EA040894B1

EA040894B1 - METHOD FOR INCREASING OIL RECOVERY OF FORMATIONS (VERSIONS)

Info

Publication number: EA040894B1
Application number: EA202090356
Authority: EA
Inventors: Виталий Вячеславович Сергеев
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "ОИЛМАЙНД"
Priority date: 2017-07-21
Filing date: 2018-07-18
Publication date: 2022-08-12

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям воздействия на нефтегазоносные пласты с целью увеличения коэффициента извлечения нефти.The invention relates to the oil industry, and in particular to technologies for influencing oil and gas reservoirs in order to increase the oil recovery factor.

Ухудшение геолого-физических условий разработки нефтегазовых месторождений и необходимость поддержания объемов добычи нефти на максимальных уровнях приводят к внедрению интенсивных систем разработки с применением поддержания пластового давления закачкой воды в пласты. При интенсивной системе выработки запасов нефти недропользователи сталкиваются с проблемой прорыва вытесняющего нефть агента по более проницаемым интервалам пластов, что приводит к резкому обводнению добывающего фонда скважин и снижению экономической эффективности эксплуатации высокообводненных скважин.The deterioration of the geological and physical conditions for the development of oil and gas fields and the need to maintain oil production at maximum levels lead to the introduction of intensive development systems using maintaining reservoir pressure by pumping water into the reservoirs. With an intensive oil recovery system, subsoil users are faced with the problem of a breakthrough of an oil-displacing agent through more permeable reservoir intervals, which leads to a sharp watering of the producing well stock and a decrease in the economic efficiency of operating high-watered wells.

Все нефтегазоносные пласты характеризуются различной степенью изменения параметров микро- и макронеоднородностей по площади и объему залежи. Геолого-физическая микронеоднородность нефтегазоносных пластов является основной характеристикой фильтрационно-емкостных свойств горных пород, а макронеоднородность - одним из основных осложняющих факторов при применении систем разработки нефтегазоносных объектов. Естественная геолого-физическая неоднородность нефтегазоносных объектов приводит к неравномерному распределению нефтевытесняющих агентов, закачиваемых в пласт. В результате основные объемы агентов, закачиваемых в пласт, поглощаются интервалами пластов с наиболее высокими фильтрационно-емкостными характеристиками.All oil and gas bearing formations are characterized by varying degrees of change in the parameters of micro- and macro-heterogeneities over the area and volume of the deposit. Geological and physical microheterogeneity of oil and gas reservoirs is the main characteristic of reservoir properties of rocks, and macroheterogeneity is one of the main complicating factors in the application of systems for the development of oil and gas objects. The natural geological and physical heterogeneity of oil and gas objects leads to an uneven distribution of oil-displacing agents injected into the reservoir. As a result, the main volumes of agents injected into the reservoir are absorbed by reservoir intervals with the highest porosity and permeability characteristics.

К увеличению естественной неоднородности фильтрационно-емкостных свойств горных пород приводит внедрение способов интенсификации добычи нефти. Одним из способов интенсификации добычи нефти, наиболее значительно влияющих на фильтрационно-емкостные характеристики пластов, является способ гидравлического разрыва пласта. Гидравлический разрыв пласта приводит к увеличению проницаемости естественных трещин пласта, а в некоторых случаях к созданию новой системы высокопроницаемых трещин. Таким образом, в большинстве случаев гидравлический разрыв пласта приводит к непродолжительной интенсификации добычи нефти и ускорению процессов обводнения нефтегазоносных пластов.The introduction of methods for intensifying oil production leads to an increase in the natural heterogeneity of the reservoir properties of rocks. One of the ways to intensify oil production, which most significantly affects the reservoir characteristics of reservoirs, is the method of hydraulic fracturing. Hydraulic fracturing results in an increase in the permeability of natural fractures in the formation, and in some cases, in the creation of a new system of high-permeability fractures. Thus, in most cases, hydraulic fracturing leads to a short-term intensification of oil production and acceleration of watering processes in oil and gas bearing formations.

Наиболее широко применяемым агентом для вытеснения нефти из нефтегазонасыщенных пластов является вода. Одной из основных причин прорыва воды к добывающим скважинам является различие в подвижности пластовых флюидов и закачиваемого с поверхности вытесняющего агента - воды. Как в поверхностных, так и в пластовых условиях вода двигается в сторону меньшего сопротивления, т.е. в случае подземного пласта по интервалам с наиболее высокими фильтрационно-емкостными характеристиками. Таким образом, вода неравномерно распределяется по толщинам нефтенасыщенных пластов и вовлекает в процессы фильтрации лишь малую часть нефтенасыщенных интервалов. Также вода является жидкостью с низкой способностью отмыва нефти, что объясняется ее полярностью. При фильтрации воды в нефтенасыщенных интервалах пластов извлекается лишь малая часть запасов нефти, так как ввиду разной полярности воды и углеводородов часть запасов нефти остается неизвлеченной в виде пленок, которые обволакивают стенки каналов фильтрации. В таких условиях конечный коэффициент извлечения нефти не превышает 20%.The most widely used agent for displacing oil from oil and gas saturated reservoirs is water. One of the main causes of water breakthrough to production wells is the difference in the mobility of reservoir fluids and the displacement agent injected from the surface - water. In both surface and reservoir conditions, water moves in the direction of lower resistance, i.e. in the case of an underground formation, along the intervals with the highest porosity and permeability characteristics. Thus, water is unevenly distributed over the thicknesses of oil-saturated reservoirs and involves only a small part of oil-saturated intervals in filtration processes. Also, water is a liquid with a low ability to wash off oil, which is explained by its polarity. When water is filtered in oil-saturated reservoir intervals, only a small part of oil reserves is recovered, since due to the different polarity of water and hydrocarbons, part of the oil reserves remains unrecovered in the form of films that envelop the walls of the filtration channels. Under such conditions, the final oil recovery factor does not exceed 20%.

В связи с этим специалистами отрасли разработаны способы увеличения нефтеотдачи пластов. Основной задачей этих способов является воздействие на нефтегазоносные пласты для увеличения охвата пластов воздействием и выравнивания фронта вытеснения нефти к добывающим скважинам. Целью способов является увеличение коэффициента извлечения нефти. Основная задача способов решается посредством закачки в пласты нефтевытесняющего агента с пониженной подвижностью.In this regard, industry experts have developed ways to increase oil recovery. The main objective of these methods is the impact on oil and gas reservoirs to increase the coverage of reservoirs by the impact and align the front of oil displacement to production wells. The purpose of the methods is to increase the oil recovery factor. The main objective of the methods is solved by injecting an oil-displacing agent with reduced mobility into the reservoirs.

Снижение подвижности нефтевытесняющих агентов приводит к более равномерному их распределению по площади и объему пласта. Более равномерное распределение нефтевытесняющих агентов по площади и объему пласта приводит к перераспределению фильтрационных потоков и увеличению охвата пластов воздействием посредством вовлечения в процессы фильтрации менее проницаемых интервалов пластов.A decrease in the mobility of oil-displacing agents leads to their more uniform distribution over the area and volume of the formation. A more uniform distribution of oil-displacing agents over the area and volume of the reservoir leads to a redistribution of filtration flows and an increase in the coverage of reservoirs by the impact through the involvement of less permeable reservoir intervals in the filtration processes.

В настоящее время наиболее широко применяемым способом увеличения нефтеотдачи пластов является полимерное заводнение. Опыт разработки нефтегазовых месторождений показывает, что способы увеличения нефтеотдачи пластов на основе водных растворов полимеров недостаточно эффективны при наличии в пластах высоко- и среднепроницаемых трещин. Применяемые в промышленности полимерные составы основаны на поочередной закачке в пласт низкоконцентрированного водного раствора полимера и агента сшивателя. Учитывая тот факт, что при создании репрессии на пласт подвижность полимерных растворов на основе воды не обеспечивает достаточное сопротивление движению данной пачки в высоко- и среднепроницаемых трещинах, водный полимерный раствор так же, как и вода, полностью поглощается наиболее проницаемыми интервалами пластов, не успев вступить в реакцию со сшивателем, закачиваемым следом.At present, the most widely used method for enhanced oil recovery is polymer flooding. Experience in the development of oil and gas fields shows that the methods of enhanced oil recovery based on aqueous solutions of polymers are not effective enough in the presence of high- and medium-permeable fractures in the reservoirs. The polymer compositions used in industry are based on the alternate injection of a low-concentration aqueous solution of a polymer and a crosslinking agent into the formation. Taking into account the fact that when creating a repression on the reservoir, the mobility of water-based polymer solutions does not provide sufficient resistance to the movement of this pack in high- and medium-permeable fractures, the aqueous polymer solution, like water, is completely absorbed by the most permeable intervals of the reservoirs, without having time to enter in reaction with the crosslinker injected next.

Основным преимуществом применения полимерного заводнения является наличие вязкоупругих свойств у структурированной полимерной пачки. Вязкоупругие свойства полимерной пачки позволяют сдерживать закачиваемую в пласт воду на больших площадях, снижая риск прорыва воды. К основным недостаткам относятся низкая экологичность полимерных композиций, многокомпонентность и неселективность, которая приводит к необратимой кольматации каналов фильтрации в пластовых системах.The main advantage of using polymer flooding is the presence of viscoelastic properties in a structured polymer pack. The viscoelastic properties of the polymer pack make it possible to contain the water injected into the reservoir over large areas, reducing the risk of water breakthrough. The main disadvantages include low environmental friendliness of polymer compositions, multicomponent and non-selectivity, which leads to irreversible clogging of filtration channels in reservoir systems.

