EA038753B1 - Способ селективной обработки призабойной зоны пласта - Google Patents
Способ селективной обработки призабойной зоны пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA038753B1 EA038753B1 EA202092650A EA202092650A EA038753B1 EA 038753 B1 EA038753 B1 EA 038753B1 EA 202092650 A EA202092650 A EA 202092650A EA 202092650 A EA202092650 A EA 202092650A EA 038753 B1 EA038753 B1 EA 038753B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- esn
- vol
- silicon dioxide
- composition
- oil
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 130
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 61
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 280
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 271
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 140
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims abstract description 140
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 138
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 138
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims abstract description 104
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M potassium chloride Inorganic materials [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 99
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 92
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 82
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 58
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims abstract description 57
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 56
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 56
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 56
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 50
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 50
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 41
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 121
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 102
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 96
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 96
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 95
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 93
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 91
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 74
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 69
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 50
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 49
- OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N Hydrazine Chemical class NN OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 45
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 45
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 45
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 45
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 45
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 45
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 44
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 34
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 34
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 34
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 34
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 claims description 32
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 claims description 32
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 30
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 30
- ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 1-methoxypropan-2-ol Chemical compound COCC(C)O ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims description 21
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims description 21
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims description 21
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 16
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 16
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 16
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 claims description 16
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 claims description 16
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 16
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 16
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 12
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 12
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 12
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 7
- 229910021486 amorphous silicon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 16
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 15
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 abstract description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 118
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 45
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 44
- 235000011167 hydrochloric acid Nutrition 0.000 description 36
- 235000011054 acetic acid Nutrition 0.000 description 31
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 30
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 27
- 230000008569 process Effects 0.000 description 21
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 17
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 14
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 13
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 9
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 9
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 8
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 7
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 6
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 5
- 208000033931 Blepharophimosis-ptosis-epicanthus inversus syndrome Diseases 0.000 description 4
- 102100035137 Forkhead box protein L2 Human genes 0.000 description 4
- 101001023356 Homo sapiens Forkhead box protein L2 Proteins 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 230000003749 cleanliness Effects 0.000 description 4
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 4
- 238000001595 flow curve Methods 0.000 description 4
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 4
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 4
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 4
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 3
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 3
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 230000000454 anti-cipatory effect Effects 0.000 description 2
- -1 author Sergeev V.V. Chemical compound 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 2
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 210000003746 feather Anatomy 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 2
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 238000007614 solvation Methods 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 230000005653 Brownian motion process Effects 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001243 acetic acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000005537 brownian motion Methods 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000010411 cooking Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 229940079593 drug Drugs 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 230000002147 killing effect Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of 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
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- 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
-
- 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
-
- 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
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic 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
- C09K8/60—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
-
- 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
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B82—NANOTECHNOLOGY
- B82Y—SPECIFIC USES OR APPLICATIONS OF NANOSTRUCTURES; MEASUREMENT OR ANALYSIS OF NANOSTRUCTURES; MANUFACTURE OR TREATMENT OF NANOSTRUCTURES
- B82Y30/00—Nanotechnology for materials or surface science, e.g. nanocomposites
-
- 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
- C09K2208/32—Anticorrosion additives
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Nanotechnology (AREA)
- Condensed Matter Physics & Semiconductors (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- Composite Materials (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти с целью увеличения темпа разработки нефтегазовых месторождений и повышения коэффициента извлечения нефти. Техническим результатом заявленного изобретения является повышение термостабильности эмульсионной системы, увеличение темпа разработки нефтегазоносного объекта, увеличение продолжительности положительного эффекта и дополнительная добыча нефти. Сущность изобретения заключается в том, что осуществляют три и более этапов обработки призабойной зоны пласта с расчетной периодичностью реализации этапов, причем реализацию второго и каждого последующего этапа осуществляют при снижении коэффициента продуктивности и/или суточного дебита нефти скважины на 25% и более за последние 6 месяцев эксплуатации скважины. При этом на первом и втором этапе призабойную зону пласта обрабатывают последовательно высокостабильной эмульсионной системой с содержанием наночастиц двуокиси кремния, кислотной композицией и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция. На третьем и последующих этапах призабойную зону пласта обрабатывают последовательно высокостабильной эмульсионной системой с содержанием наночастиц двуокиси кремния, композицией поверхностно-активных веществ и спиртов и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти с целью увеличения темпа разработки нефтегазовых месторождений и повышения коэффициента извлечения нефти.
Опережающее обводнение нефтегазоносных объектов является одной из наиболее распространенных проблем, снижающих эффективность разработки нефтегазовых месторождений. Причинами опережающего обводнения могут являться одновременно несколько факторов, в том числе геологические микро- и макронеоднородности пластов, естественная трещиноватость пластов в сочетании с интенсивными системами разработки объектов, высокий уровень интерференции скважин, широкое внедрение технологии гидравлического разрыва пласта и т.д. Основной сложностью в борьбе с опережающим обводнением является то, что все вышеуказанные факторы могут сочетаться в рамках одного объекта разработки и месторождения.
Накопленный в РФ опыт разработки нефтегазовых месторождений показывает, что геологические микро- и макронеоднородности пластов, а также их естественная трещиноватость являются основными факторами, осложняющими разработку месторождений. Данные факторы способствуют неравномерному распределению фильтрационных потоков по объему объекта разработки и образованию целик нефти, которые невозможно вовлечь в разработку без применения третичных методов воздействия на пласты, в том числе технологий интенсификации добычи нефти.
В этих условиях разработки нефтегазовых месторождений необходимо применение технологий интенсификации добычи нефти, обладающих селективным действием. Селективность может заключаться в свойстве водоограничивающих технологических жидкостей избирательно блокировать наиболее проницаемые водонасыщенные интервалы пластов, чем обеспечивается перераспределение фильтрационных потоков по объему пласта и вовлечение в процессы разработки менее проницаемых застойных зон.
Одна из технологий такого вида представлена автором данной работы в патенте РФ на изобретение № 2631460 (патентообладатель ООО ВИ-ЭНЕРДЖИ, автор Сергеев В.В., МПК E21B 43/22, E21B 43/27, опубликован 22.09.2017), принятым за прототип. Технология заключается в комбинировании двух видов обработок призабойной зоны пласта (ПЗП): ограничение водопритоков и кислотная обработка ПЗП. Комбинирование приводит к направленному кислотному воздействию на менее проницаемые интервалы нефтегазоносного пласта. Воздействие производится поэтапно: первый этап - обработка высокопроницаемых интервалов ПЗП эмульсионным раствором (далее - ЭР), второй этап - закачка оторочки нефти, третий этап - воздействие кислотной композицией на низкопроницаемые интервалы ПЗП. Причем предварительно определяют смачиваемость горных пород ПЗП и в случае гидрофильности горных пород применяют ЭР прямого типа следующего состава, мас.%: эмульгатор марки Синол ЭМ или Синол ЭМИ 3-5, углеводородную фазу (дизельное топливо или подготовленную нефть с нефтесборного пункта) - 2025, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-3, водную фазу - остальное. В случае гидрофобности горных пород применяют ЭР обратного типа следующего состава, мас.%: эмульгатор марки Синол ЭМ или Синол ЭМИ - 3-5, углеводородную фазу (дизельное топливо или подготовленную нефть с нефтесборного пункта) - 40-45, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1-3, водную фазу остальное.
