RU2583104C1

RU2583104C1 - Method for processing bottomhole formation zone

Info

Publication number: RU2583104C1
Application number: RU2014151177/03A
Authority: RU
Inventors: Виталий Вячеславович Сергеев
Original assignee: Виталий Вячеславович Сергеев
Priority date: 2014-12-17
Filing date: 2014-12-17
Publication date: 2016-05-10

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: invention relates to oil industry, specifically to intensification of oil production technology to increase final oil recovery factor. Method for treatment of bottomhole formation zone (BFZ) includes sequential treatment of BFZ with an invert-emulsion solution (IES), oil viscosity and acid composition. IES contains, vol%: emulsifier 2; diesel fuel 20; process water - balance. Acid composition contains, vol%: 30 % hydrochloric acid 63.5; diethylene glycol 8.5; acetic acid 3.4; water repellent based on amides 1.7; corrosion inhibitor 1.7; process water - balance. IES limits water inflow by artificial reduction of permeability of highly washed formation zones. Oil fringe is buffer and provides prevention of interaction of IES with acid composition at pumping into well and forcing into BFZ. Acid composition provides oil washing, increased diameter of pore channels and transmitting capacity of low-permeable sections of bottomhole formation zone.

EFFECT: technical result is additional oil production, higher efficiency of wells due to reduced share of water in produced fluid separation film of oil and involvement in development of low-permeable intervals of bottomhole formation zone (BFZ).

7 cl, 5 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти с целью увеличения темпа разработки.The invention relates to the oil industry, and in particular to technology for intensifying oil production in order to increase the pace of development.

Кислотные обработки скважин являются наиболее распространенной технологией интенсификации добычи нефти. Большинство нефтегазодобывающих предприятий и сервисных организаций используют стандартные кислоты - соляную и «грязевую» для обработки терригенных и карбонатных коллекторов. При обработке таких пластов имеется своя специфика как по применяемой кислоте, так и по технологии. При применении данных кислот успешность операций составляет 40-50%, иногда не приводит к положительным результатам, а в некоторых случаях ведет к снижению продуктивности и увеличению обводненности продукции скважин. В карбонатных коллекторах кислота поглощается трещиноватыми кавернозными зонами пласта, а неработающие зоны остаются необработанными.Acid treatment of wells is the most common oil stimulation technology. Most oil and gas producing enterprises and service organizations use standard acids - hydrochloric and "mud" to treat terrigenous and carbonate reservoirs. When processing such formations, there is a specificity both in the applied acid and in technology. When using these acids, the success of operations is 40-50%, sometimes it does not lead to positive results, and in some cases it leads to a decrease in productivity and an increase in water cut in well production. In carbonate reservoirs, acid is absorbed by the fractured cavernous zones of the formation, and the non-working zones remain untreated.

Для повышения эффективности обработки неработающей части карбонатного пласта необходимо предотвратить «кинжальный» прорыв кислоты по работающей части пласта за счет повышения для ее движения гидравлического сопротивления. В качестве такой меры можно применить высоковязкие системы на основе инвертно-эмульсионных растворов (далее - ИЭР), которые не реагируют с кислотой, но хорошо растворяются в нефти. При контакте с водонасыщенными трещинами наоборот образуют высоковязкие системы. Параметры ИЭР можно регулировать в широком диапазоне по структурно-механическим свойствам, в том числе по плотности, тексотропии (упрочнение структуры во времени), псевдопластического и упруговязкого течения за счет изменения концентрации эмульгатора и водной составляющей в органике (нефть, дизельное топливо и др.).To increase the efficiency of processing the non-working part of the carbonate formation, it is necessary to prevent “dagger” acid breakthrough along the working part of the formation by increasing the hydraulic resistance for its movement. As such a measure, one can use highly viscous systems based on invert emulsion solutions (hereinafter - IER), which do not react with acid, but are well soluble in oil. In contact with water-saturated cracks, on the contrary, form highly viscous systems. The IER parameters can be controlled over a wide range of structural and mechanical properties, including density, texotropy (hardening of the structure over time), pseudoplastic and elastic-viscous flow due to changes in the concentration of emulsifier and water component in the organic material (oil, diesel fuel, etc.) .

При закачке и продавке ИЭР в продуктивный карбонатный коллектор, как правило, он поступает в трещиновато-кавернозные участки, блокируя их или создавая значительные сопротивления для его движения и закачиваемой за ним кислоты. При этом кислота проникает и реагирует с неработающей частью карбонатного пласта, повышая его проницаемость, а соответственно, и продуктивность скважины.When IES is pumped and sold into a productive carbonate reservoir, as a rule, it enters the fractured-cavernous areas, blocking them or creating significant resistance to its movement and the acid pumped behind it. In this case, the acid penetrates and reacts with the non-working part of the carbonate formation, increasing its permeability, and, accordingly, the productivity of the well.

Успешность такой технологии зависит от ряда факторов, которые присущи карбонатному коллектору и насыщающим его флюидам, технологии строительства и освоения скважины, самому ИЭР, кислотному составу и комплексной технологии проведения.The success of this technology depends on a number of factors that are inherent in the carbonate reservoir and the fluids saturating it, the construction and development technologies of the well, the ESI itself, the acid composition, and the complex technology of conducting.

Из уровня техники известен способ обработки призабойной зоны пласта (далее - ПЗП) инвертно-эмульсионным раствором для ограничения водопритоков, содержащим углеводородную фазу, поверхностно-активные вещества (далее - ПАВ) и водную фазу (патент РФ на изобретение №2112871, МПК E21B 43/22, E21B 43/32, опубликован 10.06.1998). В качестве ПАВ используют углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линолевой, смоляных кислот и триэтаноламина и добавки неионогенных ПАВ. При этом инвертно-эмульсионный раствор при взаимодействии с водной фазой увеличивает свою вязкость. Обработка ПЗП таким раствором обеспечивает увеличение конечного коэффициента извлечения нефти путем снижения доли воды в добываемой жидкости.The prior art method for treating the bottomhole formation zone (hereinafter - PZP) with an invert emulsion solution for restricting water inflows containing the hydrocarbon phase, surfactants (hereinafter - surfactants) and the aqueous phase (RF patent for the invention No. 2112871, IPC E21B 43 / 22, E21B 43/32, published June 10, 1998). As a surfactant, a hydrocarbon solution of esters of oleic, linoleic, resin acids and triethanolamine and additives of nonionic surfactants are used. In this case, the invert emulsion solution, when interacting with the aqueous phase, increases its viscosity. Processing PZP with such a solution provides an increase in the final oil recovery coefficient by reducing the proportion of water in the produced fluid.

Известный способ эффективен исключительно при закачке в нагнетательные скважины для выравнивания профиля движения вытесняющего агента в пласте. Эффект от этих технологий достигается путем перекрытия высокопроницаемых зон ИЭР и задавки его глубоко в пласт в больших объемах, так как ИЭР при закачке в высокопромытые зоны (трещины, каверны, которые могут достигать огромных размеров) может уходить в другие интервалы (нижележащие или вышележащие пласты) в зависимости от геологической характеристики каждого из пластов.The known method is effective exclusively when injected into injection wells to align the profile of movement of the displacing agent in the reservoir. The effect of these technologies is achieved by overlapping the highly permeable zones of the IEM and pushing it deep into the reservoir in large volumes, since the IER, when injected into the highly washed zones (cracks, caverns that can reach huge sizes), can go to other intervals (underlying or overlying layers) depending on the geological characteristics of each of the layers.

Недостатком известного способа является низкая эффективность при обработке ПЗП добывающих скважин, так как при закачке ИЭР в ПЗП добывающих скважин без последующей обработки низкопроницаемых зон пласта, содержащих углеводороды, нет возможности при существующем режиме работы скважины заставить жидкость двигаться в низкопроницаемых зонах. А также при изменении режима работы насосного оборудования, т.е. понижении давления на забое добывающей скважины, раствор ИЭР будет выноситься из ПЗП ввиду перепада давления в пласте и на забое добывающей скважины.The disadvantage of this method is the low efficiency in the processing of bottomhole formation zones of production wells, since when injecting an IEM into the bottomhole zone of production wells without subsequent processing of low-permeability zones of the formation containing hydrocarbons, it is not possible to force the fluid to move in low-permeability zones under the existing mode of operation of the well. And also when changing the operating mode of pumping equipment, i.e. When pressure is reduced at the bottom of the producing well, the IER solution will be removed from the BCP due to the pressure drop in the reservoir and at the bottom of the producing well.

Таким образом, применение ИЭР в добывающих скважинах без последующей обработки ПЗП кислотным составом не приведет к получению длительного положительного эффекта, а лишь на короткий срок ограничит поступление доли воды в добываемой жидкости.Thus, the use of IER in production wells without subsequent treatment of the PPP with an acid composition will not lead to a long-term positive effect, but only for a short time limit the flow of water in the produced fluid.

Из уровня техники известен способ одновременной обработки ПЗП кислотным составом и ИЭР (патент ЕР 0295615 A1, МПК C08F 126/02, C08F 26/02, C09K 3/00, C09K 8/24, 21.12.1988). Смесь кислотного состава и ИЭР может содержать, в том числе, углеводородную фазу, эмульгатор, водную фазу (в качестве которой может быть использована морская вода - солевой раствор NaCl, CaCl₂), раствор соляной кислоты или органических кислот, ингибитор коррозии, ПАВ, спирты. В качестве эмульгатора используют сложный эфир жирных кислот.The prior art method for the simultaneous processing of PPP with an acidic composition and IER (patent EP 0295615 A1, IPC C08F 126/02, C08F 26/02, C09K 3/00, C09K 8/24, 12/21/1988). A mixture of acid composition and ESI may contain, including, a hydrocarbon phase, an emulsifier, an aqueous phase (which can be used seawater - saline solution of NaCl, CaCl ₂ ), a solution of hydrochloric acid or organic acids, a corrosion inhibitor, surfactant, alcohols . A fatty acid ester is used as an emulsifier.

Недостатком известного способа является неэффективность для применения на скважинах с высоким дебитом. Подтверждением по ограниченности применения на высокодебитных скважинах является опытное применение данной технологии: совмещая кислотный состав и эмульгатор в одном растворе, нет возможности достичь высокой стабильности эмульсионного раствора. Следовательно, при высоком дебите добывающей скважины данный раствор будет вынесен из ПЗП за короткий промежуток времени. Кроме того, содержание кислоты внутри эмульсионного раствора снижает его проникающую способность вглубь пласта, так как вязкость раствора увеличивается и в низкопроницаемые пропластки данный эмульсионный раствор не пройдет ввиду высокого гидравлического сопротивления.The disadvantage of this method is the inefficiency for use in wells with high flow rate. Confirmation of the limited application in high-yield wells is the experimental application of this technology: combining the acid composition and emulsifier in one solution, it is not possible to achieve high stability of the emulsion solution. Therefore, with a high production rate of the producing well, this solution will be removed from the BCP in a short period of time. In addition, the acid content inside the emulsion solution reduces its penetrating ability deep into the formation, since the viscosity of the solution increases and this emulsion solution will not pass into low-permeability layers due to high hydraulic resistance.

Техническим результатом заявленного изобретения является получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом за счет снижения доли воды в добываемой жидкости.The technical result of the claimed invention is to obtain additional oil production, increasing efficiency in wells with high flow rate by reducing the proportion of water in the produced fluid.

Способ в соответствии с заявленным изобретением шире в применении, чем известные способы, так как является методом интенсификации добычи нефти при закачке в ПЗП добывающего фонда скважин и методом увеличения нефтеотдачи пластов при закачке в нагнетательный фонд скважин.The method in accordance with the claimed invention is wider in application than the known methods, since it is a method of intensifying oil production during injection of a production well stock in a PZP and a method of increasing oil recovery when injected into an injection well stock.

Сущность изобретения заключается в том, что призабойную зону пласта обрабатывают последовательно инвертно-эмульсионным раствором, ограничивающим водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон пласта, оторочкой нефти, являющейся буферной и обеспечивающей недопущение взаимодействия ИЭР с кислотной композицией при закачке в скважину и продавке в ПЗП, и кислотной композицией, увеличивающей диаметр поровых каналов и пропускающую способность низкопроницаемых участков ПЗП. ИЭР используют следующего состава, об.%: эмульгатор - 2, углеводородная фаза (дизельное топливо) - 20, техническая вода - остальное. При этом ИЭР способен к увеличению вязкости при взаимодействии с пластовой водой во время фильтрации вглубь пласта и к снижению вязкости при взаимодействии с нефтью. В качестве эмульгатора можно использовать углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линолевой, а также смоляных кислот триэтаноламина и добавок неионогенных ПАВ. В качестве водной фазы можно использовать пресную или пластовую воду. В качестве водной фазы можно использовать растворы солей, в частности раствор хлорида натрия или раствор хлорида кальция. В качестве кислотной композиции используют композицию следующего состава, об. %: 30%-ная соляная кислота - 63,5, диэтиленгликоль - 8,5, уксусная кислота - 3,4, гидрофобизатор на основе амидов - 1,7, ингибитор коррозии - 1,7, техническая вода - остальное. При этом оторочка нефти может быть объемом от 0,2 до 0,5 м³.The essence of the invention lies in the fact that the bottom-hole zone of the formation is treated sequentially with an invert-emulsion solution that limits water inflows by artificially reducing the permeability of the highly permeable washed zones of the formation, the oil rim, which is a buffer and prevents the interaction of the ESI with the acid composition when injected into the well and pumped into the PPP, and an acid composition that increases the diameter of the pore channels and the transmittance of low-permeability sections of the bottomhole formation zone. IER is used in the following composition, vol.%: Emulsifier - 2, hydrocarbon phase (diesel fuel) - 20, process water - the rest. Moreover, the IER is capable of increasing viscosity when interacting with formation water during filtration deep into the formation and lowering viscosity when interacting with oil. As an emulsifier, you can use a hydrocarbon solution of esters of oleic, linoleic, as well as triethanolamine resin acids and nonionic surfactant additives. As the aqueous phase, you can use fresh or produced water. Saline solutions, in particular sodium chloride solution or calcium chloride solution, can be used as the aqueous phase. As the acidic composition, a composition of the following composition, vol. %: 30% hydrochloric acid - 63.5, diethylene glycol - 8.5, acetic acid - 3.4, amide-based water repellent agent - 1.7, corrosion inhibitor - 1.7, process water - the rest. In this case, the rim of the oil can be from 0.2 to 0.5 m ³ .

Одним из важных факторов эффективности кислотной обработки является совместимость кислоты с породой. Под совместимостью подразумеваем то, что проницаемость не уменьшится, когда пласт отреагирует с кислотой. Кислотные композиции согласно изобретению используются в основном для карбонатных коллекторов и терригенных с высоким содержанием карбонатного цемента, а также в терригенных и карбонатных заглинизированных коллекторах.One important factor in the effectiveness of acid treatment is the compatibility of the acid with the rock. By compatibility is meant that permeability will not decrease when the formation reacts with acid. The acidic compositions according to the invention are mainly used for carbonate reservoirs and terrigenous with a high content of carbonate cement, as well as in terrigenous and carbonate clayed reservoirs.

Данные кислотные составы (далее - КС) в заводских условиях подобраны так, что они обладают возможностью замедления реакции взаимодействия кислотного состава с нефтенасыщенным коллектором. Особенно актуальным является вопрос охвата пласта воздействием КС, т.к. существует проблема образования промытых зон карбонатного коллектора, проницаемость пород которых во много раз превосходит близлежащие нефтесодержащие части пласта, и, как следствие, КС проходит только по высокопроницаемым участкам коллектора, не затрагивая воздействием низкопроницаемые части карбонатного коллектора.These acid compositions (hereinafter - CS) in the factory are selected so that they have the ability to slow down the reaction of the interaction of the acid composition with an oil-saturated reservoir. Of particular relevance is the question of the coverage of the formation by the influence of CS, since there is the problem of the formation of washed zones of the carbonate reservoir, the permeability of rocks is many times greater than the nearby oil-containing parts of the reservoir, and, as a result, the CS passes only through the highly permeable sections of the reservoir, without affecting the low-permeability parts of the carbonate reservoir.

Для решения вышеуказанной проблемы необходимо воздействовать на нефтеносный карбонатный коллектор комплексно путем первоначального искусственного снижения проницаемости промытых зон с помощью применения ИЭР, для вовлечения в процесс обработки не затронутых воздействием КС целиков коллектора с нефтью.To solve the above problem, it is necessary to act on the oil-bearing carbonate reservoir in a complex way by initially artificially reducing the permeability of the washed zones by using the ESI, in order to involve the collector pillars with oil that are not affected by the influence of CS.

Особенно это важно при проведении кислотных обработок (далее - КО) в пластах с высокой температурой, где скорость реакции кислоты настолько велика, что глубина проникновения ее в пласт составляет считанные сантиметры. При такой скорости реакции кислота реагирует на первых нескольких сантиметрах породы и не позволяет создавать новые фильтрационные каналы. В таких условиях необходимы особые составы, которые позволяют при достаточно высокой пластовой температуре глубоко проникать кислоте в пласт, образуя новые фильтрационные каналы. Кроме того, компоненты композиции ингибируют коррозию насосно-компрессорных труб (далее - НКТ) и обсадной колонны в процессе закачки кислотного раствора, а наличие ПАВ в ней способствует более полному удалению продуктов реакции из зоны обработки. Другие компоненты решают иные задачи. Применение композиции приводит не только к увеличению проницаемости коллектора, но и к увеличению объема обработки породы по пласту.This is especially important when carrying out acid treatments (hereinafter - KO) in formations with a high temperature, where the acid reaction rate is so high that its penetration into the formation is a few centimeters. At this reaction rate, the acid reacts on the first few centimeters of the rock and does not allow the creation of new filtration channels. Under such conditions, special formulations are needed that allow acid to penetrate deep into the formation at a sufficiently high formation temperature, forming new filtration channels. In addition, the components of the composition inhibit corrosion of tubing (hereinafter - tubing) and casing during the injection of an acid solution, and the presence of a surfactant in it contributes to a more complete removal of reaction products from the treatment zone. Other components solve other problems. The use of the composition leads not only to an increase in the permeability of the reservoir, but also to an increase in the volume of rock treatment in the formation.

Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.The invention is illustrated by the following graphic materials.

На фиг. 1 показана зависимость вязкости кислотных составов при различных добавках диэтаноламида (Кокамид ДЭА).In FIG. 1 shows the dependence of the viscosity of acidic compositions with various additives of diethanolamide (Cocamide DEA).

На фиг. 2 показана таблица, характеризующая условную классификацию приемистости.In FIG. 2 shows a table characterizing the conditional classification of injectivity.

На фиг. 3 показана таблица, характеризующая расход хлористого кальция для повышения плотности водной фазы.In FIG. 3 shows a table characterizing the consumption of calcium chloride to increase the density of the aqueous phase.

На фиг. 4 показана таблица, характеризующая рецептуры растворов с высокими пескоудерживающими свойствами.In FIG. 4 shows a table characterizing the formulations of solutions with high sand-holding properties.

На фиг. 5 показана таблица, раскрывающая результаты применения технологии обработки ПЗП на Пашнинском нефтяном месторождении.In FIG. Figure 5 shows a table that discloses the results of applying the technology for processing PZP at the Pashninskoye oil field.

Изобретение позволяет снизить долю воды в добываемой жидкости и активизировать выработку запасов путем блокирования промытых зон при помощи закачки в высокопроницаемые пропластки ИЭР. ИЭР, исходя из своего физико-химического состава, при взаимодействии с углеводородной фазой (нефтью) снижает свою вязкость, а при взаимодействии с водной фазой увеличивает показатель вязкости с 6 мПа·с до 15 000 мПа·с. Таким образом, ИЭР блокирует высокопроницаемые промытые зоны пласта и ограничивает водопритоки.The invention allows to reduce the proportion of water in the produced fluid and to enhance the development of reserves by blocking the washed zones by pumping into highly permeable layers of IEM. IER, based on its physicochemical composition, when interacting with the hydrocarbon phase (oil) decreases its viscosity, and when interacting with the aqueous phase, it increases the viscosity index from 6 MPa · s to 15,000 MPa · S. Thus, the ESI blocks highly permeable washed zones of the formation and limits water inflows.

В качестве ИЭР можно использовать раствор, содержащий эмульгатор, углеводородную фазу и водную фазу. Экспериментально доказано, что для увеличения добычи нефти и снижения доли воды в добываемой жидкости наиболее эффективным является следующее соотношение компонентов, % об.: эмульгатор - 2, углеводородная фаза (дизельное топливо) - 20, техническая вода - остальное.As an ESI, you can use a solution containing an emulsifier, a hydrocarbon phase and an aqueous phase. It has been experimentally proven that to increase oil production and reduce the proportion of water in the produced fluid, the following ratio of components,% vol .: emulsifier - 2, hydrocarbon phase (diesel fuel) - 20, process water - the rest is most effective.

Эмульгатор представляет собой углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линолевой, а также смоляных кислот триэтаноламина и добавок неионогенных ПАВ, является активным эмульгатором. На внешний вид - маслянистая вязкая жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета. Плотность 890 кг/м³ при 20°C. Температура вспышки в закрытом тигле - не ниже 70°C. Температура застывания - не менее минус 45°C. Имеет нормативную техническую документацию ТУ 2413-048-04689972-97.The emulsifier is a hydrocarbon solution of esters of oleic, linoleic, as well as triethanolamine resin acids and additives of nonionic surfactants, is an active emulsifier. In appearance - an oily viscous liquid from light brown to brown. Density 890 kg / m ³ at 20 ° C. The flash point in a closed crucible is not lower than 70 ° C. The pour point is at least minus 45 ° C. Has regulatory technical documentation TU 2413-048-04689972-97.

В качестве углеводородной фазы (далее - УВ) можно использовать нефть, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), дизельное топливо - смесь предельных углеводородов С2-С6. Углеводородная фаза представляет собой бесцветную прозрачную жидкость, образует с водой эмульсию, расслаивающуюся в течение времени. Плотность 636,0 кг/м³ при 20°C. Начальная температура кипения +30°C. Конечная температура кипения +185°C.As the hydrocarbon phase (hereinafter - HC), you can use oil, a wide fraction of light hydrocarbons (NGL), diesel fuel - a mixture of saturated hydrocarbons C2-C6. The hydrocarbon phase is a colorless transparent liquid, forms an emulsion with water that exfoliates over time. Density 636.0 kg / m ³ at 20 ° C. Initial boiling point + 30 ° C. Final boiling point + 185 ° C.

В качестве водной (дисперсной) фазы можно использовать пресную или пластовую воду, либо растворы солей, например раствор хлорида натрия NaCl или раствор хлорида кальция CaCl₂ с плотностями от 1000 кг/м³ до 2000 кг/м³. Плотность готового ИЭР регулируется плотностью водной фазы. При проведении лабораторных экспериментов моделируется необходимая плотность и температура пласта.As the aqueous (dispersed) phase, you can use fresh or produced water, or salt solutions, for example, a solution of sodium chloride NaCl or a solution of calcium chloride CaCl ₂ with densities from 1000 kg / m ³ to 2000 kg / m ³ . The density of the finished ESI is controlled by the density of the aqueous phase. When conducting laboratory experiments, the required density and temperature of the formation are modeled.

Кроме того, дополнительно в ИЭР можно вводить хлористый кальций. Хлористый кальций (химическая формула - CaCl₂) - бесцветное кристаллическое вещество. Температура плавления +772°C. Температура кипения +1600°C. Плотность - 1250 кг/м³. Хлористый кальций хорошо растворим в воде, не горюч, непожароопасен. Токсикологическая характеристика: малотоксичное вещество, класс опасности - 4.In addition, calcium chloride can also be added to the ESI. Calcium chloride (chemical formula - CaCl ₂ ) is a colorless crystalline substance. Melting point + 772 ° C. Boiling point + 1600 ° C. Density - 1250 kg / m ³ . Calcium chloride is soluble in water, not combustible, fireproof. Toxicological characteristics: low-toxic substance, hazard class - 4.

Объектами для применения ИЭР как блокирующего состава являются нефтедобывающие скважины с низким пластовым давлением, с высоким газовым фактором и нагнетательные скважины карбонатных трещиновато-поровых, кавернозных коллекторов. ИЭР применяется в виде блокирующей пачки соответствующей плотности и объема, который зависит от приемистости пласта. Условная классификация приемистости показана на фиг. 3. При приемистости более 2,5 м³·час/МПа минимальный объем ИЭР необходимо увеличить до 15 м³.The objects for using the IED as a blocking composition are oil producing wells with low reservoir pressure, high gas factor and injection wells of carbonate fractured-pore, cavernous reservoirs. IER is used in the form of a blocking pack of the corresponding density and volume, which depends on the injectivity of the formation. The conditional pickup classification is shown in FIG. 3. With a throttle response of more than 2.5 m ³ · h / MPa, the minimum amount of ESI must be increased to 15 m ³ .

Использование ИЭР в качестве блокирующей жидкости позволяет:The use of IER as a blocking fluid allows you to:

- полностью сохранить коллекторские характеристики пласта;- fully preserve reservoir characteristics of the reservoir;

- исключить затраты, связанные с освоением и выходом на режим скважин в послеремонтный период;- exclude the costs associated with the development and access to the mode of wells in the after-repair period;

- повысить дебит по нефти и коэффициент продуктивности скважин в послеремонтный период за счет гидрофобизации порового пространства призабойной зоны пласта (ПЗП) поверхностно-активными компонентами, входящими в состав ИЭР;- to increase oil production rate and well productivity coefficient in the post-repair period due to hydrophobization of the pore space of the bottom-hole formation zone (BHP) by the surface-active components that make up the IER;

- свести к минимуму коррозионные разрушения нефтепромыслового оборудования за счет ингибирующих свойств.- minimize corrosion damage to oilfield equipment due to inhibitory properties.

ИЭР представляют собой вязкие, текучие составы от светло-коричневого до черного цвета с плотностью от 0,9 до 2,0 г/см³. ИЭР для нефтяных скважин с низким пластовым давлением и высоким газовым фактором готовятся с использованием дизельного топлива. Также в качестве углеводородной фазы возможно применение ШФЛУ, нефтей с вязкостью до 10 мПа·с (вязкость ИЭР 8000 мПа·с и выше). ИЭР с повышенной вязкостью, предназначенные для глушения поглощающих и газовых скважин, готовятся с использованием пластовых нефтей с вязкостью более 15-20 мПа·с. Вязкость полученных ИЭР может достигать 10000 мПа·с. ИЭР готовятся непосредственно на скважине или на растворных узлах перед проведением работ с использованием дизтоплива или нефти конкретного месторождения и ингредиентов.IER are a viscous, flowing composition from light brown to black in color with a density of from 0.9 to 2.0 g / cm ³ . IER for oil wells with low reservoir pressure and high gas factor are prepared using diesel fuel. It is also possible to use BFLH, oils with a viscosity of up to 10 mPa · s (viscosity IER 8000 mPa · s and higher) as the hydrocarbon phase. Higher viscosity IEDs designed to shut off absorbing and gas wells are prepared using reservoir oils with a viscosity of more than 15-20 MPa · s. The viscosity of the obtained ESI can reach 10,000 MPa · s. IEDs are prepared directly at the well or at the solution sites before work is carried out using diesel fuel or oil from a specific field and ingredients.

В случае использования пластовой воды конкретного месторождения, образующей ИЭР с недостаточной плотностью, необходимое увеличение плотности водной фазы достигается введением сухого хлористого кальция. ИЭР сохраняет стабильность в течение 30 суток и фазовую устойчивость в пределах температур от -18°C до +80°C. При проведении лабораторных экспериментов, если при контакте с кислотами ИЭР может расслаиваться на водную и углеводородную фазы, то необходимо подобрать соответствующий состав ИЭР или рекомендовать 0,2-0,5 м объема буферной жидкости. При пуске скважины в эксплуатацию пластовая нефть смешивается с внешней углеводородной фазой ИЭР, разрушает ее, и эмульсионный раствор вместе с остатками отработанной кислоты легко выносится из ПЗП. Фильтрационные свойства пласта восстанавливаются или улучшаются, приток нефти в скважину интенсифицируется, в результате чего после проведения ОПЗ скважина быстро выходит на установленный режим работы.In the case of using produced water of a specific field, which forms an ESI with insufficient density, the necessary increase in the density of the aqueous phase is achieved by the introduction of dry calcium chloride. IER maintains stability for 30 days and phase stability in the temperature range from -18 ° C to + 80 ° C. When conducting laboratory experiments, if, upon contact with acids, the ESI can be stratified into the aqueous and hydrocarbon phases, it is necessary to select the appropriate composition of the ESI or recommend 0.2-0.5 m of the volume of the buffer liquid. When the well is put into operation, the reservoir oil is mixed with the external hydrocarbon phase of the ESI, destroys it, and the emulsion solution, together with the residues of the spent acid, is easily removed from the PPP. The filtration properties of the formation are restored or improved, the flow of oil into the well is intensified, as a result of which, after conducting an SCR, the well quickly reaches the established operating mode.

Механизм действия ИЭР обусловлен дисперсным характером, позволяющим эмульсиям избирательно фильтроваться в наиболее проницаемые пропластки и трещины коллектора, а также его способностью к загущению, структурированию при механическом перемешивании с пластовой водой во время фильтрации в глубь пласта и наоборот - к разжижению при диспергировании с нефтью. Высокая вязкость ИЭР не препятствует глубокому проникновению эмульсии в поровые каналы и трещины пласта, т.к. фильтрация таких систем в большей степени обусловлена структурно-механическими характеристиками, нежели реологическими. Фильтрация ИЭР в водоносные каналы пласта приводит к повышению вязкости эмульсии и затуханию процесса фильтрации воды.The mechanism of action of ESI is due to the dispersed nature, which allows emulsions to be selectively filtered into the most permeable layers and fractures of the reservoir, as well as its ability to thicken, structure when mechanically mixed with formation water during filtration into the depth of the formation and vice versa - to dilute when dispersed with oil. The high viscosity of the ESI does not prevent the deep penetration of the emulsion into the pore channels and formation fractures, because the filtration of such systems is more due to structural and mechanical characteristics than to rheological ones. The filtration of IER into the aquifers of the reservoir leads to an increase in the viscosity of the emulsion and the attenuation of the water filtration process.

ИЭР позволяет селективно изолировать промытые участки, отмывать остаточную пленочную нефть и подключать в разработку слабо дренируемые объемы карбонатного коллектора, что в конечном итоге ведет к увеличению нефтеотдачи пласта.IER allows you to selectively isolate the washed areas, wash the residual film oil and connect to the development of weakly drained volumes of carbonate reservoir, which ultimately leads to increased oil recovery.

После закачивания в скважину ИЭР производится закачка малообъемной буферной оторочки нефти (от 0,2 до 0,5 м³). Это необходимо для предотвращения взаимодействия кислотного состава и ИЭР, так как при их взаимодействии, в зависимости от концентрации кислот в компонентном составе, происходит разрушение ИЭР.After injection into the well of the IEM, a small-volume buffer rim of oil is injected (from 0.2 to 0.5 m ³ ). This is necessary to prevent the interaction of the acid composition and IER, since when they interact, depending on the concentration of acids in the component composition, the IER is destroyed.

Необходимость закачки буферной оторочки нефти выражается в том, что нефть нейтральна по отношению к применяемой композиции и вызовет лишь незначительное снижение вязкости ИЭР на границе их раздела. Если применять в качестве оторочки минерализованный водный раствор, то взаимодействие воды с ИЭР повлечет за собой увеличение вязкости ИЭР уже в скважине, что уменьшит глубину проникновения ИЭР в пласт.The need to inject a buffer rim of oil is expressed in the fact that the oil is neutral with respect to the composition used and will cause only a slight decrease in the viscosity of the ESI at the interface. If a mineralized aqueous solution is used as a rim, then the interaction of water with the SEM will entail an increase in the viscosity of the SEM already in the well, which will reduce the depth of penetration of the SEM into the formation.

Закачиваемая далее кислотная композиция нейтральна по отношению к ИЭР. Обработка кислотной композицией низкопроницаемых нефтенасыщенных участков ПЗП вовлекает их в процесс дренирования: способствует увеличению диаметра поровых каналов и проницаемости обрабатываемого участка за счет расщепления горной породы при реакции с основным веществом кислотной композиции. Включаемые в композицию специально подобранные добавки способствуют предотвращению осложнений и скорейшему выводу скважины на режим работы с заданными параметрами.The acid composition further injected is neutral with respect to the ESI. Treatment with an acid composition of low-permeable oil-saturated areas of the bottomhole zone involves them in the drainage process: it increases the diameter of the pore channels and the permeability of the treated area due to the cleavage of the rock during the reaction with the main substance of the acid composition. Specially selected additives included in the composition help prevent complications and bring the well to the operating mode with the specified parameters as soon as possible.

В изобретении в качестве кислотной композиции можно использовать композицию, содержащую соляную кислоту, диэтиленгликоль, уксусную кислоту, гидрофобизатор на основе амидов, ингибитор коррозии, техническую воду. При этом объемная доля химического состава кислотной композиции составляет, % об.: 30-процентная соляная кислота - 63,5, диэтиленгликоль - 8,5, уксусная кислота - 3,4, гидрофобизатор на основе амидов - 1,7, ингибитор коррозии - 1,7, техническая вода - остальное.In the invention, as an acidic composition, a composition comprising hydrochloric acid, diethylene glycol, acetic acid, amide-based water repellent, corrosion inhibitor, process water can be used. The volume fraction of the chemical composition of the acid composition is,% vol .: 30% hydrochloric acid - 63.5, diethylene glycol - 8.5, acetic acid - 3.4, amide based water repellent agent - 1.7, corrosion inhibitor - 1 , 7, industrial water - the rest.

За счет возможности регулирования в широком диапазоне концентрации основного вещества в кислотном составе происходит проникновение кислотного состава в глубь пласта, что способствует увеличению охвата пласта воздействием и образованию новых фильтрационных каналов, а также позволяет предотвратить ряд осложнений, возникающих при осуществлении кислотного воздействия на ПЗП добывающих и нагнетательных скважин нефтегазовых месторождений.Due to the possibility of regulation in a wide range of concentrations of the main substance in the acid composition, the acid composition penetrates deep into the formation, which contributes to an increase in the coverage of the formation and the formation of new filtration channels, and also helps to prevent a number of complications arising from the implementation of the acid effect on production and injection PZP wells of oil and gas fields.

В кислотную композицию для повышения вязкости можно вводить реагент для загущения. В качестве загустителей можно использовать следующие реагенты: раствор карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), состав с содержанием диэтаноламида (Кокамид ДЭА), окись амидоамина с массовой долей 30,7%, эмульталы различных составов.A thickening agent may be added to the acid composition to increase viscosity. The following reagents can be used as thickeners: a solution of carboxymethyl cellulose (CMC), a composition containing diethanolamide (Cocamide DEA), amidoamine oxide with a mass fraction of 30.7%, emulsions of various compositions.

Увеличение вязкости при увеличении концентрации Кокамид ДЭА показано на фиг. 1. Растворение Кокамид ДЭА в кислотном составе происходит медленно при интенсивном перемешивании магнитной мешалкой, цвет кислотного состава не меняется. С течением времени (различной для разных концентраций Кокамид ДЭА) раствор приобретает гелеобразную (эмульсионную) непрозрачную структуру со значительным увеличением вязкости системы (визуально вязкость возрастает), впоследствии в растворе происходит образование второй несмешивающейся фазы (небольшого количества). Стабильность раствора уменьшается с увеличением количества Кокамид ДЭА, например в растворе с массовой концентрацией 2,3% Кокамид ДЭА изменение структуры раствора начинается через 5-6 часов после приготовления, полностью раствор распадается на 2 фазы через 14 часов. Состав с массовой концентрацией Кокамид ДЭА 13,5% стабилен на протяжении 2 часов и полностью расслаивается через 6 часов. В составе с массовой концентрацией Кокамид ДЭА 15% гелеобразование начинается практически сразу после растворения большей части диэтаноламида, с этим связано резкое увеличение вязкости, показанное на фиг. 1. При выдерживании составов при температуре 80°C растворы расслаиваются после 20-40 минут.The increase in viscosity with increasing concentration of Cocamide DEA is shown in FIG. 1. The dissolution of Cocamide DEA in the acid composition occurs slowly with vigorous stirring with a magnetic stirrer, the color of the acid composition does not change. Over time (different for different concentrations of Cocamide DEA), the solution acquires a gel-like (emulsion) opaque structure with a significant increase in the viscosity of the system (visually increases), then a second immiscible phase (small amount) forms in the solution. The stability of the solution decreases with an increase in the amount of Cocamide DEA, for example, in a solution with a mass concentration of 2.3% Cocamide DEA, a change in the structure of the solution begins 5-6 hours after preparation, the solution completely disintegrates into 2 phases after 14 hours. A composition with a mass concentration of Cocamide DEA is 13.5% stable for 2 hours and completely delaminates after 6 hours. In a composition with a mass concentration of Cocamide DEA of 15%, gelation begins almost immediately after the dissolution of most of the diethanolamide, which is associated with a sharp increase in viscosity, shown in FIG. 1. When the compositions are kept at a temperature of 80 ° C, the solutions exfoliate after 20-40 minutes.

Для стабилизации полученных растворов можно предварительно растворить перед приготовлением Кокамид ДЭА в гликоле (методика стабилизации описана также в патенте РФ на изобретение №2311439, где указано, что амидная смесь для загущения кислотных составов должна содержать один гликоль). Приготовленный состав 1:1 Кокамид ДЭА - Этиленгликоль добавлен в кислотный состав до содержания хлороводорода 15%. Раствор стабилен в течение 3,5 часов, далее наступает стадия гелеобразования; состав полностью распадается на 2 фазы по прошествии 10 часов.To stabilize the obtained solutions, it is possible to pre-dissolve Cocamide DEA in glycol before preparation (the stabilization procedure is also described in the RF patent for invention No. 2311439, where it is indicated that the amide mixture for thickening the acid compositions should contain one glycol). Prepared composition 1: 1 Cocamide DEA - Ethylene glycol added to the acid composition to the content of hydrogen chloride 15%. The solution is stable for 3.5 hours, then the gelation stage begins; the composition is completely divided into 2 phases after 10 hours.

В качестве растворов кислотных составов с добавлением эмульталов различного состава может быть использован, в частности, эмультал, полученный смешением 50 г 3-диметиламинопропиламина (ДМАПА) и 150 г таллового масла при 160°C, и разбавленный 100 г глицерина. При добавлении в кислотный состав 3,3% указанного эмультала визуально происходит значительное изменение вязкости. Данный состав, приготовленный с содержанием хлороводорода 15%, показывает увеличение вязкости в 2,83 раза и остается стабильным в течение 24 часов.As solutions of acid compositions with the addition of emulsions of various compositions, in particular, an emulsion obtained by mixing 50 g of 3-dimethylaminopropylamine (DMAPA) and 150 g of tall oil at 160 ° C and diluted with 100 g of glycerol can be used. When 3.3% of the specified emulsion is added to the acid composition, a significant change in viscosity visually occurs. This composition, prepared with a hydrogen chloride content of 15%, shows a viscosity increase of 2.83 times and remains stable for 24 hours.

Для проведения работ по технологии обработки ПЗП необходимо следующее оборудование и материалы:To carry out work on the processing technology of PPP, the following equipment and materials are required:

В качестве стандартного оборудования используют:As standard equipment use:

1) технологические 73 мм НКТ;1) technological 73 mm tubing;

2) подгоночные патрубки из 73 мм НКТ длиной 0.5 м, 1 м, 2 м и 3 м - по 1 шт.;2) fitting nozzles from 73 mm tubing 0.5 m, 1 m, 2 m and 3 m long - 1 pc.;

3) технологическую емкость 15-20 м³;3) technological capacity of 15-20 m ³ ;

4) пакер механический (например, типа ПВ-М, П-ЯМО, ПРО-ЯМО и т.п.) с якорем (например, типа ЯГ-1(М) под диаметр э/к);4) a mechanical packer (for example, type PV-M, P-YAMO, PRO-YAMO, etc.) with an anchor (for example, type YAG-1 (M) for a diameter of electric wire);

5) реперный патрубок (1,5÷2 м); 6) перо +73 мм патрубок 2-3 м.5) a reference pipe (1.5 ÷ 2 m); 6) feather +73 mm nozzle 2-3 m.

В качестве технологической спецтехники:As technological special equipment:

1) насосные агрегаты - 1-2 ед. (типа СИН-35 или ЦА-320 с D поршней 115 мм);1) pumping units - 1-2 units. (SIN-35 or TsA-320 type with D pistons 115 mm);

2) кислотный агрегат (способный нагнетать при повышенном давлении до 30 МПа) - 2 ед.;2) acid aggregate (capable of pumping at elevated pressure up to 30 MPa) - 2 units;

3) автоцистерна - 1 ед.3) a tank truck - 1 unit.

В качестве материалов и химреагентов, предоставляемых заказчиком работ (недропользователем):As materials and chemicals provided by the customer (subsoil user):

1) товарная нефть (расчетный объем, тн);1) marketable oil (estimated volume, tons);

2) вода техническая с добавлением 0,1% ПАВ (объем продавки);2) technical water with the addition of 0.1% surfactant (sales volume);

3) хлористый кальций (CaCl₂) (расчетный объем, тн).3) calcium chloride (CaCl ₂ ) (calculated volume, t).

В качестве рабочей жидкости используется минерализованная вода (техническая, жидкость глушения с добавлением 0,05-0,1% ПАВ) в объеме скважины +5 м³ в технологической емкости.Mineralized water is used as the working fluid (technical, killing fluid with the addition of 0.05-0.1% surfactant) in the well volume +5 m ³ in the technological tank.

Ниже приведен пример осуществления способа.The following is an example implementation of the method.

Перед приготовлением ИЭР в промысловых условиях провели лабораторные эксперименты с подбором концентраций и состава самого ИЭР с определением параметров (плотность, термостабильность, электропробой и реологические свойства). ИЭР могут быть приготовлены на растворном узле или непосредственно на скважине с помощью агрегатов типа ЦА-320М и с использованием смесительных емкостей и насосов, обеспечивающих подачу и циркуляцию жидкостей, их диспергирование.Before preparing the IEM in the field, laboratory experiments were conducted with the selection of the concentrations and composition of the IED itself with the determination of parameters (density, thermal stability, electrical breakdown and rheological properties). IER can be prepared at the solution site or directly at the well using units of the type CA-320M and using mixing tanks and pumps that supply and circulate liquids, disperse them.

В качестве технических средств для приготовления и закачки в пласт эмульсий применяли оборудование:The following equipment was used as technical means for preparing and injecting emulsions into the reservoir:

- Агрегат ЦА-320.- Unit CA-320.

- Автоцистерны для перевозки нефти (дизтоплива и др.), пластовой воды (АЦ-11, 10, 7, 5 и др.).- Tankers for the transportation of oil (diesel fuel, etc.), produced water (AC-11, 10, 7, 5, etc.).

- Емкости для приготовления и хранения ИЭР.- Capacities for the preparation and storage of IER.

- Емкость для сбора отработанных жидкостей.- Tank for collecting waste liquids.

- Пресная вода, пластовая вода, растворы солей NaCl, CaCl₂,- Fresh water, produced water, solutions of salts of NaCl, CaCl ₂ ,

Плотность ИЭР, необходимую для проведения технологического процесса, рассчитали следующим образом.The density of the ESI, necessary for the technological process, was calculated as follows.

Примерный расчет расхода химреагентов для приготовления 1 м³ ИЭР: нефть или дизельное топливо - 200 л, эмульгатор - 20 л, пресная вода, пластовая вода или солевой раствор с расчетной плотностью - 780 л.An approximate calculation of the consumption of chemicals for the preparation of 1 m ³ ESI: oil or diesel fuel - 200 l, emulsifier - 20 l, fresh water, produced water or saline with an estimated density of 780 l.

Пример расчета плотности 1 м³ полученного ИЭР: УВ фаза - дизтопливо, легкая нефть (20% об. или 200 л) с плотностью 800 кг/м³ весит 160 кг, эмульгатор (2% об. или 20 л) с плотностью 860 кг/м³ весит 17,2 кг, водная фаза (78% об. или 780 л) с плотностью 1170 кг/м³ весит 912,6 кг, общий вес 1 м³ ИЭР составляет 1090 кг. Плотность готового ИЭР равна 1090 кг/м³ (вес/объем).An example of calculating the density of 1 m ^{3 of the} obtained ESI: HC phase - diesel fuel, light oil (20% vol. Or 200 l) with a density of 800 kg / m ³ weighs 160 kg, emulsifier (2% vol. Or 20 l) with a density of 860 kg / m ³ weighs 17.2 kg, the aqueous phase (78% vol. or 780 l) with a density of 1170 kg / m ³ weighs 912.6 kg, the total weight of 1 m ^{3 of} ESI is 1090 kg. The density of the finished IER is 1090 kg / m ³ (weight / volume).

Аналогичные расчеты провели с учетом других плотностей ингредиентов. Плотность готового ИЭР регулируется плотностью водной фазы. Термостабильность регулируется концентрацией эмульгатора и также зависит от наличия ПАВ в самой нефти.Similar calculations were carried out taking into account other densities of the ingredients. The density of the finished ESI is controlled by the density of the aqueous phase. Thermostability is controlled by the concentration of the emulsifier and also depends on the presence of surfactants in the oil itself.

Объем ИЭР соответствующей плотности рассчитали индивидуально для каждого объекта исходя из геолого-технических параметров скважины.The volume of ESI of the corresponding density was calculated individually for each object based on the geological and technical parameters of the well.

Технология приготовления 5 м³ эмульсии: в мерник агрегата ЦА-320 залили 1 м³ дизельного топлива. Затем, при работающем на циркуляции насосе, добавили 100 л эмульгатора. Смесь перемешивали в течение 15 минут. Этим же насосом из второй емкости произвели забор пластовой воды при циркуляции. После доведения объема мерника агрегата до 5 м³ смесь перемешали еще в течение 30 минут до образования однородного состава.The technology of preparation of 5 m ³ emulsions: 1 m ^{3 of} diesel fuel was poured into the measuring unit of the CA-320 unit. Then, with a circulation pump, 100 l of emulsifier was added. The mixture was stirred for 15 minutes. The same pump from the second tank produced produced water during circulation. After adjusting the unit’s volume to 5 m ^{3, the} mixture was stirred for another 30 minutes until a homogeneous composition was formed.

У готового состава определили плотность, термостабильность (в лаборатории) и условную вязкость.The finished composition was determined density, thermal stability (in the laboratory) and conditional viscosity.

Плотность ИЭР блокирующей пачки должна быть на 0,02-0,03 г/см³ больше плотности основной жидкости, в том числе кислотных составов.The density of the ESI of the blocking pack should be 0.02-0.03 g / cm ³ higher than the density of the main fluid, including acid compositions.

Необходимую плотность ИЭР определили из расчета создания столбом (ИЭР + КС) гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину, рассчитанную по формуле:The required density of IEM was determined from the calculation of the creation of a column (IER + KS) of hydrostatic pressure in the well exceeding the reservoir pressure by an amount calculated by the formula:

ρ=100 (Р_пл+КР_пл)/Н,ρ = 100 (P _PL + KR _PL ) / N,

где ρ - плотность жидкости продавки, г/см³;where ρ is the density of the squeezing fluid, g / cm ³ ;

Р_пл - пластовое давление, МПа;P _PL - reservoir pressure, MPa;

Н - разность отметок интервала перфорации и устья, м;H - the difference in the marks of the interval of perforation and the mouth, m;

К - коэффициент, равный:K is a coefficient equal to:

- 0,10-0,15 д.ед. при глубине 0-1200 м, превышение гидростатического давления (ГСД) над пластовым, но не более 1,5 МПа;- 0.10-0.15 d.ed. at a depth of 0-1200 m, the excess of hydrostatic pressure (GDS) over the reservoir, but not more than 1.5 MPa;

- 0,05-0,1 д.ед. при глубине 1200-2500 м, превышение ГСД над пластовым, но не более 2,5 МПА;- 0.05-0.1 d.ed. at a depth of 1200-2500 m, the excess of GDS over the reservoir, but not more than 2.5 MPA;

- 0,04-0,07 д.ед. при глубине выше 2500 м, превышение ГСД над пластовым, но не более 3,5 МПа.- 0.04-0.07 d.ed. at a depth above 2500 m, the GDS exceeds the reservoir, but not more than 3.5 MPa.

Исходя из существующих схем закачки (ИЭР + кислотный состав) нефтяных скважин с карбонатным коллектором, предлагаются следующие варианты доставки ИЭР до ПЗП. В случае если продуктивный пласт обладает достаточной приемистостью: плотность эмульсии рассчитывается с учетом геолого-технического состояния скважины, скважинная жидкость (далее - СЖ) заменяется обратной эмульсией из расчета приемистости скважины, остальное - оторочка нефти + кислотный состав на глубину подвески НКТ. На фиг. 2 в таблице даны рекомендации по количеству эмульсии, ее необходимой вязкости в зависимости от коэффициента приемистости с сохранением условной вязкости до 500-700 с. При закачке ИЭР скважинная жидкость вытесняется на поверхность и одновременно поглощается пластом. При этом может произойти полная замена СЖ.Based on the existing injection schemes (ESI + acid composition) of oil wells with a carbonate reservoir, the following options for delivering ESI to the PPP are proposed. If the reservoir has sufficient injectivity: the emulsion density is calculated taking into account the geological and technical condition of the well, the borehole fluid (hereinafter referred to as LF) is replaced by the inverse emulsion based on the well injectivity, the rest is the oil rim + acid composition to the tubing suspension depth. In FIG. 2 in the table, recommendations are given on the amount of emulsion, its required viscosity, depending on the injectivity coefficient, while maintaining the nominal viscosity up to 500-700 s. When IES is injected, the borehole fluid is displaced to the surface and simultaneously absorbed by the formation. In this case, a complete replacement of the coolant can occur.

Далее перед осуществлением обработки ПЗП по предлагаемой технологии необходимо подготовить скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и призабойной зоны скважины. Для этого выполнили следующие технологические операции:Further, before the implementation of the PPP processing by the proposed technology, it is necessary to prepare the well for processing in order to ensure the cleanliness of the bottomhole and bottomhole zone of the well. For this, the following technological operations were performed:

- спуск колонны НКТ с воронкой или пером до искусственного забоя;- descent of the tubing string with a funnel or feather to artificial slaughter;

- промывка скважины минерализованным раствором с постепенным допуском насосно-компрессорных труб до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет ПАВ.- flushing the well with a mineralized solution with a gradual tolerance of the tubing to the perforation interval, and lower to the bottom with a flushing fluid with increased sand holding properties, while not reducing the permeability of the bottomhole due to surfactant.

В качестве жидкости с высокими пескоудерживающими свойствами использовали 2%-е растворы КМЦ в 5-20% растворах хлористого натрия (также можно использовать раствор хлористого кальция) с добавкой 0,3% гидрофобизатора ЧАС-М (также можно использовать 0,5% растворы полиакриламида (ПАА) на пресной воде с добавками 0,3% ЧАС-М). Растворы готовили на растворном узле. На фиг. 4 показана таблица, характеризующая рецептуры растворов с высокими пескоудерживающими свойствами -ПАА марки ДКС-1030, ORP-40 и др.As a liquid with high sand holding properties, 2% CMC solutions in 5-20% sodium chloride solutions were used (calcium chloride solution can also be used) with the addition of 0.3% ChAS-M water repellent (0.5% polyacrylamide solutions can also be used (PAA) in fresh water with additives of 0.3% HOUR-M). Solutions were prepared on a solution unit. In FIG. Figure 4 shows a table characterizing the formulations of solutions with high sand-holding properties of PAA DKS-1030, ORP-40, etc.

Объем продавочной жидкости принимается в объеме насосно-компрессорных труб. Попадание продавочной жидкости в пласт нежелательно, в качестве продавочной жидкости используется нефть, также могут быть использованы минерализованные растворы с добавлением гидрофобизатора - 3% об.The volume of displacement fluid is taken in the volume of the tubing. It is undesirable to get the squeezing fluid into the reservoir, oil is used as the squeezing fluid, mineralized solutions with the addition of a water repellent - 3% vol. Can also be used.

Перед обработкой ПЗП при необходимости производится очистка насосно-компрессорных труб от асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО). Для очистки НКТ от АСПО использовали раствор МЛ-80Б (МЛ-81Б-зимняя форма) 3% концентрацией в воде, который закачивали в НКТ при открытом затрубном пространстве скважины. Время растворения АСПО от 6 до 8 часов. Скважину обрабатывают в коллектор до полного выхода продукта растворения, также скважину можно промыть нефтью посредством обратной промывки.Before processing the PPP, if necessary, the tubing is cleaned of asphalt-resin-paraffin deposits (AFS). To clean the tubing from ASPO, a ML-80B solution (ML-81B-winter form) with a 3% concentration in water was used, which was pumped into the tubing with the annulus of the well open. The dissolution time of paraffin is from 6 to 8 hours. The well is processed into the reservoir until the complete dissolution of the product, and the well can also be washed with oil by backwashing.

Установили башмак колонны НКТ в интервал на 1-2 м ниже перфорированной части пласта.The tubing string shoe was installed in the interval 1-2 m below the perforated part of the formation.

При открытой задвижке на межтрубье закачали в колонну НКТ расчетное количество ИЭР и продавили его в межтрубье до верхних перфорационных отверстий.With an open valve on the annulus, the calculated amount of IER was pumped into the tubing string and pushed in the annulus to the upper perforations.

Закрыли задвижку на межтрубье и продавили ИЭР в ПЗП. Количество и вязкость закачиваемого в пласт ИЭР определяют индивидуально в зависимости от приемистости потенциально водоносных интервалов. Продавку оставшегося ИЭР в пласт выполняют кислотной композицией.They closed the valve on the annulus and pushed the IER in the PZP. The amount and viscosity of the IER injected into the reservoir is determined individually depending on the injectivity of potentially aquiferous intervals. Selling the remaining ESI into the formation is performed by an acidic composition.

Объемная доля химического состава кислотной композиции, % об.: 30-процентная соляная кислота - 63,5, диэтиленгликоль - 8,5, уксусная кислота - 3,4, гидрофобизатор на основе амидов - 1,7, ингибитор коррозии - 1,7, техническая вода -остальное.Volume fraction of the chemical composition of the acid composition,% vol .: 30% hydrochloric acid - 63.5, diethylene glycol - 8.5, acetic acid - 3.4, amide based water repellent agent - 1.7, corrosion inhibitor - 1.7, process water is the rest.

Объем кислотного состава, необходимого для обработки скважин, определяют по одному из вариантов расчета:The amount of acid composition required for processing wells is determined according to one of the calculation options:

1) закачка кислотного состава в объеме 1,6-2,4 м³ (при 12-15% общей концентрации состава, включающего кислоты и ПАВ) на 1 метр перфорированной мощности пласта, путем разбавления товарной формы водой в соотношении 1:1. Время выдержки состава в призабойной зоне скважины (ПЗС) 2-2,5 часа;1) injection of the acid composition in a volume of 1.6-2.4 m ³ (at 12-15% of the total concentration of the composition, including acids and surfactants) per 1 meter of perforated formation thickness, by diluting the market form with water in a ratio of 1: 1. The exposure time of the composition in the bottomhole zone of the well (CCD) 2-2.5 hours;

2) закачка кислотного состава в объеме 0,8-1,2 м³ (при 24-26% общей концентрации состава, включающего кислоты и ПАВ) на 1 метр перфорированной мощности пласта путем закачки товарной формы. Время выдержки состава в ПЗС 0,5-1,0 часа;2) injection of the acid composition in a volume of 0.8-1.2 m ³ (at 24-26% of the total concentration of the composition, including acids and surfactants) per 1 meter of perforated formation thickness by injection of a commodity form. The exposure time of the composition in the CCD 0.5-1.0 hours;

3) закачка кислотного состава в объеме 3,2-4,8 м³ (при 6-7% общей концентрации состава, включающего кислоты и ПАВ) на 1 метр перфорированной мощности, путем разбавления товарной формы водой в соотношении 2 части воды и 1 части кислоты с ПАВ. Время выдержки состава в ПЗП 3,5-4,0 часа.3) injection of the acid composition in a volume of 3.2-4.8 m ³ (at 6-7% of the total concentration of the composition, including acids and surfactants) per 1 meter of perforated power, by diluting the market form with water in a ratio of 2 parts water and 1 part acids with surfactants. The exposure time of the composition in the PZP is 3.5-4.0 hours.

Для более точного определения времени выдержки кислотного состава в ПЗП проводятся лабораторные эксперименты по растворению образцов породы в разных кислотных составах. Последующие обработки на скважинах проводятся с корректировкой по учету геологического строения карбонатного пласта, полученным результатам обработок по первым трем скважинам и регулированию концентраций основных компонентов кислотного состава.To more accurately determine the exposure time of the acid composition in the BCP, laboratory experiments are conducted to dissolve rock samples in different acid compositions. Subsequent treatments at the wells are carried out with adjustments to take into account the geological structure of the carbonate formation, the results obtained from the treatments of the first three wells and the regulation of the concentrations of the main components of the acid composition.

При продавке кислотную композицию закачивали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ИЭР в пласт установили на уровне максимально возможных величин, но не выше безопасного давления на обсадную колонну.When selling the acid composition was pumped to the level of the tubing shoe. The pressure when pushing the last portion of the IER into the formation was set at the level of the maximum possible values, but not higher than the safe pressure on the casing.

Открыли задвижку на межтрубье и продавили кислотную композицию до верхних перфорационных отверстий. Эта операция позволяет выдавить из затрубья часть ИЭР, которая осталась там после продавки ее в ПЗП.The valve on the annulus was opened and the acid composition was pushed to the upper perforations. This operation allows you to squeeze out of the annulus part of the IEM, which remained there after selling it in the PPP.

Закрыли задвижку на межтрубье и продавили кислотную композицию в неработающие, слабопроницаемые участки карбонатного пласта. Высокопроницаемые участки перекрыты ИЭР, который не реагирует с кислотой. Продавку кислотной композиции в пласт выполнили минерализованным раствором. В случае если рост давления продавки кислоты в пласт превысил допустимый, закачку кислоты необходимо было бы приостановить и дать выдержку на реагирование (5-10 мин под давлением), а затем произвести окончательную продавку кислоты в пласт.The valve on the annulus was closed and the acid composition was forced into non-working, poorly permeable sections of the carbonate formation. Highly permeable areas are covered by an ESI that does not react with acid. Selling the acid composition into the formation was performed with a mineralized solution. If the increase in the pressure of the acid supply into the formation exceeded the permissible one, the injection of acid would have to be stopped and the reaction allowed (5-10 min under pressure), and then the final injection of the acid into the formation should be made.

Далее закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину для реагирования кислоты с карбонатной составляющей пласта. Время реагирования составляет 2-4 часа и зависит от концентрации соляной кислоты в композиции. Более точное время определяется результатам лабораторных исследований по растворению карбонатного керна кислотной композицией.Then they closed the valve on the tubing and left a well for the reaction of acid with the carbonate component of the formation. The reaction time is 2-4 hours and depends on the concentration of hydrochloric acid in the composition. A more accurate time is determined by the results of laboratory studies on the dissolution of carbonate core acid composition.

Произвели свабирование скважины в количестве двух объемов ствола скважины с целью удаления продуктов реакции из пласта.The wells were swabbed in the amount of two volumes of the wellbore in order to remove reaction products from the formation.

Подняли колонну НКТ, произвели спуск насосного оборудования и запуск скважины в работу.We lifted the tubing string, launched the pumping equipment and launched the well into operation.

Для установления технологического эффекта выполнили комплекс гидродинамических исследований по определению коэффициента продуктивности и профиля притока.To establish the technological effect, a complex of hydrodynamic studies was carried out to determine the productivity coefficient and inflow profile.

При толщинах продуктивного пласта 15 и более метров обработку необходимо повторить.When the thickness of the reservoir is 15 meters or more, the treatment must be repeated.

При этом основные критерии, которыми необходимо руководствоваться при подборе скважин для выполнения технологии кислотной обработки ПЗП с предварительной изоляцией карбонатных трещинно-поровых, кавернозных коллекторов, следующие.At the same time, the main criteria that must be followed when selecting wells for the implementation of acid treatment technology for the bottomhole formation zone with preliminary isolation of carbonate fractured-pore, cavernous reservoirs are as follows.

Подбираются скважины, на которых были произведены одна, две или три простые кислотные обработки или кислотные ванны. Нельзя проводить на скважинах, где осуществлялась технология «кавернонакопителей» два и более раз. Нежелательно рекомендовать скважины с обводненностью продукции более 95%. Пластовое давление должно быть не менее 50% от первоначального давления. При наличии заколонной циркуляции жидкости высока вероятность неуспешности данной технологической операции.Wells are selected where one, two or three simple acid treatments or acid baths have been performed. It is impossible to carry out on wells where the technology of "cavern accumulators" was carried out two or more times. It is undesirable to recommend wells with a water cut of more than 95%. The reservoir pressure must be at least 50% of the initial pressure. In the presence of annular fluid circulation, the probability of failure of this technological operation is high.

Таким образом, основные технологические операции следующие:Thus, the main technological operations are as follows:

1) закачка в колонну НКТ расчетного объема ИЭР и посадка пакера производятся строго в следующей последовательности:1) pumping into the tubing string the estimated IER volume and the packer landing are carried out strictly in the following sequence:

- закачка ИЭР до верхних перфорационных отверстий (расчетный объем);- injection of IER to the upper perforation holes (estimated volume);

- посадка пакера (в интервале 10-20 м выше верхних перфорационных отверстий);- Packer landing (in the range of 10-20 m above the upper perforations);

- продолжение закачки оставшегося объема ИЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал;- continued pumping of the remaining volume of IER with the aim of its further sale in the processed interval;

2) закачка в колонну НКТ нефтяной оторочки расчетного объема;2) injection into the tubing string of the oil rim of the estimated volume;

3) продавка находящихся в колонне НКТ жидкостей (ИЭР + нефть) расчетным объемом кислотного состава;3) the sale of liquids (IER + oil) in the tubing string with the estimated volume of the acid composition;

4) продавка находящихся в колонне НКТ жидкостей (ИЭР + нефть + кислотная композиция) технической водой до башмака НКТ;4) the sale of liquids in the tubing string (ESI + oil + acid composition) with process water to the tubing shoe;

5) закрыть задвижку на НКТ и оставить скважину для реагирования кислоты с карбонатной составляющей пласта. Время выдержки зависит от концентрации соляной кислоты в композиции. Более точное время определяется лабораторными экспериментами по растворению карбонатного керна кислотной композицией.5) close the valve on the tubing and leave the well for the acid to react with the carbonate component of the formation. The exposure time depends on the concentration of hydrochloric acid in the composition. A more accurate time is determined by laboratory experiments on the dissolution of carbonate core acid composition.

Эффективность использования данного способа доказана путем применения технологии обработки ПЗП на Пашнинском нефтяном месторождении (регион деятельности ООО «Лукойл-Коми»), результаты которого показаны на фиг. 5. При этом по скважине №806 обводненность добываемой продукции снизилась незначительно ввиду наличия негерметичности эксплуатационной колонны (ЭК) в интервале 1010-1020 м (данные геофизических исследований скважин ОАО «Коминефтегеофизика» от 21.08.2014).The effectiveness of the use of this method has been proved by applying the technology for processing the bottom-hole zone at the Pashninskoye oil field (the region of Lukoil-Komi LLC), the results of which are shown in FIG. 5. At the same time, for well No. 806, the water cut of the produced products decreased slightly due to the presence of leaks in the production string (EC) in the range of 1010-1020 m (data from geophysical studies of wells of Komineftegeofizika OJSC dated 08.21.2014).

Таким образом, изобретение позволяет получить дополнительную добычу нефти и повысить эффективность геолого-технологических мероприятий на скважинах за счет снижения доли воды в добываемой жидкости.Thus, the invention allows to obtain additional oil production and increase the efficiency of geological and technological measures in wells by reducing the proportion of water in the produced fluid.

Claims

1. The method of processing the bottom-hole formation zone (PZP), characterized in that the bottom-hole zone of the formation is treated sequentially with an invert emulsion solution (IER), limiting water inflows by artificially reducing the permeability of the highly permeable washed zones of the formation, of the following composition, vol.%:
emulsifier 2 hydrocarbon phase - diesel fuel twenty water phase rest

the rim of the oil, which is a buffer and prevents the interaction of the ESI with the acid composition when injected into the well and pumped into the bottomhole formation zone, and an acidic composition that increases the diameter of the pore channels and the transmittance of low-permeability sections of the bottomhole formation zone, of the following composition, vol.%:
30% hydrochloric acid 63.5 diethylene glycol 8.5 acetic acid 3.4 amide-based water repellent 1.7 corrosion inhibitor 1.7 process water rest

2. The method according to p. 1, characterized in that the ESI is capable of increasing viscosity when interacting with formation water during filtration deep into the formation and lowering viscosity when interacting with oil.

3. The method according to p. 1, characterized in that as an emulsifier use a hydrocarbon solution of esters of oleic, linoleic, as well as triethanolamine resin acids and additives of nonionic surfactants.

4. The method according to p. 1, characterized in that as the aqueous phase in the ESI use fresh or produced water.

5. The method according to p. 1, characterized in that salt solutions are used as the aqueous phase in the ESI.

6. The method according to p. 5, characterized in that they use a solution of sodium chloride or a solution of calcium chloride.

7. The method according to p. 1, characterized in that use the rim of oil with a volume of from 0.2 to 0.5 m ³ .