | |
| Poettmann | The use of non-Newtonian fluids in oil recovery | |
| Cairns | Increased oil production from wet wells in sandstone reservoirs by modifying the relative permeability |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG TJ |