По результатам 10 месяцев мониторинга работы скважин, обработанных по известной технологии интенсификации добычи нефти, было определено, что положительный технологический эффект составляет в среднем 6 месяцев. При этом лабораторными методами было определено, что термостабильность ЭР ограничена - до 90°C (фиг. 2), следовательно, известная технология интенсификации добычи нефти ограничена в применении в высокотемпературных пластах с пластовой температурой более 90°C. Также общеизвестным является тот факт, что при обработках горных пород соляно- или глинокислотными составами каждая последующая обработка одного и того же интервала является менее эффективной, так как после реакции кислот с минералами пласта на поверхности горных пород образуется низкопроницаемый слой из продуктов реакции, который при последующей обработке препятствует контакту кислот с минералами. В связи с этим технология ограничена в количестве повторных применений - не более двух. При этом периодичность проведения соляно- или глинокислотных обработок ПЗП в среднем составляет 12-16 месяцев, а период экономически целесообразной эксплуатации скважины может достигать 25 лет.
Недостатком известного способа является ограничение для применения технологии в высокотемпературных пластах с пластовой температурой более 90°C, а также ограничение в количестве повторных применений - не более двух.
Из патента RU 2501943 (МПК E21B 43/27, опубликован 20.12.2013 г.) известен способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий последовательную закачку углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества и кислотосодержащего реагента, и последующую продавку в пласт водой. В качестве углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества используют, в частности, углеводородный раствор эмульгатора инвертной эмульсии. В качестве кислотосодержащего реагента могут быть использованы, например, соляная кислота, или смесь соляной и фтористоводородной кислот (глинокислота), или глинокислотная композиция марки ГК МЛ и др.
- 1 038753
Недостатком известного способа является закачка в ПЗП углеводородного раствора ПАВ (УРПАВ) в качестве водоограничивающего состава, который, обладая низкой динамической вязкостью (в интервале 1.27-1.85 мПа-с) в пластовых условиях, не создает достаточного гидравлического сопротивления для предотвращения процессов фильтрации пластовых и закачиваемых вод. Также недостатком является необходимость выдержки УРПАВ в течение 1-24 ч, что значительно увеличивает время простоя скважины в ремонте.
Из патента RU 2579044 (МПК E21B 43/22, E21B 43/27, опубликован 27.03.2017 г.) известен способ обработки нефтесодержащего пласта, заключающийся в том, что в околоскважинную зону закачивают последовательно углеводородную жидкость и раствор серной кислоты. В качестве углеводородной жидкости используют композицию, содержащую, в частности, легкие фракции нефти, эмульгатор, ингибитор коррозии.
Недостатком известного способа является применение раствора серной кислоты (75-96 мас.%), которая характеризуется высокой коррозионной агрессивностью по отношению к внутрискважинному оборудованию и колоннам обсадных труб, кроме того в способе не определен объем закачки серной кислоты и предлагается проводить закачку кислоты в прискважинную зону обрабатываемого пласта до понижения рН ниже 6.0 на соседней скважине, что на практике невозможно контролировать с достаточной точностью.
Из заявки на выдачу патента на изобретение RU 2004119927/03 (МПК E21B 43/27, опубликована 29.06.2004 г.) известен способ обработки призабойной зоны пласта, заключающийся в том, что призабойную зону пласта обрабатывают последовательно эмульсионной системой и кислотной композицией. В качестве эмульсионной системы используют композицию, содержащую смесь соляной кислоты, карбоксиметилцеллюлозы и воды.
Недостатком известного способа является применение соляной кислоты в смеси, а не отдельным этапом обработки интервалов кислотным составом с определенной концентрацией активного вещества. Данный факт также не позволяет селективно обработать менее проницаемые каналы ПЗП.
Из патента ЕР 0520840 А1 (МПК E21B 43/27, дата публикации 30.12.1992 г.) известен способ обработки призабойной зоны пласта, заключающийся в том, что призабойную зону пласта обрабатывают единовременно композицией, содержащей эмульсионную систему, кислотную композицию и водный раствор соли. В частности, используемая композиция содержит дизельное топливо или нефть, эмульгатор, микрочастицы двуокиси кремния, водный раствор соли, соляную и уксусную кислоты.
Недостатком известного способа является предлагаемый порядок диспергирования, который приводит к коагуляции твердых частиц в водной фазе и невозможности приготовления эмульсии с равномерной дисперсностью, а в одном из вариантов исполнения способа предлагается применять соляную и другие кислоты в смеси, а не отдельным этапом обработки интервалов кислотным составом с определенной концентрацией активного вещества, что не позволяет селективно обработать менее проницаемые каналы ПЗП.
Из источника информации - патента US 2014/0116695 А1 (МПК C09K 8/74, E21B 43/22, опубликован 01.05.2014 г.) известен способ обработки призабойной зоны пласта, заключающийся в том, что призабойную зону пласта обрабатывают единовременно эмульсионной системой, кислотной композицией и водным раствором соли. В частности, используемая композиция содержит дизельное топливо или нефть, эмульгатор в виде катионного амина, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, водную фазу, 28%-ную соляную кислоту, ингибитор коррозии.
Недостатком известного способа является применение соляной кислоты в смеси, а не отдельным этапом обработки интервалов кислотным составом с определенной концентрацией активного вещества, что в итоге снижает эффективность растворения минералов горных пород и не позволяет селективно обработать менее проницаемые каналы ПЗП.
Сущность изобретения заключается в том, что осуществляют три и более этапов обработки призабойной зоны пласта с расчетной периодичностью реализации этапов, причем реализацию второго и каждого последующего этапа осуществляют при снижении коэффициента продуктивности и/или суточного дебита нефти скважины на 25% и более за последние 6 месяцев эксплуатации скважины. При этом на первом и втором этапе призабойную зону пласта обрабатывают последовательно высокостабильной эмульсионной системой, кислотной композицией и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция, на третьем и последующих этапах призабойную зону пласта обрабатывают последовательно высокостабильной эмульсионной системой, композицией поверхностно-активных веществ и спиртов и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция. Высокостабильная эмульсионная система содержит (об.%): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти 10-20, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25-1, или коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц 5 до 100 нм - 0.25-1 или гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-2, а также водный раствор хлористого кальция или хлористого калия остальное.
В качестве эмульгатора при обработке призабойной зоны пласта с пластовой температурой менее
- 2 038753
90°C используют композицию, содержащую (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43-45, окись амина - 0.7-1, дизельное топливо - остальное.
В качестве эмульгатора при обработке призабойной зоны пласта с пластовой температурой более 90°C используют композицию, содержащую (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43-45, окись амина - 0.7-1, известь или бентонит в качестве сшивающего высокотемпературного наполнителя - 2-5, дизельное топливо - остальное.
Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31-32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-68.8, воду остальное.
Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-68.5 и метиловом спирте - остальное или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
Кислотная композиция для карбонатных горных пород содержит (об.%): 30%-ную соляную кислоту 63.5-65, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8-9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5-2, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду -остальное. Кислотная композиция для терригенных горных пород содержит (об.%): 30%-ную соляную кислоту 60.5-61, плавиковую кислоту - 3-4, уксусную кислоту 3.3-3.5, диэтиленгликоль - 8-9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5-2, ингибитор коррозии - 1.8-2, техническую воду - остальное.
Композиция поверхностно-активных веществ и спиртов содержит (об.%): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40-41, алкилиминодипропионаты натрия -2.5-3, полигликоли - 15-16, метанол - остальное.
Техническим результатом заявленного изобретения является повышение термостабильности эмульсионной системы, увеличение темпа разработки нефтегазоносного объекта, увеличение продолжительности положительного эффекта и дополнительная добыча нефти.
Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.
На фиг. 1 приведено схематическое изображение структуры высокостабильной эмульсионной системы с содержанием наночастиц двуокиси кремния (далее - ЭСН).
На фиг. 2 приведена таблица, раскрывающая технику и оборудование для приготовления ЭСН.