- 1 040894- 1 040894

Кроме этого, применение водных растворов полимеров и осадкообразующих составов не позволяет регулировать смачиваемость фильтрационных каналов пласта. Смачиваемость поверхности горных пород (характеризуется краевым углом избирательного смачивания, порода может быть преимущественно гидрофильной или гидрофобной) в пластовых условиях при движении жидкости по узким капиллярным каналам является одним из основных параметров, влияющих на способность горных пород фильтровать жидкости и газы.In addition, the use of aqueous solutions of polymers and sediment-forming compositions does not allow one to control the wettability of the formation filtration channels. The wettability of the surface of rocks (characterized by the contact angle of selective wetting, the rock can be predominantly hydrophilic or hydrophobic) in reservoir conditions when fluid moves through narrow capillary channels is one of the main parameters that affect the ability of rocks to filter liquids and gases.

Из уровня техники известен способ увеличения нефтеотдачи пластов, включающий следующие последовательные этапы обработки пластов: закачку множественной микроэмульсии на основе анионоактивных веществ с последующей продавкой водой и закачку множественной микроэмульсии на основе солестойких ПАВ или обратной эмульсии или прямой эмульсии (а.с. СССР на изобретение № 1624132, МПК Е21В 43/22, опубликовано 30.01.1991). В известном способе для блокирования водонасыщенных интервалов пласта применяются щелочные соли органических кислот (R-COOMe+), т.е. принцип блокирования основан на осадкообразовании за счет выпадения хлопьевидных твердых частиц солей. Образование твердых частиц солей является необратимым процессом, и их применение в методах воздействия на всю площадь пласта приводит к необратимой кольматации поровых каналов и нарушению системы фильтрации пластовых флюидов, что является недостатком известного способа.From the prior art, a method for increasing oil recovery is known, including the following successive stages of reservoir treatment: injection of a multiple microemulsion based on anionic active substances, followed by squeezing with water and injection of a multiple microemulsion based on salt-resistant surfactants or inverse emulsion or direct emulsion (A.S. USSR for invention No. 1624132, IPC E21B 43/22, published 01/30/1991). In the known method, alkaline salts of organic acids (R-COOMe+) are used to block water-saturated formation intervals. the principle of blocking is based on sedimentation due to the precipitation of flaky solid salt particles. The formation of solid salt particles is an irreversible process, and their use in methods of influencing the entire formation area leads to irreversible clogging of pore channels and disruption of the formation fluid filtration system, which is a disadvantage of the known method.

Кроме того, из уровня техники известна композиция для повышения нефтеотдачи пласта, включающая анионное поверхностно-активное вещество (АПАВ) и неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), где в качестве АПАВ она содержит нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 580, а в качестве НПАВ - оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 и дополнительно содержит растворитель (патент РФ № 2065946, МПК Е21В 43/22, Е21В 33/138, опубликован 27.08.1996). В известном решении решена задача повышения стабильности композиции ПАВ для ее применения в высокотемпературных пластах с высокой минерализацией пластовых вод. Целью композиции является повышение нефтевытеснения за счет доотмыва нефти с помощью ПАВ, а не выравнивание фронта вытеснения нефти. В связи с этим, недостатком композиции является невозможность блокирования высокопроницаемых интервалов пласта и невозможность создания нефтевытесняющей пачки, что приводит к низкому охвату пласта воздействием.In addition, a composition for enhanced oil recovery is known from the prior art, including an anionic surfactant (AS) and a nonionic surfactant (NSA), where as a surfactant it contains petroleum or synthetic sulfonates with an equivalent weight of 330 to 580, and as non-ionic surfactants - ethoxylated alkylphenols with a degree of oxyethylation from 8 to 16 and additionally contains a solvent (RF patent No. In the known solution, the problem of increasing the stability of the surfactant composition for its use in high-temperature formations with high salinity of formation waters is solved. The purpose of the composition is to increase the oil displacement due to the after-washing of oil with the help of surfactants, and not to equalize the oil displacement front. In this regard, the disadvantage of the composition is the impossibility of blocking high-permeability intervals of the formation and the impossibility of creating an oil-displacing pack, which leads to low formation coverage.

Также из уровня техники известен способ регулирования процесса разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов, заключающийся в последовательно чередующейся закачке оторочек изолирующего состава в добывающую и/или нагнетательную скважины, при этом в качестве растворителя используют СФПК с концентрацией 5-20 мас.%, в качестве изолирующего состава используют тампонажные составы на основе кремнийорганических соединений или прямые и обратные эмульсионные растворы или др. (патент РФ на изобретение № 2257463, МПК Е21В 43/22, опубликован 27.07.2005). В известном решении предусмотрены этапы блокировки высокопроницаемых интервалов пласта за счет применения изолирующего состава и последующего доотмыва пленочной нефти за счет закачки водных растворов щелочей и растворителя. Недостатком известного способа является отсутствие нефтевытесняющей пачки, которая обеспечивает повышение коэффициента охвата пласта воздействием и выравнивание фронта вытеснения нефти рабочей жидкостью.Also known from the prior art is a method for regulating the development process and increasing oil recovery of formations that are heterogeneous in permeability, which consists in sequentially alternating injection of slug of an insulating composition into a production and / or injection well, while SFPK with a concentration of 5-20 wt.% is used as a solvent, in as an insulating composition, grouting compositions based on organosilicon compounds or direct and reverse emulsion solutions or others are used (RF patent for the invention No. 2257463, IPC E21B 43/22, published on 27.07.2005). The known solution provides for the stages of blocking highly permeable intervals of the reservoir through the use of an insulating composition and subsequent washing of oil film by injection of aqueous solutions of alkalis and solvent. The disadvantage of the known method is the absence of an oil-displacing pack, which provides an increase in the sweep efficiency of the reservoir and the alignment of the front of oil displacement by the working fluid.

Для решения указанных проблем разработки нефтегазовых месторождений предлагается способ увеличения нефтеотдачи пластов, основанный на поэтапной обработке пластов эмульсионными системами и нефтеотмывающими агентами.To solve these problems in the development of oil and gas fields, a method is proposed for increasing oil recovery from reservoirs, based on the staged treatment of reservoirs with emulsion systems and oil-washing agents.

Сущность изобретения заключается в том, что согласно первому варианту способ увеличения нефтеотдачи пластов включает следующие последовательные этапы обработки пластов: закачка обратной эмульсии объемом 3-5 м³/м перфорированной мощности пласта (м³/м) с последующей продавкой кислотным составом объемом 2-3 м³/м, закачка высокостабильной прямой эмульсии с содержанием наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м³/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления. При этом в качестве обратной эмульсии можно использовать композицию следующего состава, об.%: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное. В качестве технической воды можно использовать раствор хлорида кальция или раствор хлорида калия. Для карбонатных пластов в качестве кислотного состава для продавки используют солянокислотный состав, содержащий, в частности, 30%ную соляную кислоту, уксусную кислоту, диэтиленгликоль, ингибитор коррозии и техническую воду. Конкретнее, солянокислотный состав может содержать, об.%: 30%-ную соляную кислоту - 50-63, уксусную кислоту - 1-3, диэтиленгликоль - 6-12, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное. Для терригенных пластов в качестве кислотного состава для продавки используют глинокислотный состав, содержащий, в частности, 30%-ную соляную кислоту, плавиковую кислоту, диэтиленгликоль, уксусную кислоту, ингибитор коррозии, техническую воду. Конкретнее, глинокислотный состав может содержать, об.%: 30%-ную соляную кислоту - 48-60, плавиковую кислоту - 1-4, диэтиленгликоль - 6-12, уксусную кислоту - 1-3, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное. В качестве прямой эмульсии можно использовать композицию следующего состава, об.%: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нанометров - 0.5-1.5, техническая водаThe essence of the invention lies in the fact that, according to the first variant, the method of enhanced oil recovery includes the following successive stages of reservoir treatment: injection of an inverse emulsion with a volume of 3-5 m ³ /m perforated reservoir thickness (m ³ /m) followed by squeezing with an acid composition with a volume of 2-3 m ³ /m, injection of a highly stable direct emulsion containing nanoparticles of silicon dioxide with a volume of 3-7 m ³ /m, followed by squeezing with liquid from the reservoir pressure maintenance system. In this case, a composition of the following composition, vol.%, can be used as an inverse emulsion: diesel fuel or prepared oil from an oil preparation and pumping station - 25-35, emulsifier - 1.5-3, process water - the rest. As industrial water, you can use a solution of calcium chloride or a solution of potassium chloride. For carbonate formations, a hydrochloric acid composition containing, in particular, 30% hydrochloric acid, acetic acid, diethylene glycol, a corrosion inhibitor and industrial water is used as an acid composition for squeezing. More specifically, the hydrochloric acid composition may contain, vol.%: 30% hydrochloric acid - 50-63, acetic acid - 1-3, diethylene glycol - 6-12, corrosion inhibitor - 1.5-2, industrial water - the rest. For terrigenous formations, a clay acid composition is used as an acid composition for squeezing, containing, in particular, 30% hydrochloric acid, hydrofluoric acid, diethylene glycol, acetic acid, corrosion inhibitor, industrial water. More specifically, the clay acid composition may contain, vol.%: 30% hydrochloric acid - 48-60, hydrofluoric acid - 1-4, diethylene glycol - 6-12, acetic acid - 1-3, corrosion inhibitor - 1.5-2, technical water - the rest. As a direct emulsion, you can use a composition of the following composition, vol.%: diesel fuel or prepared oil from an oil preparation and pumping station - 10-20, an emulsifier - 1-2.5, a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 9 to 100 nanometers - 0.5-1.5, industrial water

- 2 040894 остальное.- 2 040894 the rest.

