RU2184836C2 - Method of selective restriction inflows in development wells - Google Patents
Method of selective restriction inflows in development wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2184836C2 RU2184836C2 RU2000110179/03A RU2000110179A RU2184836C2 RU 2184836 C2 RU2184836 C2 RU 2184836C2 RU 2000110179/03 A RU2000110179/03 A RU 2000110179/03A RU 2000110179 A RU2000110179 A RU 2000110179A RU 2184836 C2 RU2184836 C2 RU 2184836C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- emulsion
- water
- oil
- chemically modified
- formation
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а конкретно к составам для ограничения водопритоков в обводненных добывающих скважинах и для выравнивания фронта заводнения в нагнетательных скважинах с целью увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов. Изобретение также может быть использовано в качестве жидкости для глушения скважин, а также в качестве технологической жидкости для бурения при первичном вскрытии продуктивных пластов. The invention relates to the oil and gas industry, and specifically to compositions for limiting water inflows in flooded producing wells and for leveling the waterflooding front in injection wells in order to increase oil recovery of productive formations. The invention can also be used as a fluid for killing wells, and also as a process fluid for drilling during the initial opening of reservoirs.
Одним из основных методов извлечения нефти из пластов на поздних стадиях разработки месторождения является принудительное вытеснение ее водой, закачиваемой в пласт через нагнетательные скважины. В процессе такого вытеснения нефти происходит опережающее обводнение высокопроницаемых пластов, что приводит к прорыву воды напрямую в добывающие скважины и частичному или полному выключению из процессов выработки средне- и низкопроницаемых нефтенасыщенных слоев. Для ограничения водопритоков и выравнивания фронта вытеснения широко применяется закачка в пласт водных растворов полимеров, гелеобразующих и осадкообразующих композиций, цементных растворов и других составов (Ибрагимов и др. "Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти", М., Недра, 1991, с. 46-63). One of the main methods for extracting oil from reservoirs in the late stages of field development is to force its displacement by water pumped into the reservoir through injection wells. In the process of such oil displacement, leading-edge watering of highly permeable formations occurs, which leads to a breakthrough of water directly into production wells and a partial or complete shutdown of medium and low permeable oil-saturated layers from the production processes. In order to limit water inflows and level the displacement front, water injection of polymers, gelling and sedimentary compositions, cement mortars, and other compositions into the reservoir is widely used (Ibragimov et al. "Use of chemical reagents to intensify oil production", M., Nedra, 1991, p. 46-63).
Одной из наиболее эффективных композиций для создания экрана от водоносного слоя является инвертная (обратная) водонефтяная эмульсия, стабилизированная поверхностно-активным веществом (ПАВ). Эффективность применения таких эмульсий связана с их способностью к загущению и структурированию при механическом смешении с пластовой водой во время фильтрации в глубь пласта и, наоборот, к разжижению при диспергировании с нефтью. One of the most effective compositions for creating a screen from an aquifer is an invert (reverse) water-oil emulsion stabilized with a surface-active substance (surfactant). The effectiveness of the use of such emulsions is associated with their ability to thicken and structure during mechanical mixing with formation water during filtration into the depth of the formation and, conversely, to liquefy when dispersed with oil.
Инвертные эмульсионные растворы нашли широкое применение при проведении работ по ограничению водопритоков в добывающих скважинах, для выравнивания профилей приемистости и перераспределения фильтрационных потоков в нагнетательных скважинах. Invert emulsion solutions are widely used in the work to limit water inflows in production wells, to even out injectivity profiles and redistribute filtration flows in injection wells.
Известны водонефтяные обратные эмульсии на основе продуктов переработки нефти (мазут, битум, парафиновые композиции и др.) (Е.Н.Умрихина, В.А.Блажевич, в сб. "Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах", М., Недра, 1966, с. 70-79). Known oil-water inverse emulsions based on petroleum products (fuel oil, bitumen, paraffin compositions, etc.) (E.N. Umrikhina, V.A. Blazhevich, in the collection "Isolation of formation water inflow in oil wells", M., Nedra , 1966, p. 70-79).
К недостаткам таких эмульгаторов относятся их низкая стабильность, зависящая от сроков хранения, степени окисления и качества нефтяных отходов. Более стабильные обратные эмульсии получаются при использовании таких эмульгаторов, как "эмультал", "сульфонол", "катапин А", "неонол", стеарат алюминия и др. Все известные к настоящему времени составы обратных водонефтяных эмульсий, применяемых в нефтяной промышленности для водоизоляционных работ, стабилизируются жидкими (растворимыми в воде или углеводородной фазе) ПАВ. The disadvantages of such emulsifiers include their low stability, depending on the shelf life, oxidation state and quality of oil waste. More stable inverse emulsions are obtained using emulsifiers such as emulsifier, sulfonol, catapine A, neonol, aluminum stearate, etc. All currently known compositions of water-in-oil emulsions used in the oil industry for waterproofing works are stabilized by liquid (soluble in water or hydrocarbon phase) surfactants.
Наиболее близким к заявляемому изобретению (прототип) является состав инвертной водно-гексановой эмульсии, стабилизированной ионогенными и неионогенными ПАВ: ЭС-2, эмультал, неонол или таловым маслом с гидрофобизирующей добавкой (ГКЖ-11) (Р.Н.Мухаметзянов, Л.Х.Каюмов, С.Г.Сафин, Г.А.Нуруллина, "Разработка составов, увеличивающих гидродинамическое сопротивление в пласте". Нефтяное дело, 1994, 3-4, с. 20-21). Closest to the claimed invention (prototype) is the composition of an invert water-hexane emulsion stabilized by ionic and nonionic surfactants: ES-2, emulsion, neonol or tal oil with hydrophobizing additive (GKZh-11) (R.N. Mukhametzyanov, L.Kh. .Kayumov, S.G. Safin, G.A. Nurullina, "Development of compositions that increase the hydrodynamic resistance in the reservoir. Oil business, 1994, 3-4, pp. 20-21).
Недостатками прототипа является низкая стабильность полученных эмульсий и высокая доля углеводородной фракции, повышающая общие затраты на проведение изоляционных работ. Стабильную эмульсию удалось получить в этом случае лишь при соотношении вода:гексан не более, чем 1:1, при насыщении воды СаС12 до плотности 1,24 г/см и при содержании эмульгирующих и гидрофобизирующих добавок до 10% от объема дисперсионной фазы. Большая доля углеводородной фазы и эмульгатора в данном составе увеличивает стоимость обработки скважины. Кроме того, применение гексана в качестве дисперсионной фазы ограничено вследствие его высокой цены и повышенной (по сравнению с нефть) пожаровзрывоопасностью.The disadvantages of the prototype is the low stability of the emulsions and a high proportion of the hydrocarbon fraction, which increases the total cost of insulation work. Stable emulsion were obtained in this case only at a ratio of water: hexane not more than 1: 1, at water saturation SaS1 2 to a density of 1.24 g / cm and at a content of emulsifiers and hydrophobic additives to 10% of the volume of the dispersion phase. A large proportion of the hydrocarbon phase and emulsifier in this composition increases the cost of processing the well. In addition, the use of hexane as a dispersion phase is limited due to its high price and increased (in comparison with oil) fire and explosion hazard.
Указанные недостатки преодолены в представленном изобретении. Положительный эффект достигается тем, что в качестве эмульгирующей добавки используется порошковый эмульгатор - высокодисперсный аморфный кремнезем с химически модифицированной поверхностью с целью придания твердым частицам свойств неионогенных ПАВ. These disadvantages are overcome in the present invention. A positive effect is achieved by using a powder emulsifier as a highly dispersed amorphous silica with a chemically modified surface as an emulsifying additive to give non-ionic surfactants the properties of solid particles.
Техническим результатом при использовании настоящего изобретения является получение стойкой инвертной эмульсии на пресной или минерализованной воде с соотношением воды и углеводородной фазы от 1/1 до 6/1 на основе твердых высокодисперсных эмульгаторов - химически модифицированных аморфных кремнеземов, обладающих (по сравнению с прототипом):
повышенной седиментационной и термической стабильностью состава во времени;
способностью адсорбироваться пористой средой коллектора и тем самым увеличивать продолжительность изоляции водопритока;
расширенным диапазоном регулирования вязкости эмульсионно-суспензионной системы.The technical result when using the present invention is to obtain a stable invert emulsion in fresh or mineralized water with a ratio of water and hydrocarbon phase from 1/1 to 6/1 on the basis of solid highly dispersed emulsifiers - chemically modified amorphous silicas having (in comparison with the prototype):
increased sedimentation and thermal stability of the composition over time;
the ability to be adsorbed by the porous medium of the reservoir and thereby increase the duration of isolation of water inflow;
extended range of regulation of the viscosity of the emulsion-suspension system.
В качестве углеводородной фазы можно использовать нефть или ее фракции - дизельное топливо, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), керосин, гексан и другие. As the hydrocarbon phase, you can use oil or its fractions - diesel fuel, a wide fraction of light hydrocarbons (BFLH), kerosene, hexane and others.
Поставленная задача достигается тем, что способ селективного ограничения водопритоков и выравнивания фронта заводнения в эксплуатационных скважинах, включает в себя закачку в призабойную зону пласта инвертной эмульсии на основе минерализованной водной дисперсной фазы и углеводородной дисперсионной среды с добавкой эмульгаторов, в качестве эмульгатора используют химически модифицированный высокодисперсный кремнезем, обладающий свойствами твердых неионогенных поверхностно-активных веществ. This object is achieved in that a method for selectively restricting water inflows and leveling the waterflood front in production wells involves injecting an invert emulsion based on a mineralized aqueous dispersed phase and a hydrocarbon dispersion medium with the addition of emulsifiers into the bottomhole zone of the reservoir, using chemically modified highly dispersed silica as an emulsifier possessing the properties of solid non-ionic surfactants.
В качестве эмульгатора используют химически модифицированный кремнезем с размером дискретных частиц 0,005-0,1 мкм с степенью гидрофобности 20-90% в количестве 0,3-3,5 мас.% от всего объема эмульсии. Chemically modified silica with a discrete particle size of 0.005-0.1 μm with a degree of hydrophobicity of 20-90% in an amount of 0.3-3.5 wt.% Of the total volume of the emulsion is used as an emulsifier.
В качестве углеводородной дисперсионной среды используют нефть или продукты ее переработки. As a hydrocarbon dispersion medium, oil or products of its processing are used.
Для повышения стабильности эмульсии в нее добавляют гидрофобизатор, представляющий собой химически модифицированный кремнезем с размером дискретных частиц 0,005-0,1 мкм и со степенью гидрофобности 100%, в количестве 0,1-1,0 мас.% от всего объема эмульсии. To increase the stability of the emulsion, a water repellent is added to it, which is chemically modified silica with a discrete particle size of 0.005-0.1 μm and with a degree of hydrophobicity of 100%, in an amount of 0.1-1.0 wt.% Of the total volume of the emulsion.
Соотношение дисперсная фаза/дисперсионная среда в эмульсии изменяется в пределах от 1/1 до 6/1. The ratio of the dispersed phase / dispersion medium in the emulsion varies from 1/1 to 6/1.
В призабойную зону пласта закачивают от 0,5 до 8,0 м3 инвертной эмульсии на 1 м эффективной мощности пласта и продавливают ее пластовой водой.From 0.5 to 8.0 m 3 of invert emulsion per 1 m of effective reservoir power is pumped into the bottomhole formation zone and pushed by formation water.
Придание поверхности кремнезема свойств твердых неионогенных ПАВ заключается в частичном замещении гидроксильных (силанольных) групп на углеводородные радикалы. Применение порошкового эмульгатора с такой "дифильной" поверхностью позволило получить стойкие обратные эмульсии с соотношением фаз вода: углеводородная дисперсия от 1/1 до 6/1 соответственно. Размеры дискретных частиц химически модифицированных кремнеземов на 2-4 порядка меньше средних размеров поровых каналов, что позволяет обратной эмульсии под давлением глубоко проникать в пласт. Giving the surface of silica the properties of solid nonionic surfactants consists in the partial replacement of hydroxyl (silanol) groups with hydrocarbon radicals. The use of a powder emulsifier with such a "diphilic" surface made it possible to obtain stable inverse emulsions with a water: hydrocarbon dispersion ratio from 1/1 to 6/1, respectively. The sizes of discrete particles of chemically modified silicas are 2-4 orders of magnitude smaller than the average size of the pore channels, which allows reverse emulsion under pressure to penetrate deep into the reservoir.
Концентрационные пределы состава и его количество подбирается в зависимости от вида осложнения в скважине, проницаемости и пористости пласта, дебита скважины и степени ее обводненности. Перед применением в скважине подбирается необходимый объем инвертной эмульсии, соотношение фаз, количество эмульгатора и стабилизатора эмульсии. Отдельно готовится водный раствор необходимой плотности и углеводородная фаза с необходимым количеством порошкового эмульгатора и стабилизатора. Далее обе фазы тщательно перемешиваются до получения однородной эмульсии и закачиваются в пласт. Для облегчения закачки и повышения фазовой проницаемости перед эмульсией закачивается небольшое количество нефти (2-3 м3) или ее более легкой фракции. В качестве продавочной жидкости используется нефть или пластовая вода. Примеры конкретной реализации.The concentration limits of the composition and its amount are selected depending on the type of complications in the well, the permeability and porosity of the formation, the flow rate of the well and the degree of water cut. Before application in the well, the required volume of invert emulsion, phase ratio, amount of emulsifier and emulsion stabilizer are selected. An aqueous solution of the required density and a hydrocarbon phase with the required amount of a powder emulsifier and stabilizer are separately prepared. Then both phases are thoroughly mixed until a homogeneous emulsion is obtained and pumped into the reservoir. To facilitate injection and increase phase permeability, a small amount of oil (2-3 m 3 ) or its lighter fraction is pumped before the emulsion. As a squeezing liquid, oil or produced water is used. Examples of specific implementation.
Пример 1 (мас. %). Инвертная эмульсия готовилась на основе нефти (девонская нефть Ромашкинского м/р, пласт Д1, вязкость - 2,1 мПа•с) и минерализованной воды, в качестве порошкового эмульгатора использовался кремнезем, химически модифицированный по методу (А.В.Смирнов, В.А.Котельников. Пат. РФ 2089499, 1997) со степенью гидрофобности 40%. В колбу, снабженную якорной мешалкой с частотой вращения 103 об/мин, помещают 48,5 дегазированной нефти с плотностью 0,86 г/см3 и при интенсивном перемешивании добавляют 0,8% эмульгатора и 0,2% стабилизатора. После 5 мин перемешивания в колбу с помощью бюретки постепенно в течение 5 мин добавляют 48,5 воды с плотностью 1,17 г/см3, минерализованной СаС12. Перемешивание продолжают еще 10 мин. По окончании диспергирования образовавшуюся эмульсию выдерживают в течение 24 ч для разгазирования и стабилизации агрегативных процессов. Пластическая вязкость полученной инвертной эмульсии составила 938 мПа•с, динамическое напряжение сдвига - 490 gПа.Example 1 (wt.%). An invert emulsion was prepared on the basis of oil (Devonian oil of the Romashkinsky oil field, reservoir D1, viscosity 2.1 mPa • s) and mineralized water; silica chemically modified by the method was used as a powder emulsifier (A.V. Smirnov, V. A. Kotelnikov, Patent RF 2089499, 1997) with a degree of hydrophobicity of 40%. 48.5 degassed oil with a density of 0.86 g / cm 3 are placed in a flask equipped with an anchor stirrer with a rotational speed of 10 3 rpm, and 0.8% emulsifier and 0.2% stabilizer are added with vigorous stirring. After 5 minutes of stirring, 48.5 water with a density of 1.17 g / cm 3 mineralized with CaCl 2 is gradually added to the flask using a burette. Stirring is continued for another 10 minutes. At the end of the dispersion, the resulting emulsion is incubated for 24 hours to degass and stabilize the aggregative processes. The plastic viscosity of the obtained invert emulsion was 938 mPa • s, and the dynamic shear stress was 490 gPa.
Вязкость полученной эмульсии, измеренная на приборе "Реотест-2" при температуре 20oС, представлена на чертеже, где приведены также значения вязкости эмульсионного раствора в зависимости от фазового соотношения вода: нефть. Как видно из приведенных данных, при изменении содержания воды в эмульсии от 50% до 80% вязкость инвертной эмульсии увеличилась от 0,6 до 5,8 Па•с, т.е. почти в 10 раз. При дальнейшем увеличении содержания воды вязкость эмульсии растет, она приобретает консистенцию вазелина и утрачивает текучесть.The viscosity of the emulsion obtained, measured on a Reotest-2 device at a temperature of 20 o C, is presented in the drawing, which also shows the viscosity of the emulsion solution depending on the phase ratio of water: oil. As can be seen from the above data, with a change in the water content in the emulsion from 50% to 80%, the viscosity of the invert emulsion increased from 0.6 to 5.8 Pa • s, i.e. almost 10 times. With a further increase in water content, the viscosity of the emulsion increases, it acquires the consistency of petroleum jelly and loses fluidity.
Вследствие тиксотропных свойств вязкость полученных эмульсий увеличивается в 5-10 раз после суточной выдержки. Добавление соли СаСl2 в водную фазу увеличивает стойкость эмульсии. Обратные эмульсии, приготовленные с раствором CaCl2 плотностью 1,17 г/см3, оказались стабильными в течение года.Due to the thixotropic properties, the viscosity of the resulting emulsions increases 5-10 times after daily exposure. The addition of CaCl 2 salt to the aqueous phase increases the stability of the emulsion. Reverse emulsions prepared with a solution of CaCl 2 with a density of 1.17 g / cm 3 proved to be stable during the year.
Пример 2. Отдельно приготовленные по рецептуре примера 1 углеводородная дисперсионная фаза, содержащая эмульгатор и стабилизатор, и водный раствор CaCl2 загружают в колбу и после 15 мин интенсивного перемешивания образуется эмульсионно-суспензионная система, которая по своим показателям практически не отличается от полученной в примере 1: пластическая вязкость 920 мПа•с, динамическое напряжение сдвига 478 gПа.Example 2. Separately prepared according to the recipe of example 1, a hydrocarbon dispersion phase containing an emulsifier and a stabilizer, and an aqueous solution of CaCl 2 are loaded into the flask and after 15 minutes of vigorous stirring, an emulsion-suspension system is formed, which practically does not differ in its parameters from that obtained in example 1 : plastic viscosity 920 mPa • s, dynamic shear stress 478 gPa.
Полученные данные свидетельствуют о высокой эмульгирующей способности используемого ХМК, не зависящей от порядка ввода фаз. Это значительно упрощает приготовление инвертной эмульсионно-суспензионной системы непосредственно на нефтепромысле. The data obtained indicate a high emulsifying ability of the used CMC, independent of the order of input phases. This greatly simplifies the preparation of an invert emulsion-suspension system directly in the oil field.
Примеры 3-11. Инвертная эмульсия готовилась на основе дизельного топлива и воды с дифильным порошковым эмульгатором -аэросилом, модифицированным до 50%-ной степени гидрофобности. В отдельных случаях в состав добавлялся гидрофобизатор - химически модифицированный аэросил со степенью гидрофобности 99,6%. В колбе, снабженной якорной мешалкой, смесь размешивалась до получения однородной массы. Перемешиваемая смесь через 10-15 мин загустевала, после этого перемешивание проводилось еще 15 мин. По окончании диспергирования эмульсию выдерживали 24 часа для разгазирования и стабилизации агрегативных процессов, после чего определялась вязкость, термо- и седиментационная стабильность. Ниже в таблице приведены данные по максимальной вязкости (после 24-часовой выдержи) получаемых инвертных эмульсий в зависимости от соотношения фаз. Для приготовления эмульсии использовалась вода, минерализованная СаСl2, с плотностью 1,17 г/см3, и дизельное топливо.Examples 3-11. An invert emulsion was prepared on the basis of diesel fuel and water with a diphilic powder emulsifier, aerosil, modified to a 50% degree of hydrophobicity. In some cases, a water repellent was added to the composition - a chemically modified aerosil with a degree of hydrophobicity of 99.6%. In a flask equipped with an anchor stirrer, the mixture was stirred until a homogeneous mass. After 10-15 minutes, the stirred mixture thickened, after which stirring was carried out for another 15 minutes. After dispersion, the emulsion was held for 24 hours to degass and stabilize aggregative processes, after which viscosity, thermal and sedimentation stability were determined. The table below shows data on the maximum viscosity (after 24 hours) of the resulting invert emulsions, depending on the phase ratio. To prepare the emulsion, water was used, mineralized with CaCl 2 , with a density of 1.17 g / cm 3 , and diesel fuel.
Приведенные в таблице данные показывают, что:
вязкость эмульсии быстро растет с содержанием дисперсной фазы;
вязкость эмульсии изменяется незначительно при увеличении содержания эмульгатора;
оптимальная концентрация эмульгатора для дисперсионной среды дизельное топливо - 0,5-1,5 мас.% от всего объема эмульсии.The data in the table show that:
the viscosity of the emulsion increases rapidly with the content of the dispersed phase;
the viscosity of the emulsion changes slightly with increasing emulsifier content;
the optimal concentration of emulsifier for a dispersion medium diesel fuel is 0.5-1.5 wt.% of the total volume of the emulsion.
Кроме этого исследования показали, что на структурирование, стойкость и вязкость эмульсии существенно влияет тип углеводородной фазы, вязкость и содержание в ней природных или добавленных ПАВ. Замена пресной воды на пластовую или добавление солей в водную фазу (особенно, CaCl2) повышает стабильность эмульсий.In addition to this study, it was shown that the structure, stability and viscosity of the emulsion is significantly affected by the type of hydrocarbon phase, the viscosity and the content of natural or added surfactants in it. Replacing fresh water with formation water or adding salts to the aqueous phase (especially CaCl 2 ) increases the stability of emulsions.
Пример 12. Обработка инвертной водонефтяной эмульсией добывающей скважины 15848 НГДУ "Джалильнефть" АО "Татнефть" с исходной обводненностью 98,4% и дебитом нефти 0,3 т/сут с целью ограничения водопритока и увеличения добычи нефти производилась в следующем порядке:
установка пакера над зоной закачки эмульсии, обвязка устья скважины с насосным агрегатом, опрессовка нагнетательной линии;
закачка в пласт для увеличения фазовой проницаемости водонасыщенных пропластков буферного объема нефти (2 м3);
подготовка углеводородной фазы с твердым эмульгатором в агрегате ЦА-320;
приготовление инвертной эмульсии в агрегате ЦА-320 с применением диспергатора при соотношении фаз пластовая вода:нефть 3:1;
закачка 12 м3 эмульсии и продавка ее в пласт нефтью;
остановка скважины на реагирование в течение суток;
подъем пакера, запуск скважины в работу.Example 12. Invert oil-water emulsion treatment of a producing well 15848 NGDU "Jalilneft" JSC "Tatneft" with an initial water cut of 98.4% and oil flow rate of 0.3 tons / day in order to limit water inflow and increase oil production was carried out in the following order:
installation of a packer over the injection zone of the emulsion, piping of the wellhead with the pumping unit, pressure testing of the injection line;
injection into the reservoir to increase the phase permeability of water-saturated interlayers of the buffer volume of oil (2 m 3 );
preparation of the hydrocarbon phase with a solid emulsifier in the CA-320 unit;
preparation of an invert emulsion in the CA-320 unit using a dispersant with a ratio of produced water: oil phase ratios of 3: 1;
injection of 12 m 3 of the emulsion and its pushing into the formation with oil;
well shutdown for response during the day;
raising the packer, putting the well into operation.
Эмульсию готовили на высоковязкой нефти (карбон) в следующем соотношении ингредиентов: нефть - 1 часть (мас.), нефтяной дистиллят (для уменьшения вязкости) - 0,4 части, пластовая вода с плотностью 1,07 г/см3 - 3 части, эмульгатор (модифицированный кремнезем со степенью гидрофобности 60%) - 0,5 мас.% от всего объема эмульсии.The emulsion was prepared on high viscosity oil (carbon) in the following ratio of ingredients: oil - 1 part (wt.), Oil distillate (to reduce viscosity) - 0.4 parts, produced water with a density of 1.07 g / cm 3 - 3 parts, emulsifier (modified silica with a degree of hydrophobicity of 60%) - 0.5 wt.% of the total volume of the emulsion.
После обработки призабойной зоны пласта инвертной эмульсией дебит скважины по нефти увеличился с 0,3 до 4,3 т/сут, а процент воды уменьшился с 98,4 до 45,4%. При этом дебит жидкости также снизился с 18,2 до 9,1 м3сут.After treating the bottom-hole zone of the formation with an invert emulsion, the oil production rate increased from 0.3 to 4.3 tons / day, and the percentage of water decreased from 98.4 to 45.4%. At the same time, the fluid flow rate also decreased from 18.2 to 9.1 m 3 days.
Пример 13. Скважина 5353 НГДУ "Джалильнефть" с исходным дебитом жидкости 259 м3сут, обводненностью 97,0% и дебитом жидкости 9,5 т/сут была обработана 24 м3 инвертной суспензией с соотношением фаз пластовая вода/нефть 3/1 с концентрацией эмульгатора (химически модифицированного кремнезема с 40%-ным замещением силанольных групп на метильные радикалы) 0,8 мас.% ко всему объему эмульсии. После обработки призабойной зоны пласта скважина вышла на следующий режим: дебит нефти составил 14,7 т/сут, содержание воды в жидкости - 88,5%. При этом дебит жидкости уменьшился более чем в 2 раза и составил 113,3 т/сут. После обработки скважина более 7 месяцев работает в устойчивом режиме.Example 13. Well 5353 NGDU "Jalilneft" with an initial fluid rate of 259 m 3 day, water cut of 97.0% and a fluid rate of 9.5 t / day was treated with 24 m 3 invert suspension with a phase ratio of formation water /
Приведенные данные показывают, что использование порошкового эмульгатора, обладающего свойствами твердого неионогенного ПАВ, позволяет получить седиментационно устойчивые, термостабильные инвертные эмульсионно-суспензионные системы. The data presented show that the use of a powder emulsifier having the properties of a solid nonionic surfactant allows one to obtain sedimentation-resistant, thermostable invert emulsion-suspension systems.
К преимуществам твердых ПАВ, по сравнению с жидкими, относятся:
большая продолжительность тампонирующего действия эмульсии, по сравнению с эмульсиями на основе жидких ПАВ;
меньшая стоимость обработки вследствие меньшего расхода углеводородной фазы и эмульгатора.The advantages of solid surfactants, compared with liquid, include:
a longer duration of the plugging action of the emulsion, in comparison with emulsions based on liquid surfactants;
lower processing cost due to lower consumption of the hydrocarbon phase and emulsifier.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000110179/03A RU2184836C2 (en) | 2000-04-25 | 2000-04-25 | Method of selective restriction inflows in development wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000110179/03A RU2184836C2 (en) | 2000-04-25 | 2000-04-25 | Method of selective restriction inflows in development wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2000110179A RU2000110179A (en) | 2002-02-10 |
| RU2184836C2 true RU2184836C2 (en) | 2002-07-10 |
Family
ID=20233695
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000110179/03A RU2184836C2 (en) | 2000-04-25 | 2000-04-25 | Method of selective restriction inflows in development wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2184836C2 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2476665C2 (en) * | 2010-07-19 | 2013-02-27 | Илдус Абудасович Сагидуллин | Isolation method of water influx in well |
| RU2670808C1 (en) * | 2017-07-21 | 2018-10-25 | Общество с ограниченной ответственностью "ОИЛМАЙНД" | Method for enhancing oil recovery (variants) |
| WO2019070165A1 (en) * | 2017-10-05 | 2019-04-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Method for killing oil and gas wells under difficult conditions (variants) |
| WO2019070166A1 (en) * | 2017-10-05 | 2019-04-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Method for killing oil and gas wells |
| WO2019245410A1 (en) * | 2018-06-18 | 2019-12-26 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Method of selectively treating a bottom hole region of a formation |
| RU2737753C1 (en) * | 2020-02-04 | 2020-12-02 | Виталий Юрьевич Федоренко | Well killing fluid |
| RU2739777C1 (en) * | 2020-08-07 | 2020-12-28 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Petroleum formation treatment method |
-
2000
- 2000-04-25 RU RU2000110179/03A patent/RU2184836C2/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| МУХАМЕТЗЯНОВ Р.Н. и др. Разработка составов, увеличивающих гидродинамическое сопротивление в пласте, Нефтепромысловое дело, 1994, №3-4, с. 20-21. * |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2476665C2 (en) * | 2010-07-19 | 2013-02-27 | Илдус Абудасович Сагидуллин | Isolation method of water influx in well |
| RU2670808C1 (en) * | 2017-07-21 | 2018-10-25 | Общество с ограниченной ответственностью "ОИЛМАЙНД" | Method for enhancing oil recovery (variants) |
| RU2670808C9 (en) * | 2017-07-21 | 2018-11-28 | Общество с ограниченной ответственностью "ОИЛМАЙНД" | Method for enhancing oil recovery (variants) |
| EP3656973A4 (en) * | 2017-07-21 | 2021-04-21 | Limited Liability Company Oilmind | Method of increasing the oil recovery of formations (embodiments) |
| WO2019070165A1 (en) * | 2017-10-05 | 2019-04-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Method for killing oil and gas wells under difficult conditions (variants) |
| WO2019070166A1 (en) * | 2017-10-05 | 2019-04-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" | Method for killing oil and gas wells |
| WO2019245410A1 (en) * | 2018-06-18 | 2019-12-26 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Method of selectively treating a bottom hole region of a formation |
| EA038753B1 (en) * | 2018-06-18 | 2021-10-14 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Method of selectively treating a bottom hole region of a formation |
| US11261718B2 (en) | 2018-06-18 | 2022-03-01 | Limited Liability Company “Vi-Energy” | Method of selectively treating a bottom hole region of a formation for intensifying oil production |
| RU2737753C1 (en) * | 2020-02-04 | 2020-12-02 | Виталий Юрьевич Федоренко | Well killing fluid |
| RU2739777C1 (en) * | 2020-08-07 | 2020-12-28 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Petroleum formation treatment method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3710865A (en) | Method of fracturing subterranean formations using oil-in-water emulsions | |
| US3977472A (en) | Method of fracturing subterranean formations using oil-in-water emulsions | |
| CN103045210B (en) | High-efficiency plugging oil-base drilling fluid and preparation method thereof | |
| US4085799A (en) | Oil recovery process by in situ emulsification | |
| US3804760A (en) | Well completion and workover fluid | |
| US2800963A (en) | Method and composition for sealing earth formation | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| US20130000900A1 (en) | Down-hole placement of water-swellable polymers | |
| WO2020237818A1 (en) | In-situ emulsification viscosity-increasing system with high phase change point, and application thereof in water-flooding oil reservoirs | |
| RU2476665C2 (en) | Isolation method of water influx in well | |
| Zhang et al. | Application of the marangoni effect in nanoemulsion on improving waterflooding technology for heavy-oil reservoirs | |
| EA008671B1 (en) | Fiber assisted emulsion system | |
| CN113372895A (en) | Crude oil expansion oil displacement agent and preparation method and application thereof | |
| RU2184836C2 (en) | Method of selective restriction inflows in development wells | |
| CN107325797B (en) | Low oil-water ratio oil-based drilling fluid and preparation method thereof | |
| RU2391378C1 (en) | Backfill composition for selective restriction of water inflow in extraction wells | |
| RU2660967C1 (en) | Method of treating non-uniform permeability oil reservoir by injection of invert emulsion | |
| CN107163921A (en) | A kind of oil base drilling fluid and preparation method thereof | |
| CN114605969B (en) | Plugging material, plugging type oil-based drilling fluid and preparation method thereof | |
| CN110776889B (en) | Polymer-containing oil sludge emulsification profile control system and preparation method thereof | |
| RU2333233C1 (en) | Liquid for well killing and perforation operations | |
| RU2286375C2 (en) | Composition for water-insulation of well | |
| Yue et al. | Development and applications of solids-free oil-in-water drilling fluids | |
| Clark | Use of fluorochemical surfactants in nonaqueous stimulation fluids | |
| RU2184839C2 (en) | Composition for well killing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20050704 |