На фиг. 3 приведена таблица, раскрывающая технику и оборудование для закачки ЭСН в скважину.
На фиг. 4 представлена схема расстановки специальной техники на скважине при реализации этапа обработки.
На фиг. 5 приведена технологическая схема проведения обработки с применением одного пакерующего устройства.
На фиг. 6 приведена технологическая схема проведения обработки с применением двух пакерующих устройств.
На фиг. 7 приведена таблица с результатами тестирования термостабильности классических эмульсий и ЭСН при 140°C.
На фиг. 8 приведены кривые течения образцов классической эмульсии (далее ЭС) и ЭСН при 20°C.
На фиг. 9 приведены кривые течения образцов ЭС и ЭСН при 90°C.
На фиг. 10 приведены кривые вязкости образцов ЭС и ЭСН при 20°C.
На фиг. 11 приведены кривые вязкости образцов ЭС и ЭСН при 90°C.
На фиг. 12 приведена динамика изменения перепада давления и проницаемости при исследовании воздействия ЭСН на керны карбонатных горных пород.
На фиг. 13 приведена зависимость фактора остаточного сопротивления ЭСН от перепада давления в кернах карбонатных горных пород.
Процессы фильтрации технологических жидкостей и пластовых флюидов в пористых средах определяются явлениями, происходящими как на границах раздела между технологическими жидкостями, нефтью, водой, газом, так и на контакте технологических жидкостей и пластовых флюидов с горной породой. В связи с этим предлагаемый способ селективной обработки призабойной зоны пласта (далее ПЗП) с целью интенсификации добычи нефти разработан на основе свойств технологических жидкостей изменять и эффективно регулировать поверхностно-молекулярные свойства горных пород.
В соответствии с разработанной технологией ПЗП обрабатывают последовательно в три стадии закачки технологических жидкостей с различными физико-химическими свойствами. При этом предусмотрены три и более этапов обработки ПЗП с расчетной периодичностью реализации этапов. Каждый этап обработки ПЗП включает в себя три стадии закачки технологических жидкостей в скважину, объединенных в один технологический процесс, что обеспечивает селективность обработки по технологии.
На первом и втором этапах в рамках первой стадии производят закачку в ПЗП ЭСН для изменения смачиваемости и ограничения приемистости наиболее проницаемых водонасыщенных интервалов ПЗП.
Высокостабильная эмульсионная система содержит (об.%): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25-1, или коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц 5 до 100 нм - 0.25-1, или гидрофильные
- 3 038753 наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-2, а также водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.
В качестве эмульгатора при обработке ПЗП с пластовой температурой менее 90°C используют композицию, содержащую (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43-45, окись амина - 0.7-1, дизельное топливо - остальное. В качестве эмульгатора при обработке ПЗП с пластовой температурой более 90°C используют композицию, содержащую (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43-45, окись амина 0.7-1, известь или бентонит в качестве сшивающего высокотемпературного наполнителя - 2-5, дизельное топливо - остальное.
Используемый коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31-32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 6768.8, воду - остальное, а коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-68.5 и метиловом спирте - остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
Высокая стабильность эмульсионной системы достигается за счет создания наночастицами дополнительного адсорбционного слоя, предотвращающего коалесценцию глобул водной и/или углеводородной фаз эмульсии. Указанный дополнительный слой формируется при адсорбции наночастиц двуокиси кремния с увеличенной поверхностной активностью на адсорбционно-сольватные слои глобул водной и/или углеводородной фаз эмульсии. На фиг. 1 представлено схематическое изображение структуры ЭСН, где 1 -углеводородная среда, 2 - глобулы водной фазы, 3 - адсорбционно-сольватный слой наночастиц двуокиси кремния и ПАВ.
Промытые водой наиболее проницаемые интервалы пласта являются гидрофильными, что создает дополнительное сопротивление продвижению по ним преимущественно гидрофобной эмульсионной системы и снижает риск прорыва эмульсионной системы вглубь пласта по промытым водой каналами фильтрации.
Применение ЭСН в качестве водоограничивающего состава позволяет селективно ограничить водопритоки из промытых наиболее проницаемых интервалов ПЗП;
сохранить фильтрационные параметры менее проницаемых интервалов ПЗП;
временно блокировать наиболее проницаемые интервалы пласта, не вызывая необратимых последствий воздействия на пластовую систему и окружающую среду;
изменить смачиваемость поверхности горных пород за счет гидрофобизации порового пространства поверхностно-активными компонентами, входящими в состав ЭСН;
предотвратить осложнения, связанные с выносом компонентов водоограничивающих составов на прием глубинонасосного оборудования;
предотвратить осложнения, связанные с процессами отделения компонентов водоограничивающих составов в системе сбора и подготовки продукции скважин.
В рамках второй стадии на первом и втором этапах производят закачку кислотной композиции для продавки ЭСН вглубь ПЗП и увеличения фильтрационных параметров менее проницаемых интервалов ПЗП. Изменение краевого угла смачиваемости горных пород в результате закачки углеводородной эмульсионной системы на первом этапе обработки приводит к дополнительному сопротивлению для движения по этим каналам кислотной композиции на водной основе, которая в данных условиях будет фильтроваться преимущественно в менее проницаемые интервалы пласта. Кислотные композиции за счет частичного растворения ряда кольматантов и минералов горных пород позволяют увеличить фильтрационные параметры менее проницаемых интервалов пласта, обеспечивая перераспределение фильтрационных потоков жидкостей, поступающих в ПЗП.
Кислотная композиция для карбонатных горных пород призабойной зоны пласта содержит (об.%): 30%-ную соляную кислоту 63.5-65, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8-9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5-2, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное. Кислотная композиция для терригенных горных пород призабойной зоны пласта содержит (об.%): 30%-ную соляную кислоту 60.5-61, плавиковую кислоту - 3-4, уксусную кислоту - 3.3-3.5, диэтиленгликоль - 8-9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5-2, ингибитор коррозии - 1.8-2, техническую воду - остальное.
В рамках третьей стадии на первом и втором этапах производят закачку водного раствора хлористого калия или хлористого кальция, благодаря чему закаченные в ПЗП технологические составы продавливаются вглубь ПЗП. Применяются водные растворы хлористого калия или хлористого кальция (концентрация в интервале 10-100 кг/м3 с плотностью раствора в интервале от 1030-1350 кг/м3) соответствующие по физико-химическим характеристикам применяемым в обрабатываемом пласте жидкостям глушения.
На третьем и последующем этапах сохраняется последовательность стадий закачки технологических жидкостей в скважину, но вместо кислотной композиции применяется композиция поверхностноактивных веществ (ПАВ) и спиртов. Композиция поверхностно-активных веществ и спиртов содержит (об.%): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40-41, алкилиминодипропионаты натрия - 2.53, полигликоли - 15-16, метанол - остальное.
При этом временной период между реализацией второго и последующих этапов определяется исхо- 4 038753 дя из конкретных технологических параметров работы скважины, обработанной на первом этапе, а именно второй и каждый последующий этапы обработки ПЗП подлежат реализации при снижении коэффициента продуктивности и/или суточного дебита нефти скважины на 25% и более за последние 6 месяцев эксплуатации скважины. Коэффициент продуктивности равен отношению суточного дебита скважины к депрессии на забое и зависит от большого числа факторов, в том числе от эффективной толщины и проницаемости пласта, диаметра скважины, степени и совершенства вскрытия пласта, компонентного состава и вязкости пластового флюида, скин-фактора и др.