Кроме того, согласно второму варианту способ увеличения нефтеотдачи пластов включает следующие последовательные этапы обработки пластов: закачка обратной эмульсии объемом 3-5 м³/м с последующей продавкой неионогенным поверхностно-активным веществом, в качестве которого используют композиционную смесь Неонол БС-1 объемом 2-3 м³/м, закачка высокостабильной прямой эмульсии с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м³/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления. При этом в качестве обратной эмульсии можно использовать композицию следующего состава, об.%: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное. В качестве технической воды можно использовать раствор хлорида кальция или раствор хлорида калия. В качестве прямой эмульсии можно использовать композицию следующего состава, об.%: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нм - 0.5-1.5, техническая вода - остальное.In addition, according to the second variant, the method for enhanced oil recovery includes the following successive stages of reservoir treatment: injection of an inverse emulsion with a volume of ^3-5 m 3 m ³ /m, injection of a highly stable direct emulsion containing a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles with a volume of 3-7 m ³ /m, followed by squeezing with liquid from the reservoir pressure maintenance system. In this case, a composition of the following composition, vol.%, can be used as an inverse emulsion: diesel fuel or prepared oil from an oil preparation and pumping station - 25-35, emulsifier - 1.5-3, process water - the rest. As industrial water, you can use a solution of calcium chloride or a solution of potassium chloride. As a direct emulsion, you can use the composition of the following composition, vol.%: diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 10-20, emulsifier 1-2.5, colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 9 to 100 nm - 0.5 -1.5, technical water - the rest.

Неонол БС-1 (ТУ 2483-005-48482528-99) представляет собой композиционную смесь НПАВ, полигликоля и воды, и предназначен для использования в процессах интенсификации нефтедобычи для обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин, а также как улучшающая добавка в сшитые полимерные составы, применяемые для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин и снижения обводненности на участке воздействия.Neonol BS-1 (TU 2483-005-48482528-99) is a composite mixture of non-ionic surfactants, polyglycol and water, and is intended for use in oil production intensification processes for treating bottom-hole zones of injection and production wells, as well as an improving additive in cross-linked polymer compositions used to equalize the injectivity profiles of injection wells and reduce water cut in the affected area.

Техническим результатом изобретения является увеличение нефтеотдачи пластов и повышение эффективности разработки нефтегазовых месторождений за счет увеличения охвата пласта воздействием, доотмыва нефти и выравнивания фронта вытеснения нефти.The technical result of the invention is to increase the oil recovery of reservoirs and increase the efficiency of oil and gas field development by increasing the coverage of the reservoir by the impact, washing off the oil and leveling the oil displacement front.

Процессы фильтрации и вытеснения флюидов из пористой среды определяются явлениями, происходящими как на границах раздела между технологическими жидкостями, нефтью, водой, газом, так и на контакте технологических жидкостей и флюидов с горной породой. В связи с этим предлагаемый способ увеличения нефтеотдачи пластов разработан на основе физико-химических свойств технологических жидкостей, закачиваемых в нефтегазоносные пласты, изменять и эффективно регулировать поверхностно-молекулярные свойства пластовых систем.The processes of filtration and displacement of fluids from a porous medium are determined by phenomena that occur both at the interfaces between process fluids, oil, water, gas, and at the contact of process fluids and fluids with rock. In this regard, the proposed method for enhanced oil recovery was developed on the basis of the physicochemical properties of process fluids injected into oil and gas reservoirs, to change and effectively control the surface molecular properties of reservoir systems.

Для обеспечения наиболее полного охвата пластов воздействием по площади и объему в предлагаемом способе предусмотрены три этапа обработки со следующими целями.To ensure the most complete coverage of reservoirs by the impact in terms of area and volume, the proposed method provides for three stages of processing with the following goals.

этап - изменение смачиваемости и блокировка наиболее проницаемых, промытых водой интервалов пластов обратной эмульсией - эмульсионной системой типа вода в нефти.stage - change in wettability and blocking of the most permeable, water-washed intervals of reservoirs with reverse emulsion - emulsion system of water-in-oil type.

Как правило, промытые водой интервалы пласта являются гидрофильными, что создает дополнительное сопротивление продвижению обратной эмульсии по более проницаемым каналам и снижает риск поглощения обратной эмульсии промытыми водой каналами фильтрации. Также при продвижении обратной эмульсии (дисперсионная среда - углеводороды) по каналу фильтрации происходит изменение краевого угла смачивания горной породы.Typically, water-flushed formation intervals are hydrophilic, which creates additional resistance to the advance of the inverse emulsion through more permeable channels and reduces the risk of absorption of the inverse emulsion by the water-flushed filtration channels. Also, when advancing the inverse emulsion (dispersion medium - hydrocarbons) through the filtration channel, the contact angle of wetting of the rock changes.

этап - продавка обратной эмульсии и увеличение фильтрационных параметров менее проницаемых интервалов пластов активной композицией.stage - squeezing the reverse emulsion and increasing the filtration parameters of less permeable reservoir intervals with the active composition.

Изменение краевого угла смачиваемости горных пород в результате закачки обратной эмульсии на первом этапе обработки приводит к дополнительному сопротивлению для движения по этим каналам активной композиции на водной основе (кислотные композиции или композиции с поверхностноактивным веществом - ПАВ), таким образом, активная композиция будет фильтроваться в менее проницаемые интервалы пласта.The change in the rock wettability angle as a result of inverse emulsion injection at the first stage of treatment leads to additional resistance for the movement of the water-based active composition (acid compositions or compositions with surfactant) along these channels, thus, the active composition will be filtered in less permeable intervals of the formation.

Активные композиции позволяют увеличить фильтрационные параметры менее проницаемых интервалов пластов, обеспечивая перераспределение потоков жидкостей, поступающих в призабойную зону пласта (ПЗП). В случае применения кислотных композиций в качестве активной композиции происходит частичное растворение ряда кольматантов и минералов, составляющих горную породу пласта. В случае применения композиций с ПАВ в качестве активной композиции происходит преимущественно доотмыв адсорбционных слоев со стенок поровых каналов.Active compositions make it possible to increase the filtration parameters of less permeable reservoir intervals, providing a redistribution of fluid flows entering the bottomhole formation zone (BFZ). In the case of using acidic compositions as an active composition, a number of bridging agents and minerals that make up the formation rock are partially dissolved. In the case of using compositions with surfactants as an active composition, the adsorption layers are predominantly washed off the walls of the pore channels.

Наличие адсорбционных слоев способствует интенсивному отложению асфальтосмолопарафинистых веществ в поровых каналах, что приводит к снижению фильтрационных параметров горных пород. Отрицательное влияние отложений на проницаемость горных пород увеличивается в пластах с низкой проницаемостью и высоким содержанием высокомолекулярных соединений в составе пластовой нефти. Отрицательное действие отложений на проницаемость горных пород связано с тем, что при интенсивном отложении асфальтосмолопарафинистых веществ на адсорбционных слоях сужается проходное сечение поровых каналов. В некоторых случаях это приводит к полной блокировке каналов и затуханию процессов фильтрации флюидов в пластовых условиях.The presence of adsorption layers contributes to the intensive deposition of asphalt-resin-paraffin substances in pore channels, which leads to a decrease in the filtration parameters of rocks. The negative effect of sediments on the permeability of rocks increases in reservoirs with low permeability and high content of macromolecular compounds in the formation oil. The negative effect of deposits on the permeability of rocks is due to the fact that with intensive deposition of asphalt-resin-paraffin substances on the adsorption layers, the flow area of the pore channels narrows. In some cases, this leads to complete blocking of channels and attenuation of fluid filtration processes in reservoir conditions.

этап - закачка пачки высокостабильной эмульсии прямого типа - эмульсионной системы типа нефть в воде, с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нм. Высокостабильная прямая эмульсия является пачкой, сдерживающей фронт вытеснения нефти от прорыва вытесняющего агента.stage - injection of a pack of highly stable direct-type emulsion - an oil-in-water emulsion system containing a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 9 to 100 nm. A highly stable direct emulsion is a pack that restrains the oil displacement front from the breakthrough of the displacing agent.

- 3 040894- 3 040894

При движении эмульсионных систем в пористой среде их эффективная вязкость зависит от объемного водосодержания в системе и скорости фильтрации эмульсии в пористой среде, увеличиваясь с уменьшением скорости фильтрации и ростом объемного водосодержания. Это приводит к тому, что при движении в неоднородном по разрезу пласте происходит саморегулирование скорости фильтрации и выравнивание как профиля закачки в ПЗП, так и фронта вытеснения нефти.When emulsion systems move in a porous medium, their effective viscosity depends on the volumetric water content in the system and the filtration rate of the emulsion in a porous medium, increasing with a decrease in the filtration rate and an increase in volumetric water content. This leads to the fact that when moving in a formation that is heterogeneous in section, self-regulation of the filtration rate and alignment of both the injection profile in the BHP and the oil displacement front occur.

Полярность дисперсионной среды высокостабильной прямой эмульсии обеспечивает:The polarity of the dispersion medium of a highly stable direct emulsion provides:

фильтрацию эмульсионной системы в преимущественно гидрофильные менее проницаемые интервалы пластов;filtering the emulsion system into predominantly hydrophilic less permeable formation intervals;

изменение фазовой проницаемости менее проницаемых нефтенасыщенных каналов фильтрации;change in phase permeability of less permeable oil-saturated filtration channels;

доотмыв остаточной нефти в результате солюбилизации взвешенных в эмульсии глобул углеводородов и четок углеводородов в нефтенасыщенных каналах фильтрации;additional washing of residual oil as a result of solubilization of hydrocarbon globules suspended in the emulsion and hydrocarbon beads in oil-saturated filtration channels;

пачку, сдерживающую прорыв воды по стимулированным активной композицией фильтрационным каналам.a pack that restrains the breakthrough of water through the filtration channels stimulated by the active composition.

Опыт применения классических обратных эмульсий в качестве блокирующих пачек показывает, что граничная стабильность обратной эмульсии в пластовых условиях находится в интервале 4-6 мес., т.е. высокопроницаемые промытые каналы фильтрации, заблокированные пачкой первого этапа обработки (обратной эмульсией), будут ограниченно вовлечены в процесс вытеснения в течение этого периода времени. Этот временной интервал обеспечит достаточное удаление от ПЗП пачки третьего этапа (высокостабильная прямая эмульсия), которая формирует фронт вытеснения нефти. Фронт вытеснения нефти в данный период образовывается за счет фильтрации вытесняющего агента по менее проницаемым нефтенасыщенным интервалам пластов. В ходе фильтрации некоторый объем остаточной нефти, вытесненной из менее проницаемых интервалов, мигрирует в более проницаемые каналы фильтрации, которые активно работали до обработки. Следовательно, по истечению 4-6 мес. постепенное подключение в процесс вытеснения нефти интервалов пластов, которые были активно вовлечены в процессы фильтрации до блокировки обратной эмульсией (пачка первого этапа обработки), увеличит охват пластов воздействием по площади и объему.The experience of using classical inverse emulsions as blocking packs shows that the boundary stability of an inverse emulsion in reservoir conditions is in the range of 4-6 months, i.e. the high permeability flushed filtration channels blocked by the first stage treatment pack (reverse emulsion) will be limitedly involved in the displacement process during this period of time. This time interval will provide a sufficient distance from the BFZ of the third stage pack (highly stable direct emulsion), which forms the oil displacement front. The oil displacement front in this period is formed due to the filtration of the displacing agent through less permeable oil-saturated reservoir intervals. During filtration, some of the residual oil displaced from less permeable intervals migrates to more permeable filtration channels that were actively working before treatment. Therefore, after 4-6 months. Gradual inclusion in the process of oil displacement of intervals of reservoirs that were actively involved in filtration processes before blocking with reverse emulsion (package of the first stage of treatment) will increase the coverage of reservoirs by the impact in terms of area and volume.

Разница в проницаемости различных каналов фильтрации при общем перепаде давления в ПЗП приводит к тому, что в интервалах с большей проницаемостью скорость фильтрации выше и, следовательно, фронт движения вытесняющего агента (воды) по более проницаемым интервалам пластов догонит фронт вытеснения нефти, который был сформирован за счет движения пачки высокостабильной прямой эмульсии по менее проницаемым интервалам пластов. Эти явления обеспечивают выравнивание фронта вытеснения нефти на подходе к добывающим скважинам.The difference in the permeability of various filtration channels with a total pressure drop in the bottomhole zone leads to the fact that in intervals with higher permeability, the filtration rate is higher and, therefore, the front of the displacement agent (water) in more permeable reservoir intervals will catch up with the oil displacement front, which was formed after due to the movement of a pack of highly stable direct emulsion along less permeable reservoir intervals. These phenomena ensure the alignment of the oil displacement front on the way to production wells.

Явления, происходящие на границах раздела фаз, проявляющиеся как на границах раздела между нефтью, водой и газом, так и на контакте пластовых флюидов с горной породой, в значительной степени влияют на процессы фильтрации флюидов в пористой среде. Также существенное влияние оказывают капиллярные явления. В гидрофильной пористой среде вследствие микронеоднородности пористой среды на границе водонефтяного контакта капиллярные силы оказываются больше в поровых каналах меньшего размера. В результате по мелким поровым каналам вода продвигается в нефтенасыщенную часть, а нефть по крупным порам оттесняется частично в водонасыщенную область. Вследствие этого граница раздела приобретает изрезанный, фрактальный вид.Phenomena occurring at the phase boundaries, manifesting both at the interfaces between oil, water and gas, and at the contact of formation fluids with rock, to a large extent affect the processes of fluid filtration in a porous medium. Capillary phenomena also have a significant effect. In a hydrophilic porous medium, due to the microheterogeneity of the porous medium at the water-oil contact boundary, capillary forces are greater in smaller pore channels. As a result, water moves through small pore channels into the oil-saturated part, and oil through large pores is partially pushed back into the water-saturated area. As a result, the interface acquires a jagged, fractal appearance.

При вытеснении нефти из преимущественно трещиноватых пластов под действием перепада давления вода быстро прорывается по высокопроницаемым трещинам к добывающим скважинам. После этого происходит медленное капиллярное впитывание (пропитка) воды в нефтенасыщенные блоки и вытеснение из них нефти. Это способствует доизвлечению нефти и увеличению нефтеотдачи пласта.When oil is displaced from predominantly fractured reservoirs under the action of pressure drop, water quickly breaks through highly permeable fractures to production wells. After that, there is a slow capillary absorption (impregnation) of water into oil-saturated blocks and displacement of oil from them. This contributes to the additional recovery of oil and an increase in oil recovery from the formation.

В неоднородных пластах при больших скоростях вытеснения вода не успевает под действием капиллярных сил вытеснять нефть из низкопроницаемых участков пласта. В связи с этим за фронтом вытеснения остаются целики нефти. Поэтому нефтеотдача с ростом скорости вытеснения будет снижаться как в гидрофобных, так и в гидрофильных неоднородных пластах. Таким образом, в зависимости от тех или иных сочетаний геолого-физических условий пластовой системы, поверхностные явления оказывают значительное влияние на нефтеотдачу пластов.In heterogeneous reservoirs at high displacement rates, water does not have time to displace oil from low-permeability sections of the reservoir under the action of capillary forces. As a result, oil pillars remain behind the displacement front. Therefore, with an increase in the displacement rate, oil recovery will decrease both in hydrophobic and hydrophilic heterogeneous formations. Thus, depending on certain combinations of geological and physical conditions of the reservoir system, surface phenomena have a significant impact on the oil recovery of reservoirs.

Основная характеристика процесса вытеснения нефти из пористой среды - степень вытеснения, которая напрямую определяет нефтеотдачу пластов. Полнота вытеснения обусловливается гидродинамическими факторами, свойствами жидкостей и геолого-физическими свойствами пластовой системы. Степень вытеснения характеризуется устойчивостью фронта вытеснения одной жидкости другой и остаточной насыщенностью горных пород вытесняемой жидкостью за фронтом вытеснения. Остаточная насыщенность за фронтом вытеснения определяется фазовой проницаемостью и соответствует тому значению, при котором фаза теряет подвижность. Эта величина может регулироваться изменением смачиваемости горных пород вытесняющей жидкостью за счет добавок поверхностно-активных веществ.The main characteristic of the process of oil displacement from a porous medium is the degree of displacement, which directly determines the oil recovery of the reservoirs. The completeness of displacement is determined by hydrodynamic factors, the properties of fluids and the geological and physical properties of the reservoir system. The degree of displacement is characterized by the stability of the displacement front of one liquid by another and the residual saturation of rocks with the displaced liquid behind the displacement front. The residual saturation behind the displacement front is determined by the phase permeability and corresponds to the value at which the phase loses its mobility. This value can be controlled by changing the wettability of rocks by the displacing fluid due to the addition of surfactants.

Для определения стабильностей обратной эмульсии и модифицированной наночастицами прямой эмульсии проведены сравнительные эксперименты по измерению агрегативной устойчивости эмульсий.To determine the stability of an inverse emulsion and a direct emulsion modified with nanoparticles, comparative experiments were carried out to measure the aggregative stability of emulsions.

Агрегативная устойчивость - это способность эмульсий сохранять степень дисперсности внутренней фазы.Aggregative stability is the ability of emulsions to maintain the degree of dispersion of the internal phase.

- 4 040894- 4 040894

Оценку проводили по показателю электростабильности - значений электрического напряжения, соответствующего моменту разрушения эмульсии, заключенной между электродами измерительной ячейки прибора.The evaluation was carried out according to the indicator of electrical stability - the values of the electrical voltage corresponding to the moment of destruction of the emulsion enclosed between the electrodes of the measuring cell of the device.

Эксперименты проводились на приборе марки FANN при комнатной температуре (20°C). Плотность дисперсионной среды (водный раствор хлорида калия) прямой эмульсии - 1120 кг/м³.The experiments were carried out on a FANN instrument at room temperature (20°C). The density of the dispersion medium (aqueous solution of potassium chloride) direct emulsion - 1120 kg/m ³ .

В результате сравнительных экспериментов определено, что наличие в составе эмульсии коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния увеличивает стабильность эмульсии. Оптимальная концентрация коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния в составе эмульсии находится в интервале 0,5-1.5 об.% Результаты экспериментов представлены на фиг. 1-4.As a result of comparative experiments, it was determined that the presence of a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles in the emulsion composition increases the stability of the emulsion. The optimal concentration of a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles in the composition of the emulsion is in the range of 0.5-1.5 vol.%. The results of the experiments are shown in Fig. 1-4.

Для проведения технологических операций по предлагаемому способу необходима спецтехника и оборудование, представленные ниже.To carry out technological operations according to the proposed method, special equipment and equipment are required, which are presented below.

Способ увеличения нефтеотдачи пластов основан на последовательной закачке через нагнетательные скважины или блочную кустовую насосную станцию (БКНС) в пласт оторочек эмульсионных систем и активных композиций, каждая из которых выполняет определенную задачу в контексте общей цели достижения максимально селективного блокирующего и стимулирующего воздействия в различных интервалах пласта.The method for enhanced oil recovery is based on the sequential injection of emulsion systems and active compositions through injection wells or a block cluster pumping station (BCPS) into the reservoir, each of which performs a specific task in the context of the overall goal of achieving the most selective blocking and stimulating effect in various reservoir intervals.

Приготовление эмульсионных систем рекомендуется производить на лопастных мешалках при скорости вращения вала 70-100 об/мин или на коллоидных мельницах растворного узла (при его наличии на промысле). Допускается применение установки приготовления химических реагентов с насосомдозатором и емкостью УСИД в комплекте с блоком напорно-силового насоса СИН-44.02. Технические характеристики установки представлены на фиг. 5.The preparation of emulsion systems is recommended to be carried out on paddle mixers at a shaft rotation speed of 70-100 rpm or on colloid mills of a solution unit (if it is available in the field). It is allowed to use the installation for the preparation of chemical reagents with a dosing pump and a USID tank, complete with a pressure-power pump unit SIN-44.02. The technical characteristics of the installation are shown in Fig. 5.

Установка УСИД позволяет приготовить растворы из жидких (до пяти наименований) и порошкообразных химреагентов. В зависимости от технологии производить дозирование химреагентов через эжектор в основную емкость, смешивание и подачу в насосный агрегат, обвязываемый приемом дозировочного насоса с емкостью, предназначенной для данного вида реагента. Установка состоит из расходомера, эжектора с воронкой (для ввода хим. реагентов), активатора, емкости, электродвигателей, валов со шнеками, уровнемера, электромонтажного блока управления, пробоотборника и манометра.The USID unit allows you to prepare solutions from liquid (up to five items) and powder chemicals. Depending on the technology, chemical reagents are dosed through the ejector into the main tank, mixed and fed into the pumping unit, connected by the intake of a dosing pump with a tank designed for this type of reagent. The unit consists of a flow meter, an ejector with a funnel (for introducing chemical reagents), an activator, a container, electric motors, shafts with screws, a level gauge, an electrical control unit, a sampler and a pressure gauge.

При осуществлении технологического процесса закачки применяются стандартные спецтехника и оборудование, применяемое при капитальном ремонте скважин. В частности, рукава высокого давления резиновые с металлической оплёткой и концевой присоединительной арматурой предназначены для гидросистем различных машин и оборудования. На фиг. 6 представлены технические характеристики и условия эксплуатации рукавов высокого давления. На фиг. 7 представлен примерный перечень спецтехники и ее назначение. Количество единиц оборудования и спецтехники может отличаться в зависимости от объема закачиваемых составов.During the implementation of the technological process of injection, standard special equipment and equipment used in the overhaul of wells are used. In particular, high-pressure rubber hoses with a metal braid and end fittings are designed for hydraulic systems of various machines and equipment. In FIG. 6 shows the technical characteristics and operating conditions of high pressure hoses. In FIG. 7 shows an approximate list of special equipment and its purpose. The number of units of equipment and special equipment may differ depending on the volume of injected compounds.

Техническое состояние оборудования должно обеспечивать возможность контроля технологических процессов. В точках контроля должны быть врезаны исправные пробоотборники. Расстояние между шнеком дозатора агентов и приемной воронкой эжектора должно позволять подставлять и наполнять емкость, соответствующую минутному расходу агента.The technical condition of the equipment should provide the possibility of monitoring technological processes. Serviceable samplers should be embedded at control points. The distance between the agent dispenser screw and the ejector intake funnel should allow the container to be inserted and filled, corresponding to the agent's minute flow rate.

Следует отметить, что линии нагнетания обеспечиваются обратным клапаном, стравливающим клапаном. Линия водоснабжения обеспечивается редуцирующей задвижкой. Эжектирующее устройство должно быть исправным, проходить очистку и проверку после каждой операции и оснащено резиновым шлангом.It should be noted that the pressure lines are provided with a check valve, a bleed valve. The water supply line is provided with a reducing valve. The ejector must be in good working order, cleaned and checked after each operation and equipped with a rubber hose.

Закачка эмульсионных систем и активной композиции в пласт может осуществляться по одному из двух вариантов:The injection of emulsion systems and active composition into the reservoir can be carried out according to one of two options:

через нагнетательную скважину;through an injection well;

через БКНС.through the BCNS.

При закачке пачек через нагнетательную скважину в качестве активной композиции применяют кислотный состав. В данном случае обработка производится индивидуально по каждой отдельной скважине посредством технологического подсоединения линий (рукавов высокого давления) насосных агрегатов к устьевой арматуре нагнетательной скважины.When pumping packs through an injection well, an acid composition is used as an active composition. In this case, the processing is carried out individually for each individual well by means of technological connection of lines (high pressure hoses) of pumping units to the wellhead fittings of the injection well.

А именно, для осуществления способа согласно первому варианту производят закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м³/м с последующей продавкой кислотным составом объемом 2-3 м³/м, а затем закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м³/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления. При этом в качестве обратной эмульсии можно использовать композицию следующего состава, об.%: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное. В качестве технической воды можно использовать раствор хлорида кальция или раствор хлорида калия. Для карбонатных пластов в качестве кислотного состава для продавки используют солянокислотный состав, содержащий, в частности, 30%-ную соляную кислоту, уксусную кислоту, диэтиленгликоль, ингибитор коррозии и техническую воду. Конкретнее, солянокислотный состав может содержать, об.%: 30%-ную соляную кислоту - 50-63, уксусную кислоту 1-3, диэтиленгликоль - 6-12, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное. Для терригенныхNamely, to implement the method according to the first variant, an inverse emulsion with a volume of 3-5 m ³ /m is injected, followed by squeezing with an acid composition with a volume of 2-3 m ³ /m, and then a highly stable direct emulsion containing a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles with a volume of 3 -7 m ³ /m, followed by squeezing with liquid from the reservoir pressure maintenance system. In this case, a composition of the following composition, vol.%, can be used as an inverse emulsion: diesel fuel or prepared oil from an oil preparation and pumping station - 25-35, emulsifier - 1.5-3, process water - the rest. As industrial water, you can use a solution of calcium chloride or a solution of potassium chloride. For carbonate formations, a hydrochloric acid composition containing, in particular, 30% hydrochloric acid, acetic acid, diethylene glycol, a corrosion inhibitor and industrial water is used as an acid composition for squeezing. More specifically, the hydrochloric acid composition may contain, vol%: 30% hydrochloric acid - 50-63, acetic acid 1-3, diethylene glycol - 6-12, corrosion inhibitor - 1.5-2, technical water - the rest. For terrigenous

- 5 040894 пластов в качестве кислотного состава для продавки используют глинокислотный состав, содержащий, в частности, 30%-ную соляную кислоту, плавиковую кислоту, диэтиленгликоль, уксусную кислоту, ингибитор коррозии, техническую воду. Конкретнее, глинокислотный состав может содержать, об.%: 30%-ную соляную кислоту - 48-60, плавиковую кислоту - 1-4, диэтиленгликоль - 6-12, уксусную кислоту - 1-3, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное. В качестве прямой эмульсии можно использовать композицию следующего состава, об.%: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нм - 0,5-1.5, техническая вода - остальное.- 5 040894 layers as an acid composition for squeezing use clay acid composition containing, in particular, 30% hydrochloric acid, hydrofluoric acid, diethylene glycol, acetic acid, corrosion inhibitor, process water. More specifically, the clay acid composition may contain, vol.%: 30% hydrochloric acid - 48-60, hydrofluoric acid - 1-4, diethylene glycol - 6-12, acetic acid - 1-3, corrosion inhibitor - 1.5-2, technical water - the rest. As a direct emulsion, you can use a composition of the following composition, vol.%: diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 10-20, emulsifier - 1-2.5, a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 9 to 100 nm - 0.5-1.5, technical water - the rest.

При закачке пачек через БКНС в качестве активной композиции применяют композицию ПАВ. В данном случае производится обработка группы скважин, которые подсоединены к линии БКНС. Применение кислотных составов при закачке рабочих пачек через БКНС запрещено ввиду низкой защиты линий БКНС от коррозийной агрессивности кислотных составов.When pumping packs through the BKNS, a surfactant composition is used as an active composition. In this case, a group of wells is processed, which are connected to the BKNS line. The use of acid compositions when pumping working packs through the BKNS is prohibited due to the low protection of the BKNS lines from the corrosive aggressiveness of acid compositions.

А именно, для осуществления способа согласно второму варианту производят закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м³/м с последующей продавкой неионогенным поверхностно-активным веществом (НПАВ), в качестве которого используют композиционную смесь Неонол БС-1 объемом 2-3 м³/м, и закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м³/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления.Namely, to implement the method according to the second variant, an inverse emulsion with a volume of 3-5 m ³ /m is injected, followed by squeezing with a nonionic surfactant (NSA), which is used as a composite mixture of Neonol BS-1 with a volume of 2-3 m ³ / m, and injection of a highly stable direct emulsion containing nanoparticles of silicon dioxide with a volume of 3-7 m ³ /m, followed by squeezing with liquid from the reservoir pressure maintenance system.

В качестве обратной эмульсии можно использовать композицию следующего состава, об.%: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное. В качестве технической воды можно использовать раствор хлорида кальция или раствор хлорида калия. В качестве прямой эмульсии можно использовать композицию следующего состава, об.%: дизельное топливо или подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния размером от 9 до 100 нм - 0.5-1.5, техническая вода - остальное.As an inverse emulsion, you can use the composition of the following composition, vol.%: diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 25-35, emulsifier - 1.5-3, process water - the rest. As industrial water, you can use a solution of calcium chloride or a solution of potassium chloride. As a direct emulsion, you can use a composition of the following composition, vol.%: diesel fuel or prepared oil from an oil preparation and pumping point - 10-20, an emulsifier - 1-2.5, a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles ranging in size from 9 to 100 nm - 0.5- 1.5, technical water - the rest.

Для выбора скважин и определения технологических параметров закачки эмульсионных систем производится следующий комплекс промыслово-исследовательских работ:To select wells and determine the technological parameters of injection of emulsion systems, the following set of field research works is carried out:

анализ геолого-промысловых данных по скважинам и определение характера обводнения скважин;analysis of geological and field data on wells and determination of the nature of well watering;

отбор проб жидкости для определения обводненности добываемой продукции и типа воды, поступающей в скважину;fluid sampling to determine the water cut of the produced product and the type of water entering the well;

определение реагирующих добывающих скважин для оценки эффективности применения технологии;identification of responsive production wells to assess the effectiveness of the technology;

исследование герметичности эксплуатационной колонны;study of tightness of the production string;

оценка состояния цементного кольца в интервале продуктивных пластов;assessment of the state of the cement ring in the interval of productive formations;

определение приемистости скважины и профиля приемистости перфорированной мощности пласта; снятие кривых восстановления давления и индикаторных кривых.determination of well injectivity and injectivity profile of perforated reservoir thickness; recording of pressure recovery curves and indicator curves.

Конкретный объем исследований определяется для каждой скважины индивидуальным планом работ.The specific scope of research is determined for each well by an individual work plan.

Ниже приведены примеры осуществления способа по первому и второму вариантам.Below are examples of the implementation of the method according to the first and second options.

Пример 1.Example 1

Обработка нагнетательной скважины в карбонатном пласте. Приемистость до обработки 267 м³/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке, - 20 м.Treatment of an injection well in a carbonate reservoir. Injectivity before processing 267 m ³ /day. The thickness of the perforated interval to be processed is 20 m.

Произвели расстановку и обвязку оборудования согласно типовой схеме. Закачку рабочих жидкостей производили последовательно в три этапа. Время выдержки не предусматривали.The arrangement and piping of the equipment was carried out according to the standard scheme. The injection of working fluids was carried out sequentially in three stages. The exposure time was not provided.

На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, об.%: дизельное топливо - 25, эмульгатор Синол-ЭМ (ТУ 2413-048-48482528-98) - 1.5, водный раствор хлорида калия с концентрацией 20 кг/м³ - 73.5 в объеме 3.6 м³/м.At the first stage, an inverse emulsion of the following composition was injected, vol.%: diesel fuel - 25, emulsifier Sinol-EM (TU 2413-048-48482528-98) - 1.5, an aqueous solution of potassium chloride with a concentration of 20 kg / m ³ - 73.5 in volume 3.6 m ³ /m.

На втором этапе произвели закачку кислотного (солянокислотного) состава, об.%: 30%-ная соляная кислота - 57, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИКК (ТУ 2484-002-48482528-98) - 1.5, техническая вода плотностью 1000 кг/м³ - 32 в объеме 3 м³/м.At the second stage, an acid (hydrochloric acid) composition was injected, vol.%: 30% hydrochloric acid - 57, diethylene glycol - 8, acetic acid - 1.5, corrosion inhibitor Sinol IKK (TU 2484-002-48482528-98) - 1.5, technical water with a density of 1000 kg / m ³ - 32 in a volume of 3 m ³ / m.

На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, об.%: дизельное топливо - 10, эмульгатор Синол-ЭМ (ТУ 2413-048-48482528-98) - 1, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния (двуокись кремния 31 об.%, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.7 об.%, вода - 0.3 об.%) - 0,5, техническая вода с концентрацией хлорида калия 20 кг/м³ - 88.5 в объеме 4,2 м³/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления.At the third stage, a highly stable direct-type emulsion was injected with the content of a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles, vol.%: diesel fuel - 10, emulsifier Sinol-EM (TU 2413-048-48482528-98) - 1, a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles (dioxide silicon 31 vol.%, propylene glycol monomethyl ether - 68.7 vol.%, water - 0.3 vol.%) - 0.5, industrial water with a potassium chloride concentration of 20 kg / m ³ - 88.5 in a volume of 4.2 m ³ / m s subsequent squeezing with liquid from the reservoir pressure maintenance system.

По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 1,2 тыс. т. на скважину. На момент оценки эффект продолжался.After 8 months, the technological efficiency of the treatment was assessed. Additional oil production from reacting production wells amounted to 1.2 thousand tons per well. At the time of evaluation, the effect was ongoing.

Пример 2.Example 2

Обработка нагнетательной скважины в карбонатном пласте. Приемистость до обработки 310 м³/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке, - 38 м.Treatment of an injection well in a carbonate reservoir. Injectivity before processing 310 m ³ /day. The thickness of the perforated interval to be processed is 38 m.

Произвели расстановку и обвязку оборудования согласно типовой схеме. Закачку рабочих жидко- 6 040894 стей производили последовательно в три этапа. Время выдержки не предусматривали.The arrangement and piping of the equipment was carried out according to the standard scheme. The injection of working fluids was carried out sequentially in three stages. The exposure time was not provided.

На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, об.%: дизельное топливо - 27, эмульгатор Синол-ЭМ (ТУ 2413-048-48482528-98) - 1.5, водный раствор хлорида калия с концентрацией 25 кг/м³ - 31.5 в объеме 4.3 м³/м.At the first stage, an inverse emulsion of the following composition was injected, vol.%: diesel fuel - 27, emulsifier Sinol-EM (TU 2413-048-48482528-98) - 1.5, an aqueous solution of potassium chloride with a concentration of 25 kg / m ³ - 31.5 in volume 4.3 m ³ /m.

На втором этапе произвели закачку кислотного (солянокислотного) состава, об.%: 30%-ная соляная кислота - 57, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИКК (ТУ 2484-002-48482528-98) - 1,5, техническая вода плотностью 1000 кг/м³ - 32 в объеме 2.5 м³/м.At the second stage, an acid (hydrochloric acid) composition was injected, vol.%: 30% hydrochloric acid - 57, diethylene glycol - 8, acetic acid - 1.5, corrosion inhibitor Sinol IKK (TU 2484-002-48482528-98) - 1, 5, technical water with a density of 1000 kg / m ³ - 32 in a volume of 2.5 m ³ / m.

На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, об.%: дизельное топливо - 15, эмульгатор Синол-ЭМ (ТУ 2413-048-48482528-98) - 1.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния (двуокись кремния 31 об.%, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.7 об.%, вода - 0.3 об.%) - 1.5, техническая вода с концентрацией хлорида калия 25 кг/м³ - 82 в объеме 5.6 м³/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления.At the third stage, a highly stable direct-type emulsion was injected with the content of a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles, vol.%: diesel fuel - 15, emulsifier Sinol-EM (TU 2413-048-48482528-98) - 1.5, a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles (dioxide silicon 31 vol.%, propylene glycol monomethyl ether - 68.7 vol.%, water - 0.3 vol.%) - 1.5, process water with a potassium chloride concentration of 25 kg / m ³ - 82 in a volume of 5.6 m ³ / m, followed by squeezing with liquid from formation pressure maintenance systems.

По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 1.43 тыс. т. на скважину. На момент оценки эффект продолжался.After 8 months, the technological efficiency of the treatment was assessed. Additional oil production from reacting production wells amounted to 1.43 thousand tons per well. At the time of evaluation, the effect was ongoing.

Пример 3.Example 3

Обработка нагнетательной скважины в карбонатном пласте. Приемистость до обработки 169 м³/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке, - 18 м.Treatment of an injection well in a carbonate reservoir. Injectivity before processing 169 m ³ /day. The thickness of the perforated interval to be processed is 18 m.

На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, об.%: дизельное топливо - 30, эмульгатор Ринго ЭМ (ТУ 2413-003-52412574-01) - 2, водный раствор хлорида калия с концентрацией 30 кг/м³ - 68 в объеме 3 м³/м.At the first stage, an inverse emulsion of the following composition was injected, vol.%: diesel fuel - 30, emulsifier Ringo EM (TU 2413-003-52412574-01) - 2, an aqueous solution of potassium chloride with a concentration of 30 kg / m ³ - 68 in volume 3 m ³ / m.

На втором этапе произвели закачку кислотного (солянокислотного) состава, об.%: 30%-ная соляная кислота - 50, диэтиленгликоль - 6, уксусная кислота - 2, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 2458-031-52412574-02) - 1.5, техническая вода плотностью 1000 кг/м³ - 40.5 в объеме 2 м³/м.At the second stage, an acid (hydrochloric acid) composition was injected, vol.%: 30% hydrochloric acid - 50, diethylene glycol - 6, acetic acid - 2, corrosion inhibitor Sinol IK-001 (TU 2458-031-52412574-02) - 1.5, technical water with a density of 1000 kg / m ³ - 40.5 in a volume of 2 m ³ / m.

На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, об.%: дизельное топливо - 17, эмульгатор Ринго ЭМ (ТУ 2413-003-52412574-01) - 2, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния (двуокись кремния 31 об.%, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.7 об.%, вода - 0.3 об.%) - 1, техническая вода с концентрацией хлорида калия 30 кг/м³ - 80 в объеме 3,4 м³/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления.At the third stage, a highly stable direct-type emulsion was injected with the content of a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles, vol.%: diesel fuel - 17, emulsifier Ringo EM (TU 2413-003-52412574-01) - 2, a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles (silicon dioxide 31 vol.%, propylene glycol monomethyl ether - 68.7 vol.%, water - 0.3 vol.%) - 1, industrial water with a potassium chloride concentration of 30 kg / m ³ - 80 in a volume of 3.4 m ³ / m, followed by liquid squeezing from the reservoir pressure maintenance system.

По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 1,04 тыс. т. на скважину. На момент оценки эффект продолжался.After 8 months, the technological efficiency of the treatment was assessed. Additional oil production from reacting production wells amounted to 1.04 thousand tons per well. At the time of evaluation, the effect was ongoing.

Пример 4.Example 4

Обработка нагнетательной скважины в карбонатном пласте. Приемистость до обработки 390 м³/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке, - 41 м.Treatment of an injection well in a carbonate reservoir. Injectivity before processing 390 m ³ /day. The thickness of the perforated interval to be processed is 41 m.

На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, об.%: дизельное топливо - 35, эмульгатор Ринго ЭМ (ТУ 2413-003-52412574-01) - 3, водный раствор хлорида калия с концентрацией 30 кг/м³ - 62 в объеме 5 м³/м.At the first stage, an inverse emulsion of the following composition was injected, vol.%: diesel fuel - 35, emulsifier Ringo EM (TU 2413-003-52412574-01) - 3, an aqueous solution of potassium chloride with a concentration of 30 kg / m ³ - 62 in volume 5 ^m3 / m.

На втором этапе произвели закачку кислотного (солянокислотного) состава, об.%: 30%-ная соляная кислота - 60, диэтиленгликоль - 10, уксусная кислота - 3, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 2458-031-52412574-02) - 2, техническая вода плотностью 1000 кг/м³ -25 в объеме 2,5 м³/м.At the second stage, an acid (hydrochloric acid) composition was injected, vol.%: 30% hydrochloric acid - 60, diethylene glycol - 10, acetic acid - 3, corrosion inhibitor Sinol IK-001 (TU 2458-031-52412574-02) - 2, technical water with a density of 1000 kg / m ³ -25 in a volume of 2.5 m ³ / m.

На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, об.%: дизельное топливо - 20, эмульгатор Ринго ЭМ (ТУ 2413-003-52412574-01) - 2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния (двуокись кремния 31 об.%, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.7 об.%, вода - 0.3 об.%) - 1.5, техническая вода с концентрацией хлорида калия 30 кг/м³- 76 в объеме 6,2 м³/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления.At the third stage, a highly stable direct-type emulsion was injected with the content of a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles, vol.%: diesel fuel - 20, emulsifier Ringo EM (TU 2413-003-52412574-01) - 2.5, a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles (silicon dioxide 31 vol.%, propylene glycol monomethyl ether - 68.7 vol.%, water - 0.3 vol.%) - 1.5, industrial water with a potassium chloride concentration of 30 kg / m ³ - 76 in a volume of 6.2 m ³ / m, followed by squeezing with liquid from the reservoir pressure maintenance system.

По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 1,58 тыс. т. на скважину. На момент оценки эффект продолжался.After 8 months, the technological efficiency of the treatment was assessed. Additional oil production from reacting production wells amounted to 1.58 thousand tons per well. At the time of evaluation, the effect was ongoing.

Пример 5.Example 5

Обработка нагнетательной скважины в терригенном пласте. Приемистость до обработки 177 м³/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке, - 33 м.Treatment of an injection well in a terrigenous reservoir. Injectivity before processing 177 m ³ /day. The thickness of the perforated interval to be processed is 33 m.

На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, об.%: подготовленнаяAt the first stage, an inverse emulsion of the following composition was injected, vol.%: prepared

- 7 040894 нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 32, эмульгатор Синол ЭМИ (ТУ 2484-007-52412574-01) 3, водный раствор хлорида кальция с концентрацией 17 кг/м³ - 65 в объеме 3 м³/м.- 7 040894 oil from the point of preparation and pumping of oil - 32, emulsifier Sinol EMI (TU 2484-007-52412574-01) 3, an aqueous solution of calcium chloride with a concentration of 17 kg / m ³ - 65 in a volume of 3 m ³ / m.

На втором этапе произвели закачку кислотного (глинокислотного) состава, об.%: 30%-ная соляная кислота - 48, плавиковая кислота - 2, диэтиленгликоль - 6, уксусная кислота - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 2458-031-52412574-02) - 1.5, техническая вода плотностью 1000 кг/м³ - 41 в объеме 2.4 м³/м.At the second stage, an acid (clay acid) composition was injected, vol.%: 30% hydrochloric acid - 48, hydrofluoric acid - 2, diethylene glycol - 6, acetic acid - 1.5, corrosion inhibitor Sinol IK-001 (TU 2458-031- 52412574-02) - 1.5, industrial water with a density of 1000 kg / m ³ - 41 in a volume of 2.4 m ³ / m.

На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, об.%: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20, эмульгатор Синол ЭМИ (ТУ 2484-007-52412574-01) - 2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния (двуокись кремния - 30 об.% в изопропаноле - 68.5 и метиловом спирте 1.5 об.%) - 1.5, техническая вода с концентрацией хлорида кальция 17 кг/м³ - 76 в объеме 3 м³/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления.At the third stage, a highly stable direct-type emulsion was injected with the content of a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles, vol.%: treated oil from the point of preparation and pumping of oil - 20, emulsifier Sinol EMI (TU 2484-007-52412574-01) - 2.5, colloidal solution silicon dioxide nanoparticles (silicon dioxide - 30 vol.% in isopropanol - 68.5 and methyl alcohol 1.5 vol.%) - 1.5, industrial water with a calcium chloride concentration of 17 kg / m ³ - 76 in a volume of 3 m ³ / m, followed by liquid squeezing from the reservoir pressure maintenance system.

По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 0,92 тыс. т. на скважину. На момент оценки эффект продолжался.After 8 months, the technological efficiency of the treatment was assessed. Additional oil production from reacting production wells amounted to 0.92 thousand tons per well. At the time of evaluation, the effect was ongoing.

Пример 6.Example 6

Обработка нагнетательной скважины в терригенном пласте. Приемистость до обработки 240 м³/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке, - 58 м.Treatment of an injection well in a terrigenous reservoir. Injectivity before processing 240 m ³ /day. The thickness of the perforated interval to be processed is 58 m.

На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, об.%: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 35, эмульгатор Синол ЭМИ (ТУ 2484-007-52412574-01) 3, водный раствор хлорида кальция с концентрацией 17 кг/м³ - 62 в объеме 3.9 м³/м.At the first stage, the reverse emulsion was injected with the following composition, vol.%: prepared oil from the point of oil preparation and pumping - 35, emulsifier Sinol EMI (TU 2484-007-52412574-01) 3, an aqueous solution of calcium chloride with a concentration of 17 kg/m ³ - 62 in a volume of 3.9 m ³ /m.

На втором этапе произвели закачку кислотного (глинокислотного) состава, об.%: 30%-ная соляная кислота - 48, плавиковая кислота - 2, диэтиленгликоль - 6, уксусная кислота - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 2458-031-52412574-02) - 1.5, техническая вода плотностью 1000 кг/м³ -41 в объеме 2.8 м³/м.At the second stage, an acid (clay acid) composition was injected, vol.%: 30% hydrochloric acid - 48, hydrofluoric acid - 2, diethylene glycol - 6, acetic acid - 1.5, corrosion inhibitor Sinol IK-001 (TU 2458-031- 52412574-02) - 1.5, technical water with a density of 1000 kg / m ³ -41 in a volume of 2.8 m ³ / m.

На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, об.%: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 17, эмульгатор Синол ЭМИ (ТУ 2484-007-52412574-01) - 2.2, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния (двуокись кремния - 31 об.% в этиленгликоле - 69 об.%) - 1.5, техническая вода с концентрацией хлорида кальция 17 кг/м³ - 79.3 в объеме 4,2 м³/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления.At the third stage, a highly stable direct-type emulsion was injected with the content of a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles, vol.%: prepared oil from the oil treatment and pumping point - 17, emulsifier Sinol EMI (TU 2484-007-52412574-01) - 2.2, colloidal solution silicon dioxide nanoparticles (silicon dioxide - 31 vol.% in ethylene glycol - 69 vol.%) - 1.5, industrial water with a calcium chloride concentration of 17 kg / m ³ - 79.3 in a volume of 4.2 m ³ / m, followed by squeezing with liquid from the system maintaining reservoir pressure.

По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 1.22 тыс. т. на скважину. На момент оценки эффект продолжался.After 8 months, the technological efficiency of the treatment was assessed. Additional oil production from reacting production wells amounted to 1.22 thousand tons per well. At the time of evaluation, the effect was ongoing.

Пример 7.Example 7

Обработка нагнетательной скважины в терригенном пласте. Приемистость до обработки 182 м³/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке, - 36 м.Treatment of an injection well in a terrigenous reservoir. Injectivity before processing 182 m ³ /day. The thickness of the perforated interval to be processed is 36 m.

На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, об.%: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 28, эмульгатор Синол-ЭМ (ТУ 2413-048-48482528-98) 2.5, водный раствор хлорида кальция с концентрацией 20 кг/м³ - 69.5 в объеме 3.2 м³/м.At the first stage, the reverse emulsion was injected with the following composition, vol.%: prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 28, emulsifier Sinol-EM (TU 2413-048-48482528-98) 2.5, an aqueous solution of calcium chloride with a concentration of 20 kg/ m ³ - 69.5 in a volume of 3.2 m ³ / m.

На втором этапе произвели закачку кислотного (глинокислотного) состава, об.%: 30%-ная соляная кислота - 48, плавиковая кислота - 2, диэтиленгликоль - 6, уксусная кислота - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИКК (ТУ 2484-002-48482528-98) - 1.5, техническая вода плотностью 1000 кг/м³ - 41 в объеме 2,5 м³/м.At the second stage, an acid (clay acid) composition was injected, vol.%: 30% hydrochloric acid - 48, hydrofluoric acid - 2, diethylene glycol - 6, acetic acid - 1.5, corrosion inhibitor Sinol IKK (TU 2484-002-48482528- 98) - 1.5, technical water with a density of 1000 kg / m ³ - 41 in a volume of 2.5 m ³ / m.

На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, об.%: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10, эмульгатор Синол-ЭМ (ТУ 2413-048-48482528-98) - 1, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния (двуокись кремния - 31 об.% в этиленгликоле - 69 об.%) - 0.7, техническая вода с концентрацией хлорида кальция 20 кг/м³ - 89.3 в объеме 3 м³/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления.At the third stage, a highly stable direct-type emulsion was injected containing a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles, vol.%: prepared oil from an oil treatment and pumping point - 10, Sinol-EM emulsifier (TU 2413-048-48482528-98) - 1, colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles (silicon dioxide - 31 vol.% in ethylene glycol - 69 vol.%) - 0.7, technical water with a calcium chloride concentration of 20 kg / m ³ - 89.3 in a volume of 3 m ³ / m, followed by squeezing with liquid from the maintenance system formation pressure.

По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 0,94 тыс. т. на скважину. На момент оценки эффект продолжался.After 8 months, the technological efficiency of the treatment was assessed. Additional oil production from reacting production wells amounted to 0.94 thousand tons per well. At the time of evaluation, the effect was ongoing.

Пример 8.Example 8

Обработка группы нагнетательных скважин в терригенном пласте, закачка технологических жидкостей через БКНС. Основные технологические параметры скважин и объемы закачки представлены на фиг. 8.Treatment of a group of injection wells in a terrigenous reservoir, injection of process fluids through the BKNS. The main technological parameters of wells and injection volumes are shown in Fig. 8.

Произвели расстановку и обвязку оборудования согласно типовой схеме. Закачку рабочих жидко-The arrangement and piping of the equipment was carried out according to the standard scheme. Injection of working fluids

Claims

Stey was produced sequentially in three stages. The exposure time was not provided.

At the first stage, the reverse emulsion was injected with the following composition, vol.%: prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 25, emulsifier Sinol-EM (TU 2413-048-48482528-98) 2.5, an aqueous solution of potassium chloride with a concentration of 15 kg/ m ³ - 72.5 in a volume of 4.05 m ³ / m (average for

12 wells). The total volume of the reverse emulsion for 12 wells was 1689.5 m ³ .

At the second stage, the finished mixture Neonol BS-1 (TU 2483-005-48482528-99) was injected in a volume of 2.28 m ³ /m (average for 12 wells). The total volume of Neonol BS-1 for 12 wells was 951.1 m ³ .

At the third stage, a highly stable direct-type emulsion was injected with the content of a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles, vol.%: prepared oil from the oil treatment and pumping point - 20, Sinol-EM emulsifier (TU 2413-048-48482528-98) - 2.5, colloidal a solution of silicon dioxide nanoparticles (silicon dioxide - 30 vol.% in isopropanol - 68.5 and methyl alcohol 1.5 vol.%) - 1.5, industrial water with a potassium chloride concentration of 15 kg / m ³ - 76 in a volume of 4.97 m ³ / m ( average for 12 wells) followed by fluid injection from the formation pressure maintenance system.

The total volume of highly stable emulsion for 12 wells was 2078.2 m ³ . Disconnected the lines of the pumping units. After that, the BKNS continued to work in accordance with the established technological mode of operation.

After 8 months, the technological efficiency of the treatment was assessed. Additional oil production from reacting production wells amounted to 12.6 thousand tons. At the time of the assessment, the effect continued.

Thus, the invention allows to increase the oil recovery of the reservoirs and improve the efficiency of the development of oil and gas fields by increasing the coverage of reservoirs by the impact;

alignment of the oil displacement front;

changes in the contact angle of selective wettability of rocks;

selective blocking of the most permeable reservoir intervals;

increasing the filtration characteristics of less permeable reservoir intervals and oil recovery;

the use of emulsion systems that do not contain substances that form insoluble precipitates.

CLAIM

1. A method for increasing oil recovery from reservoirs, including the following successive stages of reservoir treatment:

injection of an inverted emulsion with a volume of 3-5 m ³ /m of the perforated reservoir thickness, followed by squeezing with an acid composition with a volume of 2-3 m ³ /m of the perforated reservoir thickness;

injection of a highly stable direct emulsion containing nanoparticles of silicon dioxide with a volume of 3-7 m ³ /m of perforated reservoir thickness, followed by squeezing with liquid from the reservoir pressure maintenance system, while the composition of the following composition is used as a reverse emulsion, vol.%: diesel fuel or treated oil from the point of preparation and pumping of oil -25-35, emulsifier 1.5-3, technical water - the rest;

as an acid composition for carbonate formations, a hydrochloric acid composition is used, containing, vol.%: 30% hydrochloric acid - 50-63, acetic acid - 1-3, diethylene glycol - 6-12, corrosion inhibitor - 1.5-2, technical water - the rest;

as an acid composition for terrigenous formations, a clay-acid composition is used, containing, vol.%: 30% hydrochloric acid - 48-60, hydrofluoric acid - 1-4, diethylene glycol - 6-12, acetic acid - 1-3, corrosion inhibitor - 1.5-2, technical water - the rest;

as a highly stable direct emulsion, a composition of the following composition is used, vol.%: diesel fuel or prepared oil from an oil preparation and pumping station - 10-20, an emulsifier - 1-2.5, a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 9 to 100 nm - 0.5-1.5, technical water - the rest.

2. The method according to claim 1, characterized in that a solution of calcium chloride or a solution of potassium chloride is used as process water.

3. A method for increasing oil recovery from reservoirs, including the following successive stages of reservoir treatment:

injection of an inverse emulsion with a volume of 3-5 m ³ /m perforated reservoir thickness, followed by squeezing with a nonionic surfactant, which is a composite mixture of a nonionic surfactant, polyglycol and water with a volume of 2-3 m ³ /m perforated reservoir thickness;

injection of a highly stable direct emulsion containing nanoparticles of silicon dioxide with a volume of 3-7 m ³ /m of the perforated reservoir thickness, followed by squeezing with liquid from the reservoir pressure maintenance system,

-