Исследование реологических свойств классических эмульсий и ЭСН при различных температурных режимах
Измерение реологических параметров классических эмульсий и ЭСН проводили на ротационном вискозиметре Rheotest RN 4.1 (Medingen GmbH, Германия) с применением цилиндрической измерительной системы (цилиндр - цилиндр) в диапазоне скоростей сдвига от 0.1 до 300 с-1 при температурах 20 и 90°C. Погрешность измерения составляет ±3%.
В результате измерений были получены зависимости напряжения сдвига от градиента скорости сдвига (кривая течения), динамической вязкости от скорости сдвига (кривая вязкости).
С целью проведения сравнительных исследований для реологических тестов были выбраны образцы классической эмульсии (ЭС) и высокостабильные образцы эмульсионных систем с содержанием наночастиц двуокиси кремния (ЭСН).
Определение реологических моделей проводилось математической обработкой полученных кривых течения (зависимостей напряжения сдвига от скорости сдвига) при помощи программного обеспечения реометра. В ходе вычислений для каждой эмульсионной системы подбиралась наиболее соответствующая модель из следующих трех известных:
модель Оствальда (пластическая жидкость): τ= Κγη, (1) модель Бингама (псевдопластичная жидкость): (2) модель Гершеля-Балкли (вязкопластичная жидкость): τ= 7д+ Κγη, (3)
К - консистентность (Па-с), мера консистенции жидкости (чем выше вязкость, тем больше значение данного параметра);
У - скорость деформации сдвига, с-1;
η - структурная вязкость (Па-с);
n - показатель неньютоновости, характеризует степень неньютоновского поведения раствора (чем больше n отличается от 1, тем выше проявление неньютоновских свойств);
τ0 - предельное напряжение сдвига (Па) - характеризует величину внешней энергии, необходимой для начала течения жидкости.
Результаты измерений реологических параметров представлены на фиг. 8-11.
Из анализа результатов исследований реологических параметров следует, что исследуемые виды эмульсионных систем описываются в рамках модели Гершеля-Балкли (уравнение 3), т.е. являются вязкопластичными жидкостями, обладающими пределом текучести.
Для исследуемых систем эффект снижения вязкости под влиянием сдвига является обратимым и, следовательно, начальная высокая вязкость восстанавливается при снижении скорости сдвига, т.е. деформированные капли вновь принимают шарообразную форму, молекулы возвращаются к своему начальному неориентированному состоянию, агрегаты восстанавливаются ввиду броуновского движения.
Высокая стабильность новых эмульсионных систем с содержанием наночастиц позволяет увеличить длительность положительного эффекта более чем на 100%, а поверхностная активность наночастиц позволит регулировать угол избирательной смачиваемости поверхности горных пород в зависимости от поставленной задачи в сторону фильности или фобности.
Реологические свойства эмульсионных систем позволяют регулировать напряжения сдвига и динамическую вязкость изменением объема водной составляющей системы. Возможность регулирования данных параметров, является важным технологическим свойством, которое необходимо учитывать во взаимосвязи с геолого-физическими характеристиками пласта при проектировании воздействия по технологиям интенсификации добычи нефти.
Результаты фильтрационных экспериментов, проведенных с использованием кернов карбонатных горных пород, подтвердили высокую эффективность применения ЭСН в качестве селективного водоограничивающего состава. В экспериментах использовались водонасыщенные керны с остаточной нефтенасыщенностью не более 20%. Эксперименты показали, что после фильтрации 1 порового объема ЭСН было достигнуто снижение проницаемости керна более чем в 120 раз (фиг. 12, 13).
Приготовление ЭСН
В качестве водной основы для приготовления ЭСН используется жидкость глушения, применяемая на конкретном объекте с плотностью не ниже 1050 кг/м3.
Приготовление ЭСН производится с применением блока приготовления эмульсионных систем
- 5 038753 (БПЭС). БПЭС представляет собой технологическую емкость с закрепленными механическими лопастными мешалками с электрическими приводами и опционально внешним центробежным насосом. Для обеспечения получения и поддержания стабильных свойств ЭСН рекомендуется применять лопастные мешалки с реверсивным направлением вращения.
Качество приготовления и стабильность свойств ЭСН зависит от полноты охвата перемешиванием всего объема емкости приготовления, чистоты емкостей, скорости ввода составляющих и времени диспергирования. Рекомендуется использовать емкость со скошенными углами (форма, близкая к цилиндрической). Необходимое оборудование для приготовления ЭСН представлено на фиг. 2.
В случае применения БПЭС с внешним насосом и лопастной мешалкой
В емкость для приготовления ЭСН набирается расчетное количество дизельного топлива или подготовленной нефти с пункта подготовки и перекачки нефти (дисперсионная среда). Далее запускается центробежный насос на циркуляцию и лопастной перемешиватель при максимальных оборотах. Минимально необходимая скорость вращения 100 об/мин.
После этого в дисперсионной среде последовательно диспергируются расчетные объемы следующих компонентов:
эмульгатор с последующим перемешиванием в течение 30 мин;
коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с последующим перемешиванием в течение 30 мин;
водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с последующим перемешиванием не менее 2 ч.
После набора требуемой вязкости и дисперсности ЭСН необходимо остановить перемешивание и по прошествии 30 мин отобрать контрольную пробу.
В случае применения БПЭС с лопастной мешалкой (без внешнего насоса)
В емкость для приготовления ЭСН набирается расчетное количество дизельного топлива или подготовленной нефти с пункта подготовки и перекачки нефти (дисперсионная среда). Далее запускается лопастной перемешиватель при максимальных оборотах. Минимально необходимая скорость вращения 100 об/мин.
После этого в дисперсионной среде последовательно диспергируются расчетные объемы следующих компонентов:
эмульгатор с последующим перемешиванием в течение 30 мин;
коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с последующим перемешиванием в течение 30 мин;
водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с последующим перемешиванием не менее 3 ч.
Затем технологическая емкость с ЭСН ставится на циркуляцию в течение 1-2 ч с применением насосного агрегата ЦА-320. После набора вязкости и дисперсности (однородности) ЭСН остановить циркуляцию и отобрать контрольную пробу. После контроля качества перекачать ЭСН в емкость накопления.
ЭСН может быть приготовлена до отгрузки и храниться в емкости накопления в течение 24 ч после приготовления. Ограничение срока хранения ЭСН связано с риском расслоения, набором избыточной вязкости при охлаждении в зимний период времени.
При необходимости нагрева жидкости на углеводородной основе в емкости хранения на кустовой площадке предпочтительнее проводить нагревание с привлечением паровой передвижной установки (ППУ) или агрегата для депарафинизации скважин передвижной модернизированный (АДПМ) с подогревом жидкости в емкости через трубу-змеевик, установленную в емкости. ППУ или АДПМ устанавливать на расстоянии не ближе 25 м от нагреваемой емкости.
Контроль качества приготовления ЭСН
Контроль проводится путем оценки седиментационной устойчивости ЭСН. Тест считается положительным, если при выдержке ЭСН при комнатной температуре в течение 1 ч произошло отделение водной фазы не более 2% от всего объема ЭСН. При наличии признаков расслоения перемешивание продолжить еще 1 ч. Тест на расслоение повторить.
Перечень оборудования и специальной техники для проведения работ на скважине
Представленный на фиг. 3 перечень оборудования и специальной техники является базовым и может включать в себя дополнительные наименования в зависимости от условий проведения работ, месторасположения растворного узла, технологических параметров и особенностей конструкции скважины.
Для проведения работ по селективной технологии задействуется 1 бригада капитального ремонта скважин (КРС). Минимальное время проведения работ на скважине, включая подготовку скважины, закачку растворов по технологии и освоение, составляет 60 ч. Схема расстановки специальной техники на скважине графически представлена на фиг. 4, где 4 -кислотный агрегат, 5 - автоцистерна, 6 - технологическая емкость, 7 - насосный агрегат.
Порядок проведения технологических операций на скважине
Все работы по проведению селективной обработки ПЗП проводятся бригадой КРС.
Подготовительные работы на скважине
Перед проведением обработки необходимо обеспечить чистоту забоя скважины и ПЗП путем про- 6 038753 ведения следующих работ.
1) Спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пером, шаблоном и скребком для эксплуатационной колонны (ЭК). Первоначальная промывка скважины стандартным промывочным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, а ниже до забоя промывочной жидкостью (не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ 1-2 мас.%). Проработка интервала посадки пакера не менее 5 раз.
2) Очистка НКТ от асфальто-смолистопарафинистых отложений (АСПО), если подобные отложения имеются. Для очистки НКТ от АСПО рекомендуется применять моющий препарат МЛ-80Б или МЛ81Б (выпускаются по ТУ 2481-007-48482528-99) с 5-7% концентрацией. Препарат необходимо закачать в НКТ при открытом кольцевом (затрубном) пространстве скважины. Время выдержки не предусматривается. После закачки смеси растворителя в объеме НКТ произвести обратную промывку.
3) Спуск следующей компановки НКТ (снизу - вверх): воронка+хвостовик НКТ+ пакер с гидроякорем+НКТ до устья скважины (типоразмер НКТ и группа прочности подбираются в зависимости от конкретных условий эксплуатации). Воронка устанавливается на подошве интервала перфорации, а пакер на 20-25 м выше кровли обрабатываемого интервала.
Во время подготовки скважины производится оценочный замер приемистости обрабатываемой скважины, опрессовка пакера и ЭК. В случае если приемистость скважины составляет менее 150 м3/сут при давлении 100 атм, принимается решение о предварительной подготовке скважины путем проведения кислотной ванны или растворителя, реперфорации.
Проведение технологических операций по обработке ПЗП
В зависимости от конструктивных особенностей скважины и сложнопостроенности объекта воздействия или недопустимости попадания технологических жидкостей в выше- или нижележащие объекты/интервалы ПЗП предусмотрены два варианта технологических схем проведения обработок, представленные на фиг. 5 и 6, где 8 - буферная задвижка, 9 - превентор, 10 - манометр, 11 - эксплуатационная колонна, 12 - НКТ, 13 - пакер с гидроякорем, 14 -хвостовик с воронкой, 15 - продуктивный интервал, 16 щелевой фильтр, 17 - целевой продуктивный интервал, 18 - заглушка, 19 - перепускной клапан, 20 - пакер механический, 21 -нижележащий продуктивный интервал.
После того как проведены все подготовительные работы, приступают к проведению технологических операций по селективной обработке ПЗП.
Закачка технологических жидкостей производится при максимально возможных расходе и давлении. В случае достижения давления закачки 80% от максимального рабочего давления оборудования необходимо снизить расход и продолжить закачку оставшегося объема технологических жидкостей.
В спускаемую в скважину компоновку необходимо включить свабоуловитель.
Для всех этапов обработки ПЗП последовательность стадий (технологических операций) по закачке технологических жидкостей в скважину следующая:
1) сборка и опрессовка нагнетательной линии на 1.5-кратное давление от планируемого;
2) закачка в колонну НКТ ЭСН до башмака колонны НКТ (в среднем половина от расчетного объема ЭСН);
3) посадка пакера (20-25 м выше верхних перфорационных отверстий обрабатываемого интервала);
4) проверка разобщения трубного и затрубного пространства (опрессовать по затрубному пространству на давление, не превышающее давление опрессовки эксплуатационной колонны).
5) продолжение закачки оставшегося объема ЭСН с целью продавки в обрабатываемый интервал, с постоянным контролем давления в затрубном пространстве;
6) продавка ЭСН расчетным объемом кислотного состава или композицией ПАВ в зависимости от этапа обработки;
7) продавка находящихся в колонне НКТ технологических жидкостей (ЭСН+кислотная композиция или композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия или хлористого кальция в объеме НКТ+подпакерная зона;
8) закрыть задвижку на НКТ и оставить скважину для реакции кислоты или композиции ПАВ с горной породой.
При применении кислотного состава время выдержки зависит от концентрации соляной и/или плавиковой кислот в композиции, а в некоторых случаях не предусматривается. Точное время выдержки определяется по результатам лабораторных тестов по растворению керна горной породы кислотной композицией или изменения смачиваемости горных пород композицией ПАВ.
Заключительные мероприятия.
1) Свабирование скважины в необходимом объеме или другой доступный метод удаления продуктов реакции из ПЗП и освоения скважины.
2) Подъем колонны НКТ, спуск насосного оборудования и запуск скважины в работу. При проведении работ необходимо руководствоваться требованиями техники безопасности и охраны окружающей среды в соответствии с правилами промышленной безопасности.
- 7 038753
Примеры осуществления способа
Пример 1.
Обработка ПЗП, представленной карбонатными горными породами и пластовой температурой 72°C.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
спуск колонны НКТ с пером до искусственного забоя;
промывка 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 содержания ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.5 м3 на метр перфорированной мощности обрабатываемого интервала (м3/м) и посадку пакера в следующей последовательности:
Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.4, водный раствор хлористого кальция плотностью 1173 кг/м3 - 81.6. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, дизельное топливо - 56.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.8, воду - 0.2.
Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме 1 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 1.5 и техническую воду - 22.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1162 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 10 месяцев наблюдалась тенденция к снижению суточного дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 1. Здесь и далее для примера 1 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.7 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): дизельное топливо - 13, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.3, водный раствор хлористого кальция плотностью 1172 кг/м3 - 83.7. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда -43.5, окись амина - 0.85, дизельное топливо - 55.65. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31.8, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.15, воду - 0.05.
Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.4 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту 64.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов 1.8, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 19.2%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 до башмака НКТ.
- 8 038753
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 9 месяцев наблюдалась тенденция к снижению суточного дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 16, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25, водный раствор хлористого кальция плотностью 1173 кг/м3 - 80.75. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 1, дизельное топливо - 54. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 1.5 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (об.%): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40, алкилиминодипропионаты натрия - 2.5, полигликоли - 15, метанол - 42.5.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1150 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 80-90%.
Пример 2.
Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами и пластовой температурой 74°C.
Первый этап.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в примере 1. Здесь и далее будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Технологические операции по осуществлению способа.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.1 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): дизельное топливо - 18, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м3 - 78.75. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.9, дизельное топливо - 54.1. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 30 в изопропаноле - 67 и метиловом спирте - 3.
Произвели посадку пакера (22 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.3 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту 60.5, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.3, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 1.9 и техническую воду - 21.6.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1187 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 13 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем
- 9 038753 на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.7 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м3 - 81.75. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.95, дизельное топливо - 55.55. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31 в изопропаноле - 68.5 и метиловом спирте - 0.5.
Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.8 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту 60.8, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.7, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 21.5.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1190 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25, водный раствор хлористого калия плотностью 1205 кг/м3 - 76.75. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 1, дизельное топливо - 56. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 30.6 в изопропаноле - 67.5 и метиловом спирте - 1.9.
Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме 1.5 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (об.%): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол - 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1190 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1.5 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС. По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 140-145%.
Пример 3.
Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами и пластовой температурой 96°C.
Первый этап.
Технологические операции по осуществлению способа.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 24 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 17, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.3, водный раствор хлористого кальция
- 10 038753 плотностью 1155 кг/м3 - 79.7. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 2, дизельное топливо - 54.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.7, воду - 0.3.
Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов 1.5, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 1.5 и техническую воду - 22%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1140 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 9 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.3, водный раствор хлористого кальция плотностью 1157 кг/м3 - 81.7. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.85, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 3, дизельное топливо 52.65. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31.8, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, воду - 0.2.
Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.6 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту 64.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов 1.8, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 19.2%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1148 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 9 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 16, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25, водный раствор хлористого кальция плотностью 1158 кг/м3 - 80.75. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 44.5, окись амина - 0.8, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 4.5, дизельное топливо 50.2. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 1.2 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (об.%): моноалкилфениловые
- 11 038753 эфиры полиэтиленгликоля - 40, алкилиминодипропионаты натрия - 2.5, полигликоли - 15, метанол - 42.5.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1146 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС. По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 92-98%.
Пример 4.
Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами и пластовой температурой 123°C.
Первый этап.
Технологические операции по осуществлению способа.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): дизельное топливо - 10, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м3 - 86.75. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.9, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 5, дизельное топливо - 49.1. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 30 в изопропаноле - 67 и метиловом спирте - 3.
Произвели посадку пакера (22 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.4 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту 60.5, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.3, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 1.9 и техническую воду - 21.6.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1193 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 11 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): дизельное топливо - 13, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.3, водный раствор хлористого калия плотностью 1203 кг/м3 - 83.7. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда -43.5, окись амина - 0.95, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 4.5, дизельное топливо - 51.05. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31 в изопропаноле - 68.5 и метиловом спирте - 0.5.
Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме 1.4 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту 60.8, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.7, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 21.5.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1196 кг/м3 до башмака НКТ.
- 12 038753
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 18, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.3, водный раствор хлористого калия плотностью 1205 кг/м3 - 78.7. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина 1, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 4, дизельное топливо - 52. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 30.6 в изопропаноле - 67.5 и метиловом спирте - 1.9.
Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 1.5 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (об.%): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол - 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1197 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС. По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 84-95%.
Пример 5.
Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами и пластовой температурой 73°C.
Первый этап.
Технологические операции по осуществлению способа.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.5 м3 на метр перфорированной мощности обрабатываемого интервала (м3/м) и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого кальция плотностью 1170 кг/м3 - 81. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина 0.7, дизельное топливо - 56.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.8, воду - 0.2.
Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме 1 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 1.5 и техническую воду - 22.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 13 месяцев наблюдалась тенденция к снижению суточного дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
- 13 038753
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.7 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): дизельное топливо - 13, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.8, водный раствор хлористого кальция плотностью 1170 кг/м3 - 83.2. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.85, дизельное топливо - 55.65. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31.8, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.15, воду - 0.05.
Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.2 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту 64.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов 1.8, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 19.2%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению суточного дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 16, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого кальция плотностью 1173 кг/м3 - 80. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 1, дизельное топливо - 54. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 1.5 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (об.%): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40, алкилиминодипропионаты натрия - 2.5, полигликоли - 15, метанол - 42.5.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1150 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 83-110%.
Пример 6.
Обработка ПЗП, представленной терригенными горными породами и пластовой температурой 69°C.
Первый этап.
Технологические операции по осуществлению способа.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): дизельное топливо - 18, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1205 кг/м3 - 78.5. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.9, дизельное топливо - 54.1. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 30 в изопропаноле - 67 и метиловом спирте - 3.
Произвели посадку пакера (22 м выше верхних перфорационных отверстий).
- 14 038753
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.6 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту 60.5, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.3, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 1.9 и техническую воду - 21.6.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1195 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 11 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1205 кг/м3 - 81. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.95, дизельное топливо - 55.55. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31 в изопропаноле - 68.5 и метиловом спирте - 0.5.
Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.8 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту 60.8, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.7, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 21.5.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1192 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 11 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20, эмульгатор - 3, Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.8, водный раствор хлористого калия плотностью 1205 кг/м3 - 76.2. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина 1, дизельное топливо - 56. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 30.6 в изопропаноле - 67.5 и метиловом спирте - 1.9.
Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 2 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (об.%): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол - 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
- 15 038753
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1190 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1.5 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС. По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 157-184%.
Пример 7.
Обработка ПЗП, представленной карбонатными горными породами и пластовой температурой 98°C.
Первый этап.
Технологические операции по осуществлению способа.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 24 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 17, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого кальция плотностью 1150 кг/м3 - 79. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина 0.7, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 2, дизельное топливо - 54.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.7, воду - 0.3.
Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.2 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту - 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов 1.5, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 1.5 и техническую воду - 22%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1138 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 10 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 - 81. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.85, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 3, дизельное топливо - 52.65. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31.8, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, воду - 0.2.
Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.2 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту - 64.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов 1.8, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 19.2%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1145 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 9 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем
- 16 038753 на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 16, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, водный раствор хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 - 80.5. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 44.5, окись амина - 0.8, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 4.5, дизельное топливо 50.2. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 1.5 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (об.%): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40, алкилиминодипропионаты натрия - 2.5, полигликоли - 15, метанол - 42.5.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1150 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС. По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 195-202%.
Пример 8.
Обработка ПЗП, представленной терригенными горными породами и пластовой температурой 125°C.
Первый этап.
Технологические операции по осуществлению способа.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 3.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): дизельное топливо - 10, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м3 - 86.5. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.9, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 5, дизельное топливо - 49.1. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 30 в изопропаноле - 67 и метиловом спирте - 3.
Произвели посадку пакера (22 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.3 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту 60.5, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.3, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 1.9 и техническую воду - 21.6.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1192 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 13 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 3.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): дизельное топливо - 13, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.8, водный раствор хлористого калия плотностью 1210 кг/м3 - 83.2. Эмульгатор содержит
- 17 038753 (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.95, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 4.5, дизельное топливо - 51.05. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31 в изопропаноле - 68.5 и метиловом спирте - 0.5.
Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.4 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту - 60.8, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.7, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 21.5.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1196 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 11 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 18, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1205 кг/м3 - 78. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина 1, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 4, дизельное топливо - 52. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 30.6 в изопропаноле - 67.5 и метиловом спирте - 1.9.
Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 2 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (об.%): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол - 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1192 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС. По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 128-140%.
Пример 9.
Обработка ПЗП, представленной карбонатными горными породами и пластовой температурой 135°C.
Первый этап.
Технологические операции по осуществлению способа.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.8 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): дизельное топливо - 14, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого кальция плотностью 1195 кг/м3 - 82. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 1, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 5, дизельное топливо - 49. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 32.2, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67.5, воду - 0.3.
Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
- 18 038753
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту - 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 20%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1183 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 4 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 12, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, водный раствор хлористого кальция плотностью 1190 кг/м3 - 84.5. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.9, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 3, дизельное топливо - 53.1. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.6, воду - 0.4.
Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.7 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.5, гидрофобизатор на основе амидов 1.7, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 20.8%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1180 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 8 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.9 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого кальция плотностью 1190 кг/м3 - 86. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 44, окись амина 0.9, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 4, дизельное топливо - 51.1. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31.2, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.6, воду - 0.2.
Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 2.7 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (об.%): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 41, алкилиминодипропионаты натрия - 3, полигликоли - 16, метанол - 40.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1183 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 0.5 ч для реакции композиции ПАВ с горной
- 19 038753 породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале
82-97%.
Пример 10.
Обработка ПЗП, представленной терригенными горными породами и пластовой температурой 105°C.
Первый этап.
Технологические операции по осуществлению способа.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1210 кг/м3 - 76.5. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина 1, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 2, дизельное топливо - 54. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 29 в этиленгликоле - 71.
Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.4 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту - 61, плавиковую кислоту - 3.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 19.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
4) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1198 кг/м3 до башмака НКТ.
5) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.2 м3/м перфорированной мощности обрабатываемого интервала и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): дизельное топливо - 17, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1210 кг/м3 - 79. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 44, окись амина - 0.85, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 3.5, дизельное топливо - 51.65. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 30 в этиленгликоле - 70.
Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.6 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту - 60.7, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 19.8.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1196 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
- 20 038753
По прошествии 13 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.4 м3/м перфорированной мощности обрабатываемого интервала и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): дизельное топливо - 20, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.8, водный раствор хлористого калия плотностью 1205 кг/м3 - 76.2. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.9, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 5, дизельное топливо - 49.1. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31 в этиленгликоле - 69.
Произвели посадку пакера (24 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 1.7 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (об.%): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол - 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1190 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС. По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 64-90%.
Пример 11.
Обработка ПЗП, представленной терригенными горными породами и пластовой температурой 90°C.
Первый этап.
Технологические операции по осуществлению способа.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.8 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 11, эмульгатор - 3, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1180 кг/м3 - 85. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина 0.7, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 2, дизельное топливо - 54.3.
Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.4 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту - 60.5, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.3, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 1.9 и техническую воду - 21.6.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1172 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): дизельное топливо - 10, эмульгатор - 3, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1.5, водный раствор хлористого кальция плотностью 1182 кг/м3 - 85.5. Эмульгатор содержит
- 21 038753 (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.75, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 5, дизельное топливо - 49.25.
Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.8 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту - 60.8, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.7, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 21.5.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
4) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1175 кг/м3 до башмака НКТ.
5) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 8 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 3.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10, эмульгатор - 3, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 2, водный раствор хлористого калия плотностью 1183 кг/м3 - 85. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина 0.7, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 5, дизельное топливо - 51.3.
Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 2 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (об.%): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол - 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1175 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1.5 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС. По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 190-205%.
Пример 12.
Обработка ПЗП, представленной карбонатными горными породами и пластовой температурой 98°C.
Первый этап.
Технологические операции по осуществлению способа.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 24 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 13, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, водный раствор хлористого кальция плотностью 1150 кг/м3 - 83.5. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 2, дизельное топливо - 54.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.7, воду - 0.3.
Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.4 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту - 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов 1.5, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 1.5 и техническую воду - 22%.
- 22 038753
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1143 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 10 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 12. Здесь и далее для примера 12 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.6 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 11, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого кальция плотностью 1155 кг/м3 - 85. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.85, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 3, дизельное топливо - 52.65. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31.8, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, воду - 0.2.
Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту - 64.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов 1.8, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 19.2%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1146 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 9 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, водный раствор хлористого кальция плотностью 1155 кг/м3 - 86.5. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 44.5, окись амина - 0.8, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 4.5, дизельное топливо 50.2. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 2 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (об.%): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40, алкилиминодипропионаты натрия - 2.5, полигликоли - 15, метанол - 42.5.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1148 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
- 23 038753
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС. По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 85-94%.
Пример 13.
Обработка ПЗП, представленной терригенными горными породами и пластовой температурой 105°C.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
спуск колонны НКТ с воронкой до искусственного забоя;
промывка 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 содержания ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.7 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 19, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.7, водный раствор хлористого калия плотностью 1180 кг/м3 - 77.3. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина 1, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 2, дизельное топливо - 54. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.1 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту - 61, плавиковую кислоту - 3.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 19.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1163 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): дизельное топливо - 17, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1180 кг/м3 - 79. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 44, окись амина - 0.85, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 3.5, дизельное топливо - 51.65. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31.8, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, воду - 0.2.
Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.3 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (об.%): 30%-ную соляную кислоту - 60.7, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 19.8.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным рас-
- 24 038753 твором хлористого калия плотностью 1185 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали. Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 13 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций.
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.8 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности.
Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (об.%): дизельное топливо - 20, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.8, водный раствор хлористого калия плотностью 1185 кг/м3 - 76.2. Эмульгатор содержит (об.%): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.9, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 5, дизельное топливо - 49.1. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.7, воду - 0.3.
Произвели посадку пакера (24 м выше верхних перфорационных отверстий).
Продолжили закачку оставшегося объема ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 1.2 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (об.%): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол - 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1190 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1.5 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС. По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 70-83%.
Таким образом, изобретение обеспечивает повышение термостабильности эмульсионной системы, увеличение темпа разработки нефтегазоносного объекта, увеличение продолжительности положительного эффекта и дополнительную добычу нефти.
Claims (1)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯСпособ селективной обработки призабойной зоны пласта, заключающийся в том, что осуществляют три и более этапов обработки призабойной зоны пласта с расчетной периодичностью реализации этапов, причем реализацию второго и каждого последующего этапа осуществляют при снижении коэффициента продуктивности и/или суточного дебита нефти скважины на 25% и более за последние 6 месяцев эксплуатации скважины, при этом на первом и втором этапе призабойную зону пласта обрабатывают последовательно высокостабильной эмульсионной системой, кислотной композицией и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция, на третьем и последующих этапах призабойную зону пласта обрабатывают последовательно высокостабильной эмульсионной системой, композицией поверхностно-активных веществ и спиртов и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция, при этом высокостабильная эмульсионная система содержит (об.%):дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм 0.25-1, или коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц 5 до 100 нм - 0.25-1, или гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-2, водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, причем в качестве эмульгатора при обработке призабойной зоны пласта с пластовой температурой менее 90°C используют композицию, содержащую (об.%):аминоамиды кислот жирного ряда - 43-45, окись амина - 0.7-1, дизельное топливо - остальное, в качестве эмульгатора при обработке призабойной зоны пласта с пластовой температурой более 90°C используют композицию, содержащую (об.%):- 25 038753 аминоамиды кислот жирного ряда - 43-45, окись амина - 0.7-1, известь или бентонит в качестве сшивающего высокотемпературного наполнителя - 2-5, дизельное топливо - остальное, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%):двуокись кремния - 31-32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-68.8, воду - остальное, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (об.%):двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-68.5 и метиловом спирте - остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное, кислотная композиция для карбонатных горных пород призабойной зоны пласта содержит (об.%):30%-ную соляную кислоту - 63.5-65, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8-9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5-2, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное, кислотная композиция для терригенных горных пород призабойной зоны пласта содержит (об.%):30%-ную соляную кислоту - 60.5-61, плавиковую кислоту - 3-4, уксусную кислоту - 3.3-3.5, диэтиленгликоль - 8-9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5-2, ингибитор коррозии - 1.8-2, техническую воду - остальное, композиция поверхностно-активных веществ и спиртов содержит (об.%):моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40-41, алкилиминодипропионаты натрия - 2.5-3, полигликоли - 15-16, метанол - остальное.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018122128A RU2700851C1 (ru) | 2018-06-18 | 2018-06-18 | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта |
| PCT/RU2019/050008 WO2019245410A1 (ru) | 2018-06-18 | 2019-01-28 | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA202092650A1 EA202092650A1 (ru) | 2021-02-12 |
| EA038753B1 true EA038753B1 (ru) | 2021-10-14 |
Family
ID=68063460
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA202092650A EA038753B1 (ru) | 2018-06-18 | 2019-01-28 | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11261718B2 (ru) |
| EP (1) | EP3816395A4 (ru) |
| CN (1) | CN112513420B (ru) |
| BR (1) | BR112020024998B1 (ru) |
| CA (1) | CA3103657A1 (ru) |
| EA (1) | EA038753B1 (ru) |
| MX (1) | MX2020013387A (ru) |
| RU (1) | RU2700851C1 (ru) |
| WO (1) | WO2019245410A1 (ru) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2659046C1 (ru) * | 2017-08-21 | 2018-06-27 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |
| 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 |
| RU2742168C1 (ru) * | 2020-03-25 | 2021-02-02 | Общество с ограниченной ответственностью "ОИЛМАЙНД" | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины |
| CN116006132B (zh) * | 2023-01-29 | 2024-05-14 | 西南石油大学 | 一种水驱气藏考虑气中凝析水影响的水侵量计算方法 |
Citations (4)
| 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 |
| RU2184836C2 (ru) * | 2000-04-25 | 2002-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах |
| US6790811B2 (en) * | 1996-08-02 | 2004-09-14 | M-I Llc | Oil based drilling fluid |
| RU2631460C1 (ru) * | 2016-09-02 | 2017-09-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Family Cites Families (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3956145A (en) * | 1972-12-27 | 1976-05-11 | Texaco Inc. | Fluid for injection into a subterranean reservoir to displace hydrocarbons in the reservoir |
| US5294353A (en) | 1991-06-27 | 1994-03-15 | Halliburton Company | Methods of preparing and using stable oil external-aqueous internal emulsions |
| WO2003057793A1 (en) * | 2001-12-17 | 2003-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Solids-stabilized oil-in-water emulsion and a method for preparing same |
| RU2269648C1 (ru) * | 2004-06-29 | 2006-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
| RU2288358C2 (ru) * | 2005-01-11 | 2006-11-27 | Открытое акционерное общество "Шешмаойл" | Способ обработки призабойной зоны пласта, сложенного карбонатными породами с трудноизвлекаемыми запасами нефти |
| US20090194276A1 (en) * | 2008-01-31 | 2009-08-06 | Total E&P Usa, Inc. | Determination of an actual optimum salinity and an actual optimum type of microemulsion for surfactant/polymer flooding |
| US20090211757A1 (en) * | 2008-02-21 | 2009-08-27 | William Riley | Utilization of geothermal energy |
| BRPI0802390B1 (pt) * | 2008-07-09 | 2020-04-22 | Petroleo Brasileiro Sa Petrobras | composição de microemulsão e método para recuperação avançada de petróleo pesado |
| RU2501943C2 (ru) * | 2012-02-07 | 2013-12-20 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| JP2014051863A (ja) * | 2012-09-10 | 2014-03-20 | Asahi Glass Co Ltd | 炭化水素含有地層の処理方法、炭化水素の回収方法および炭化水素含有地層処理用組成物 |
| US9702238B2 (en) * | 2012-10-25 | 2017-07-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers |
| US20140116695A1 (en) | 2012-10-30 | 2014-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Emulsified acid with hydrophobic nanoparticles for well stimulation |
| US20140116708A1 (en) * | 2012-11-01 | 2014-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Synergistic corrosion inhibitor intensifiers for acidizing emulsions |
| CA2902171A1 (en) * | 2013-02-22 | 2014-08-28 | Stiefel Laboratories, Inc. | Non-aqueous solid stabilized emulsions |
| US20160009981A1 (en) * | 2014-02-19 | 2016-01-14 | Tadesse Weldu Teklu | Enhanced oil recovery process to inject low-salinity water alternating surfactant-gas in oil-wet carbonate reservoirs |
| WO2016011284A2 (en) * | 2014-07-18 | 2016-01-21 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions comprising particles for use in oil and/or gas wells |
| 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 |
| RU2583104C1 (ru) * | 2014-12-17 | 2016-05-10 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| RU2579044C1 (ru) * | 2015-02-18 | 2016-03-27 | Сергей Владимирович Махов | Способ обработки нефтесодержащего пласта |
| CN104975840B (zh) * | 2015-06-18 | 2018-02-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺 |
| CN106085401A (zh) * | 2016-06-07 | 2016-11-09 | 郑州东申石化科技有限公司 | 一种低渗透油田注水井用降压增注剂及其制备方法与应用 |
| MX2017016994A (es) * | 2016-08-17 | 2020-01-20 | Well-Smart Tech Global Inc | Optimizacion de la onda de energia para procesos de extraccion de aceite y gas. |
| RU2642738C1 (ru) * | 2017-03-06 | 2018-01-25 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ многостадийной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины в терригенных и карбонатных пластах |
| JP6836011B2 (ja) * | 2017-04-06 | 2021-02-24 | ニッサン ケミカル アメリカ コーポレイション | ブライン抵抗性シリカゾル |
| CN108165241B (zh) * | 2018-02-09 | 2018-12-04 | 中国石油大学(北京) | 超双疏型复合材料和在水基钻井液中作为抑制剂、润滑剂和油气层保护剂的应用 |
-
2018
- 2018-06-18 RU RU2018122128A patent/RU2700851C1/ru active
-
2019
- 2019-01-28 CN CN201980038868.1A patent/CN112513420B/zh active Active
- 2019-01-28 BR BR112020024998-0A patent/BR112020024998B1/pt active IP Right Grant
- 2019-01-28 EP EP19822104.6A patent/EP3816395A4/en active Pending
- 2019-01-28 CA CA3103657A patent/CA3103657A1/en active Pending
- 2019-01-28 WO PCT/RU2019/050008 patent/WO2019245410A1/ru unknown
- 2019-01-28 MX MX2020013387A patent/MX2020013387A/es unknown
- 2019-01-28 US US17/251,300 patent/US11261718B2/en active Active
- 2019-01-28 EA EA202092650A patent/EA038753B1/ru unknown
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6790811B2 (en) * | 1996-08-02 | 2004-09-14 | M-I Llc | Oil based drilling fluid |
| US6068054A (en) * | 1997-05-23 | 2000-05-30 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using an emulsion |
| RU2184836C2 (ru) * | 2000-04-25 | 2002-07-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" | Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах |
| RU2631460C1 (ru) * | 2016-09-02 | 2017-09-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US11261718B2 (en) | 2022-03-01 |
| CN112513420A (zh) | 2021-03-16 |
| RU2700851C1 (ru) | 2019-09-23 |
| EA202092650A1 (ru) | 2021-02-12 |
| CA3103657A1 (en) | 2019-12-26 |
| BR112020024998A2 (pt) | 2021-03-23 |
| WO2019245410A1 (ru) | 2019-12-26 |
| CN112513420B (zh) | 2023-03-28 |
| EP3816395A1 (en) | 2021-05-05 |
| EP3816395A4 (en) | 2022-03-23 |
| MX2020013387A (es) | 2021-05-27 |
| US20210254444A1 (en) | 2021-08-19 |
| BR112020024998B1 (pt) | 2023-10-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA038753B1 (ru) | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| CA2924127C (en) | Volatile surfactant treatment for use in subterranean formation operations | |
| US11414953B2 (en) | Method for killing oil and gas wells | |
| RU2583104C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2670808C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| AU2014337582A1 (en) | Volatile surfactant treatment for use in subterranean formation operations | |
| RU2662720C1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта (варианты) | |
| CA3090866A1 (en) | Polyamine polyethers as nonemulsifier components | |
| CN111433432B (zh) | 在油气井的建井期间消除流体漏失的方法 | |
| RU2442888C1 (ru) | Способ кислотной обработки пласта | |
| RU2702175C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта | |
| RU2501941C2 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2754552C1 (ru) | Способ глушения добывающей скважины (варианты) | |
| RU2460874C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| Olkhovskaya et al. | Estimation of field production profiles in case of asphaltene deposition | |
| RU2656054C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| JP2023519783A (ja) | 坑井の坑底に侵入する層状水を防ぐ方法 | |
| EA040894B1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| EA040038B1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин |