RU2702175C1 - Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта - Google Patents
Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2702175C1 RU2702175C1 RU2018122129A RU2018122129A RU2702175C1 RU 2702175 C1 RU2702175 C1 RU 2702175C1 RU 2018122129 A RU2018122129 A RU 2018122129A RU 2018122129 A RU2018122129 A RU 2018122129A RU 2702175 C1 RU2702175 C1 RU 2702175C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- ess
- vol
- silicon dioxide
- composition
- particle size
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 151
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 114
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 341
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 165
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 158
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 150
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 138
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 133
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 119
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 92
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 72
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 69
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 69
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 67
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims abstract description 67
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 67
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 62
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 48
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 9
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 384
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 183
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims description 183
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 180
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 claims description 155
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 121
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Natural products CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 118
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N anhydrous diethylene glycol Natural products OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 118
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 101
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 94
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 82
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 72
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 claims description 57
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 claims description 57
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 claims description 57
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 57
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 55
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 53
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N hydrofluoric acid Substances F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 49
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 42
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 42
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 41
- 239000005871 repellent Substances 0.000 claims description 41
- 230000002940 repellent Effects 0.000 claims description 38
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 33
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 claims description 33
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 33
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 30
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 claims description 29
- KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N Isopropanol Chemical compound CC(C)O KFZMGEQAYNKOFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 28
- 229910021486 amorphous silicon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 23
- 239000011859 microparticle Substances 0.000 claims description 23
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims description 21
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims description 21
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims description 21
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 20
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 20
- 229920000151 polyglycol Polymers 0.000 claims description 20
- 239000010695 polyglycol Substances 0.000 claims description 20
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 20
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 20
- 150000002170 ethers Chemical class 0.000 claims description 19
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 15
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 15
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 11
- AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L manganese oxide Inorganic materials [Mn].O[Mn]=O.O[Mn]=O AMWRITDGCCNYAT-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 11
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims description 10
- KVGMATYUUPJFQL-UHFFFAOYSA-N manganese(2+) oxygen(2-) Chemical compound [O--].[O--].[O--].[O--].[Mn++].[Mn++].[Mn++] KVGMATYUUPJFQL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 55
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 17
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 17
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 16
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 13
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 3
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 136
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 71
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 63
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 60
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 55
- 241000283690 Bos taurus Species 0.000 description 52
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 38
- 230000008569 process Effects 0.000 description 38
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 37
- ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 1-methoxypropan-2-ol Chemical compound COCC(C)O ARXJGSRGQADJSQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 34
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 34
- -1 author V.V. Sergeev Chemical compound 0.000 description 33
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 28
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 25
- 150000001413 amino acids Chemical class 0.000 description 23
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 19
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 19
- 230000003749 cleanliness Effects 0.000 description 18
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 17
- 238000003307 slaughter Methods 0.000 description 17
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 15
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 13
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 13
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 12
- 208000011797 pustulosis palmaris et plantaris Diseases 0.000 description 9
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 8
- 210000003746 feather Anatomy 0.000 description 7
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 5
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 4
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 4
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 208000033931 Blepharophimosis-ptosis-epicanthus inversus syndrome Diseases 0.000 description 3
- 102100035137 Forkhead box protein L2 Human genes 0.000 description 3
- 101001023356 Homo sapiens Forkhead box protein L2 Proteins 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000001595 flow curve Methods 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 229940075614 colloidal silicon dioxide Drugs 0.000 description 2
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 2
- 230000032798 delamination Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 2
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 2
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 2
- 238000003908 quality control method Methods 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000012453 solvate Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 2
- 230000005653 Brownian motion process Effects 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000005537 brownian motion Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000010411 cooking Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- USIUVYZYUHIAEV-UHFFFAOYSA-N diphenyl ether Chemical class C=1C=CC=CC=1OC1=CC=CC=C1 USIUVYZYUHIAEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 1
- 229940079593 drug Drugs 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000002147 killing effect Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000000053 physical method Methods 0.000 description 1
- 238000011197 physicochemical method Methods 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 1
- 230000004222 uncontrolled growth Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B82—NANOTECHNOLOGY
- B82Y—SPECIFIC USES OR APPLICATIONS OF NANOSTRUCTURES; MEASUREMENT OR ANALYSIS OF NANOSTRUCTURES; MANUFACTURE OR TREATMENT OF NANOSTRUCTURES
- B82Y30/00—Nanotechnology for materials or surface science, e.g. nanocomposites
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Nanotechnology (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Composite Materials (AREA)
- Condensed Matter Physics & Semiconductors (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти. Технический результат – ограничение водопритоков из высокопроницаемых трещин гидравлического разрыва пласта, дополнительная добыча нефти, увеличение темпа разработки залежи углеводородов и текущего коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения заключается в том, что осуществляют три и более этапов обработки призабойной зоны пласта с расчетной периодичностью реализации этапов, причем реализацию второго и каждого последующего этапа осуществляют при снижении коэффициента продуктивности и/или суточного дебита нефти скважины на 25% и более за последние 6 месяцев эксплуатации скважины. На первом и втором этапах призабойную зону пласта обрабатывают последовательно высокостабильной эмульсионно-суспензионной системой, кислотной композицией приведенных составов и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция с концентрацией 10-100 кг/м3 и с плотностью раствора 1030-1350 кг/м3, на третьем и последующих этапах призабойную зону пласта обрабатывают последовательно высокостабильной эмульсионно-суспензионной системой, композицией поверхностно-активных веществ и спиртов приведенных составов и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция с концентрацией 10-100 кг/м3 и с плотностью раствора 1030-1350 кг/м3, при этом предварительно определяют проницаемость горных пород призабойной зоны пласта, и в зависимости от ее значения – более или менее 1300 Д – применяют указанную высокостабильную эмульсионно-суспензионную систему с различным соотношением компонентов и с различными тампонирующими частицами. 11 ил., 17 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти с целью увеличения темпа разработки нефтегазовых месторождений и повышения коэффициента извлечения нефти.
Современное состояние объектов разработки в основных нефтегазодобывающих странах характеризуется падением объемов добычи и истощением запасов нефти и газа. Данный факт приводит к необходимости широкого внедрения различных видов физико-химических методов воздействия на нефтегазоносные пласты с целью интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи. Одним из наиболее распространенных физических методов интенсификации добычи нефти является гидравлический разрыв пласта (далее - ГРП).
ГРП направлен на создание в продуктивном пласте сети высокопроницаемых трещин, которые обеспечивают интенсификацию притока нефти и газа к забою добывающей скважины. Наряду с этим, гидравлический разрыв пласта имеет недостатки, к примеру, неконтролируемый рост трещины ГРП приводит к тому, что под высоким давлением гидроразрыва, трещины прорываются к ниже или вышележащим водоносным пластам и этим обеспечивают гидродинамическое сообщение скважины с водоносными пластами. Прорыв пластовых и закачиваемых вод по сети высокопроницаемых трещин ГРП приводит к опережающему обводнению нефтегазоносных объектов, что является одной из наиболее распространенных проблем, снижающих эффективность разработки нефтегазовых месторождений.
Накопленный в РФ опыт разработки нефтегазовых месторождений показывает, что геологические микро- и макронеоднородности пластов в сочетании с искусственной трещиноватостью пластов являются основными факторами, осложняющими разработку месторождений. Данные факторы способствуют неравномерному распределению фильтрационных потоков по объему объекта разработки и образованию целик нефти, которые невозможно вовлечь в разработку без применения третичных методов воздействия на пласты, в том числе селективных технологий интенсификации добычи нефти.
Селективность может заключаться в свойстве водоограничивающих составов избирательно блокировать водонасыщенные интервалы пластов, в том числе сеть высокопроницаемых трещин, чем обеспечивается перераспределение фильтрационных потоков по объему пласта и вовлечение в процессы разработки менее проницаемых застойных зон.
Одна из технологий такого вида представлена автором данного способа в патенте РФ на изобретение №2631460 (патентообладатель ООО «ВИ-ЭНЕРДЖИ», автор Сергеев В.В., МПК Е21 В 43/22, Е21 В 43/27, опубликован 22.09.2017), принятым за прототип. Технология заключается в комбинировании двух видов обработок призабойной зоны пласта (ПЗП): ограничение водопритоков и кислотная обработка. Комбинирование приводит к направленному кислотному воздействию на менее проницаемые интервалы нефтегазоносного пласта. Воздействие производится поэтапно: первый этап - обработка высокопроницаемых интервалов ПЗП эмульсионным раствором (далее - ЭР), второй этап - закачка оторочки нефти, третий этап - воздействие кислотной композицией на низкопроницаемые интервалы ПЗП. Причем предварительно определяют смачиваемость горных пород ПЗП, и в случае гидрофильности горных пород применяют ЭР прямого типа следующего состава, мас. %: эмульгатор марки Синол ЭМ или Синод ЭМИ - 3-5, углеводородную фазу (дизельное топливо или подготовленную нефть с нефтесборного пункта) - 20-25, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-3, водную фазу - остальное. В случае гидрофобности горных пород применяют ЭР обратного типа следующего состава, мас. %: эмульгатор марки Синол ЭМ или Синол ЭМИ - 3-5, углеводородную фазу (дизельное топливо или подготовленную нефть с нефтесборного пункта) - 40-45, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1-3, водную фазу - остальное.
Водоограничивающие составы, применяемые в известной технологии интенсификации добычи нефти, неприменимы для блокировки высокопроницаемых трещин ГРП, т.к. не обладают необходимыми физическими свойствами для блокировки искусственных трещин. Также общеизвестным является тот факт, что при обработках горных пород соляно- или глинокислотными составами каждая последующая обработка одного и того же интервала является менее эффективной, т.к. после реакции кислот с минералами пласта на поверхности горных пород образуется низкопроницаемый слой из продуктов реакции, который при последующей обработке препятствует контакту кислот с минералами. В связи с этим технология ограничена в количестве повторных применений - не более двух. При этом периодичность проведения соляно- или глинокислотных обработок ПЗП в среднем составляет 12-16 месяцев, а период экономически целесообразной эксплуатации скважины может достигать 25 лет.
Таким образом, недостатком известного способа является ограничение для применения технологии в высокотемпературных пластах с пластовой температурой более 90°С, а также ограничение в количестве повторных применений - не более двух.
Из патента RU 2579044 (МПК Е21В 43/22, Е21В 43/27, опубликован 27.03.2017 г.) известен способ обработки нефтесодержащего пласта, заключающийся в том, что в околоскважинную зону закачивают последовательно углеводородную жидкость и раствор серной кислоты. В качестве углеводородной жидкости используют композицию, содержащую, в частности, легкие фракции нефти, эмульгатор, ингибитор коррозии.
Недостатком известного способа является применение раствора серной кислоты (75-96 мас. %), которая характеризуется высокой коррозионной агрессивностью по отношению к внутрискважинному оборудованию и колоннам обсадных труб. Кроме того, в способе не определен объем закачки серной кислоты, и предлагается проводить закачку кислоты в прискважинную зону обрабатываемого пласта до понижения рН ниже 6.0 на соседней скважине, что на практике невозможно контролировать с достаточной точностью.
Из патента RU 2165013 (МПК Е21В 43/27, опубликован 10.04.2001 г.) известен способ обработки терригенных и глинистых коллекторов нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в пласт легких фракций переработки нефти с добавкой ПАВ, взаимодействующих с пластовой водой с образованием инвертной эмульсии в обводненной части продуктивного пласта, кислотной системы, содержащей ортофосфорную, фтористоводородную кислоты и воду, продавки ее в пласт нефтью. После чего проводят технологическую выдержку для реагирования с породами пласта, и скважину вводят в эксплуатацию.
Недостатком известного способа является ограничение для применения технологии в карбонатных пластах и низкая эффективность применения легких фракций переработки нефти с добавкой ПАВ, которые не обладают достаточными вязкостью или адгезией для блокировки высокопроницаемых трещин ГРП.
Из патента US 2009/0211758 А1 (МПК Е21В 43/16, Е21В 43/22, С09К 8/82, опубликован 27.08.2009 г.) известен способ обработки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин, включающий обработку ПЗП эмульсионным раствором прямого или обратного типа, содержащего (масс %): углеводородную фазу - 5-40, наночастицы коллоидной двуокиси кремния - 0.05-2 и водную фазу не менее 70.
Недостатком известного состава является необходимость насыщения углеводородной фазы эмульсии газом. Это усложняет процесс приготовления рабочего раствора и требует применения специального оборудования. Кроме того, известный способ не предназначен для обработки ПЗП добывающих скважин, а только для нагнетательных.
Из патента RU 2442888 (МПК Е21В 43/27, Е21В 33/138, опубликован 20.02.2012 г.) известен способ кислотной обработки пласта, заключающийся в том, что производят последовательную закачку порции раствора соляной кислоты в зону более высокой проницаемости, последующую продавку в эту же зону вязкой жидкости на основе нефти порцией раствора соляной кислоты с ПАВ, продавку раствора соляной кислоты с ПАВ скважинной жидкостью в циклическом режиме в зону менее высокой проницаемости и вынос отреагировавшей соляной кислоты из скважины на последнем цикле. При этом все технологические жидкости насыщаются газом (азот или фреон или гелий), а концентрацию раствора соляной кислоты на каждом этапе ее применения уменьшают. Одним из вариантов осуществления является добавление в вязкую жидкость «Гидрофобизатора АБР» или «Ингибитора коррозии-эмульгатора Нефтехимеко-1» или обратной эмульсии на их основе, в качестве нефти применяют товарную нефть. В качестве нефти можно применять сырую нефть или нефть данного пласта или нефть другой залежи.
Недостатком известного способа является необходимость насыщения технологических жидкостей газом на всех стадиях обработки. Это усложняет процесс приготовления и закачки рабочих растворов и требует применения специального оборудования. Также недостатком является неконтролируемое выпадение осадков при взаимодействии технологических составов в пластовых условиях.
Из патента US 6068054 А (МПК Е21В 33/138, Е21В 43/22, опубликован 30.05.2000 г.) известен способ извлечения углеводородов из подземного пласта, заключающийся в том, что призабойную зону пласта обрабатывают стабилизированной эмульсионной системой. Данная эмульсионная система содержит первую жидкость - нефть, капельки второй жидкости - воды, и твердую фазу - в частности, коллоидный диоксид кремния. Твердые частицы нерастворимы как в первой, так и во второй жидкости в условиях указанного подземного пласта, средний размер твердых частиц меньше или равен среднему диаметру капель второй жидкости.
Недостатком известного способа является отсутствие этапа по воздействию на менее проницаемые интервалы пласта активной композицией, что приводит к снижению эффективности способа.
Из патента RU 2220279 (МПК Е21В 43/22, опубликован 27.12.2003 г.) известна инвертная кислотная микроэмульсия для обработки нефтегазового пласта, содержащая дисперсную фазу в виде водного раствора соляной кислоты и дисперсионную фазу в виде углеводородной жидкости, эмульгатор - гидрофобный модифицированный кремнезем с размером дискретных частиц 0.005-0.1 мкм и с концентрацией 0.5-1.5 мас. %, и регулятор стабильности - ионогенные или неионогенные ПАВ с концентрацией 0.1-0.3 мас. %.
Недостатком известного способа является неселективный характер обработки ПЗП, т.к. в способе не предусмотрен этап предварительной блокировки наиболее проницаемых интервалов пласта.
Сущность изобретения заключается в том, что осуществляют три и более этапов обработки призабойной зоны пласта с расчетной периодичностью реализации этапов, причем реализацию второго и каждого последующего этапа осуществляют при снижении коэффициента продуктивности и/или суточного дебита нефти скважины на 25% и более за последние 6 месяцев эксплуатации скважины, при этом на первом и втором этапах призабойную зону пласта обрабатывают последовательно высокостабильной эмульсионно-суспензионной системой (далее - ЭСС), кислотной композицией и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция, на третьем и последующих этапах призабойную зону пласта обрабатывают последовательно высокостабильной ЭСС, композицией поверхностно-активных веществ и спиртов и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция, и предварительно определяют проницаемость горных пород с трещинами ГРП. В случае проницаемости трещин ГРП менее 1200 Дарси (Д) высокостабильная ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-15, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25-1, или коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц 5 до 100 нм - 0.25-1, или гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-3, а также водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное. В случае проницаемости трещин ГРП более 1200 Д высокостабильная ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 7-12, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25-1, или коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц 5 до 100 нм - 0.25-1, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-3, или гидрофильные микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 2-5, а также водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.
Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31-32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-68.8, воду - остальное.
Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-68.9 и метиловом спирте - остальное, или (% об.): двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
В качестве эмульгатора при обработке призабойной зоны пласта с пластовой температурой менее 90°С используют композицию, содержащую (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43-45, окись амина - 0.7-1, дизельное топливо - остальное.
В качестве эмульгатора при обработке призабойной зоны пласта с пластовой температурой более 90°С используют композицию, содержащую (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43-45, окись амина - 0.7-1, известь или бентонит в качестве сшивающего высокотемпературного наполнителя - 2-5, дизельное топливо - остальное.
В качестве кислотной композиции для карбонатных горных пород применяют состав, содержащий (% об.): 30-процентную соляную кислоту 63.5-65, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8-9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5-2, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное. В качестве кислотной композиции для терригенных горных пород применяют состав, содержащий (% об.): 30-процентную соляную кислоту 60.5-61, плавиковую кислоту - 3-4, уксусную кислоту - 3.3-3.5, диэтиленгликоль - 8-9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5-2, ингибитор коррозии - 1.8-2, техническую воду - остальное.
Композиция поверхностно-активных веществ и спиртов содержит (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40-41, алкилиминодипропионаты натрия - 2.5-3, полигликоли - 15-16, метанол - остальное.
Техническим результатом заявленного изобретения является ограничение водопритоков из высокопроницаемых трещин ГРП, дополнительная добыча нефти, увеличение темпа разработки залежи углеводородов и текущего коэффициента извлечения нефти.
Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение структуры множественной эмульсии.
На фиг. 2 приведена таблица, раскрывающая технику и оборудование для приготовления ЭСС.
На фиг. 3 приведена таблица, раскрывающая технику и оборудование для проведения работ на скважине.
На фиг. 4 представлена схема расстановки специальной техники на скважине.
На фиг. 5 приведена технологическая схема проведения обработки с применением одного пакерующего устройства.
На фиг. 6 приведена технологическая схема проведения обработки с применением двух пакерующих устройств.
На фиг. 7 приведены результаты тестирования термостабильности образцов классической эмульсии (далее - ЭС) и ЭСС при 140°С.
На фиг. 8 приведены кривые течения образцов ЭС и ЭСС при 20°С.
На фиг. 9 приведены кривые вязкости образцов ЭС и ЭСС при 20°С.
На фиг. 10 приведены условия проведения экспериментов по определению остаточной проводимости проппантной пачки после прокачки систем ЭСС.
На фиг. 11 представлены результаты определения остаточной проводимости проппантной пачки после прокачки систем ЭСС.
Процессы фильтрации технологических жидкостей и пластовых флюидов в пористых средах определяются явлениями, происходящими как на границах раздела между технологическими жидкостями, нефтью, водой, газом, так и на контакте технологических жидкостей и пластовых флюидов с горной породой. В связи с этим, предлагаемый способ интенсификации добычи нефти разработан на основе свойств технологических жидкостей изменять и эффективно регулировать поверхностно-молекулярные свойства горных пород.
ПЗП обрабатывают последовательно в три стадии закачки технологических жидкостей с различными физико-химическими свойствами для обеспечения селективности обработки по технологии. При этом предусмотрены три и более этапов обработки ПЗП с расчетной периодичностью реализации этапов. Каждый этап обработки ПЗП включает в себя три стадии закачки технологических жидкостей в скважину, объединенных в один технологический процесс.
На первом и втором этапах в рамках первой стадии производится закачка высокостабильной ЭСС с содержанием наночастиц двуокиси кремния или наночастиц двуокиси кремния и микрочастиц ильменита или тетраоксида тримарганца для изменения смачиваемости, ограничения приемистости и временной блокировки высокопроницаемых водонасыщенных трещин ГРП. При этом предварительно по результатам комплекса гидродинамических исследований скважин определяют проницаемость трещин ГРП и в зависимости от параметров сети трещин ГРП предусмотрены два варианта осуществления способа.
Согласно первому варианту выполнения при проницаемости горных пород призабойной зоны пласта менее 1200 Д высокостабильная ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-15, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25-1, или коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц 5 до 100 нм -0.25-1, или гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-3, а также водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.
Согласно второму варианту выполнения при проницаемости горных пород призабойной зоны пласта более 1200 Д высокостабильная ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 7-12, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25-1, или коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц 5 до 100 нм - 0.25-1, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-3, или гидрофильные микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 2-5, а также водный раствор хлористого кальция или хлористого калия -остальное.
Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм может содержать (% об.): двуокись кремния - 31-32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-68.8, воду - остальное.
Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм может содержать (% об.): двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-68.9 и метиловом спирте - остальное, или (% об.): двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
В качестве эмульгатора при обработке ПЗП с пластовой температурой менее 90°С можно использовать композицию, содержащую (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43-45, окись амина - 0.7-1, дизельное топливо - остальное.
В качестве эмульгатора при обработке ПЗП с пластовой температурой более 90°С можно использовать композицию, содержащую (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43-45, окись амина - 0.7-1, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь или бентонит) - 2-5, дизельное топливо - остальное.
Содержание в ЭСС тампонирующих частиц - наночастиц с различными поверхностно-активными свойствами (гидрофобных или гидрофильных) позволяет создать множественную эмульсию. Множественная эмульсия является одним из наиболее стабильных видов эмульсий и позволяет регулировать реологические свойства ЭСС в широком диапазоне. На фиг. 1 представлено схематическое изображение структуры множественной эмульсии, в которой 1 - углеводородная среда, 2 - глобулы водной фазы, 3 - глобулы углеводородной фазы, 4 - адсорбционно-сольватные слои нано- и микрочастиц с поверхностно-активными веществами (ПАВ).
При адсорбции поверхностно-активных наночастиц микрочастиц на адсорбционно-сольватные слои глобул водной и углеводородной фаз эмульсии создается дополнительный слой, предотвращающий коалесценцию глобул.
Промытые водой наиболее проницаемые интервалы пласта являются гидрофильными, что создает дополнительное сопротивление продвижению по ним углеводородной эмульсионно-суспензионной системы и снижает риск поглощения эмульсионной системы промытыми водой каналами фильтрации.
Применение ЭСС в качестве водоограничивающего состава позволяет:
- селективно ограничить водопритоки из промытых высокопроницаемых трещин ГРП;
- сохранить фильтрационные параметры менее проницаемых интервалов ПЗП;
- временно блокировать высокопроницаемые интервалы пласта, не вызывая необратимых последствий воздействия на пластовую систему и окружающую среду;
- изменить смачиваемость поверхности горных пород за счет гидрофобизации каналов фильтрации поверхностно-активными компонентами, входящими в состав ЭСС;
- предотвратить осложнения, связанные с выносом компонентов водоограничивающих составов в приемную сетку глубинонасосного оборудования;
- предотвратить осложнения, связанные с процессами отделения компонентов водоограничивающих составов в системе сбора и подготовки продукции скважин.
В рамках второй стадии на первом и втором этапах производят закачку кислотной композиции для продавки эмульсионной системы вглубь ПЗП и увеличения фильтрационных параметров менее проницаемых интервалов пластов.
Изменение краевого угла смачиваемости горных пород в результате закачки углеводородной эмульсионной системы на первом этапе обработки приводит к дополнительному сопротивлению для движения по этим каналам кислотной композиции на водной основе, которая в данных условиях будет фильтроваться в менее проницаемые интервалы пласта. Кислотные композиции за счет частичного растворения ряда кольматантов и минералов горной породы позволяют увеличить фильтрационные параметры менее проницаемых интервалов пластов, обеспечивая перераспределение фильтрационных потоков жидкостей, поступающих в ПЗП.
В качестве кислотной композиции для карбонатных горных пород применяют состав, содержащий (% об.): 30-процентную соляную кислоту 63.5-65, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8-9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5-2, ингибитор коррозии - 1.5-2 и техническую воду - остальное.
В качестве кислотной композиции для терригенных горных пород применяют состав, содержащий (% об.): 30-процентную соляную кислоту 60.5-61, плавиковую кислоту - 3-4, уксусную кислоту - 3.3-3.5, диэтиленгликоль - 8-9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5-2, ингибитор коррозии - 1.8-2 и техническую воду - остальное.
В рамках третьей стадии на первом и втором этапах производят закачку водного раствора хлористого калия или хлористого кальция, благодаря чему закаченные в ПЗП технологические составы продавливаются вглубь ПЗП. Водный раствор хлористого калия или хлористого кальция (концентрация в интервале 10-100 кг/м3 с плотностью раствора в интервале от 1030-1350 кг/м3) соответствующие по физико-химическим характеристикам применяемым в обрабатываемом пласте жидкостям глушения.
На третьем и последующих этапах сохраняется последовательность стадий закачки технологических жидкостей в скважину, но вместо кислотной композиции применяется композиция поверхностно-активных веществ (далее - ПАВ) и спиртов. В качестве композиции ПАВ и спиртов применяют состав, содержащий (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40-41, алкилиминодипропионаты натрия - 2.5-3, полигликоли - 15-16, метанол - остальное.
При этом временной период между реализацией второго и последующих этапов определяется исходя из конкретных технологических параметров работы скважины, обработанной на первом этапе. А именно, второй и каждый последующий этапы обработки ПЗП подлежат реализации при снижении коэффициента продуктивности и/или суточного дебита нефти скважины на 25% и более за последние 6 месяцев эксплуатации скважины. Коэффициент продуктивности равен отношению суточного дебита скважины к депрессии на забое, и зависит от большого числа факторов, в т.ч. от эффективной толщины и проницаемости пласта, диаметра скважины, степени и совершенства вскрытия пласта, компонентного состава и вязкости пластового флюида, скин-фактора и др.
Исследование реологических свойств классических эмульсий и ЭСС
Измерение реологических параметров классических эмульсий (ЭС) и ЭСС проводили на ротационном вискозиметре Rheotest RN 4.1 (Medingen GmbH, Германия) с применением цилиндрической измерительной системы («цилиндр - цилиндр») в диапазоне скоростей сдвига от 0.1 до 300 с-1 при температуре 20°С. Погрешность измерения составляет ±3%.
В результате измерений были получены зависимости напряжения сдвига от градиента скорости сдвига (кривая течения), динамической вязкости от скорости сдвига (кривая вязкости).
С целью проведения сравнительных исследований для реологических тестов были выбраны образцы ЭС и образцы ЭСС.
Определение реологических моделей проводилось математической обработкой полученных кривых течения (зависимостей напряжения сдвига от скорости сдвига) при помощи программного обеспечения реометра. В ходе вычислений для каждой эмульсионной системы подбиралась наиболее соответствующая модель из следующих трех известных:
где:
К - консистентность (Па⋅с), мера консистенции жидкости (чем выше вязкость, тем больше значение данного параметра);
η - структурная вязкость (Па⋅с);
n - показатель неньютоновости - характеризует степень неньютоновского поведения раствора (чем больше n отличается от 1, тем выше проявление неньютоновских свойств);
τ0 - предельное напряжение сдвига (Па) - характеризует величину внешней энергии, необходимой для начала течения жидкости.
Результаты измерений реологических параметров образцов ЭС и ЭСС представлены на фиг. 8-9.
Из анализа результатов исследований реологических параметров следует, что исследуемые виды эмульсионных систем описываются в рамках модели Гершеля-Балкли (уравнение 3), т.е. являются «вязкопластичными» жидкостями, обладающими пределом текучести.
Для исследуемых систем эффект снижения вязкости под влиянием сдвига является обратимым и, следовательно, начальная высокая вязкость восстанавливается при снижении скорости сдвига, т.е. деформированные капли вновь принимают шарообразную форму, молекулы возвращаются к своему начальному неориентированному состоянию, агрегаты восстанавливаются ввиду броуновского движения.
Высокая стабильность ЭСС с содержанием нано- или микрочастиц позволяет увеличить период положительного эффекта от технологий воздействия на нефтегазоносный пласт более чем на 100%, а поверхностная активность наночастиц позволит регулировать угол избирательной смачиваемости поверхности горных пород в зависимости от поставленной задачи в сторону фильности или фобности.
Реологические свойства ЭСС позволяют регулировать напряжения сдвига и динамическую вязкость изменением объема водной составляющей системы. Возможность регулирования данных параметров, является важным технологическим свойством, которое необходимо учитывать во взаимосвязи с геолого-физическими характеристиками пласта при проектировании воздействия по технологиям интенсификации добычи нефти.
Исследование влияния ЭСС на фильтрационные характеристики трещин ГРП проводилось путем измерения остаточной проводимости проппантной пачки после прокачки ЭСС. Результаты фильтрационных экспериментов показали, что ЭСС обладает достаточными блокирующими свойствами для блокировки трещин ГРП и затухания процесса фильтрации воды. В среднем кратность снижения остаточной проводимости проппантной пачки после прокачки ЭСС составляет 20 раз (фиг. 10-11).
Приготовление ЭСС
В качестве водной основы для приготовления ЭСС используется жидкость глушения, применяемая на конкретном объекте с плотностью не ниже 1050 кг/м3.
Приготовление ЭСС производится с применением блока приготовления эмульсионных систем (БПЭС), который представляет собой технологическую емкость с закрепленными механическими лопастными мешалками с электрическими приводами и опционально внешним центробежным насосом. Для обеспечения получения и поддержания стабильных свойств ЭСС рекомендуется применять лопастные мешалки с реверсивным направлением вращения.
Качество приготовления и стабильность свойств ЭСС зависит от полноты охвата перемешиванием всего объема емкости приготовления, чистоты емкостей, скорости ввода составляющих и времени диспергирования. Рекомендуется использовать емкость со «скошенными» углами (форма близкая к цилиндрической). Необходимое оборудование для приготовления ЭСС представлено на фиг. 2.
В случае применения БПЭС с внешним насосом и лопастной мешалкой.
В емкость для приготовления ЭСС набирается расчетное количество дизельного топлива или подготовленной нефти с пункта подготовки и перекачки нефти (дисперсионная среда). Далее запускается центробежный насос на циркуляцию и лопастной перемешиватель при максимальных оборотах. Минимально необходимая скорость вращения 100 об/мин.
После этого в дисперсионной среде последовательно диспергируются расчетные объемы следующих компонентов:
- эмульгатор с последующим перемешиванием в течение 30 мин;
- коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с последующим перемешиванием в течение 30 мин;
- гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния или микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с последующим перемешиванием в течение 30 мин;
- водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с последующим перемешиванием не менее 2 ч.
После набора требуемой вязкости и дисперсности (однородности) ЭСС необходимо остановить перемешивание, и по прошествии 30 минут отобрать контрольную пробу.
В случае применения БПЭС с лопастной мешалкой (без внешнего насоса)
В емкость для приготовления ЭСС набирается расчетное количество дизельного топлива или подготовленной нефти с пункта подготовки и перекачки нефти (дисперсионная среда). Далее запускается лопастной перемешиватель при максимальных оборотах. Минимально необходимая скорость вращения 100 об/мин.
После этого в дисперсионной среде последовательно диспергируются расчетные объемы следующих компонентов:
- эмульгатор с последующим перемешиванием в течение 30 мин;
- коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с последующим перемешиванием в течение 30 мин;
- гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния или микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с последующим перемешиванием в течение 30 мин;
- водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с последующим перемешиванием не менее 3 ч.
Затем технологическая емкость с ЭСС ставится на циркуляцию в течение 2 ч с применением насосного агрегата ЦА-320. После набора вязкости и дисперсности (однородности) ЭСС остановить циркуляцию и отобрать контрольную пробу. После контроля качества перекачать ЭСС в емкость накопления.
ЭСС может быть приготовлена до отгрузки и храниться в емкости накопления в течение 24 часов после приготовления. Ограничение срока хранения ЭСС связано с риском расслоения, набором избыточной вязкости при охлаждении в зимний период времени.
При необходимости нагрева жидкости на углеводородной основе в емкости хранения на кустовой площадке, предпочтительнее проводить нагревание с привлечением паровой передвижной установки (ППУ) или передвижного модернизированного агрегата для депарафинизации скважин (АДПМ) с подогревом жидкости в емкости через трубу-змеевик, установленную в емкости. ППУ или АДПМ устанавливать на расстоянии не ближе 25 метров от нагреваемой емкости.
Контроль качества приготовления ЭСС Контроль проводится путем оценки седиментационной устойчивости ЭСС. Тест считается положительным, если при выдержке ЭСС при комнатной температуре в течение 1 ч произошло отделение водной фазы не более 2% от всего объема ЭСС. При наличии признаков расслоения перемешивание продолжить еще 1 час. Тест на расслоение повторить.
Перечень оборудования и специальной техники для проведения работ на скважине Представленный на фиг. 3 перечень оборудования и специальной техники является базовым и может включать в себя дополнительные наименования в зависимости от условий проведения работ, месторасположения растворного узла, технологических параметров и особенностей конструкции скважины.
Для проведения работ по селективной технологии задействуется 1 бригада капитального ремонта скважин (КРС). Минимальное время проведения работ на скважине, включая подготовку скважины, закачку растворов по технологии и освоение, составляет 60 часов. Схема расстановки специальной техники на скважине графически представлена на фиг. 4, где 4 - кислотный агрегат, 5 - автоцистерна, 6 - технологическая емкость, 7 - насосный агрегат.
Порядок проведения технологических операций на скважине Все работы по проведению обработки ПЗП проводятся бригадой КРС. Подготовительные работы на скважине.
Перед проведением обработки необходимо обеспечить чистоту забоя скважины и ПЗП путем проведения следующих работ:
1) Спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пером, шаблоном и скребком для эксплуатационной колонны (ЭК). Первоначальная промывка скважины стандартным промывочным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, а ниже до забоя промывочной жидкостью (не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ 1-2% масс). Проработка интервала посадки пакера не менее 5 раз.
2) Очистка НКТ от асфальто-смолистопарафинистых отложений (АСПО), если подобные отложения имеются. Для очистки НКТ от АСПО рекомендуется применять моющий препарат МЛ-80Б или МЛ-81Б (выпускаются по ТУ 2481-007-48482528-99) с 5-7% концентрацией. Препарат необходимо закачать в НКТ при открытом кольцевом (затрубном) пространстве скважины. Время выдержки не предусматривается. После закачки смеси растворителя в объеме НКТ произвести обратную промывку.
3) Спуск следующей компоновки НКТ (снизу - вверх): воронка + хвостовик НКТ + пакер с гидроякорем + НКТ до устья скважины (типоразмер НКТ и группа прочности подбираются в зависимости от конкретных условий эксплуатации). Воронка устанавливается на подошве интервала перфорации, а пакер на 20-25 м выше кровли обрабатываемого интервала.
Во время подготовки скважины производится оценочный замер приемистости обрабатываемой скважины, опрессовка пакера и ЭК. В случае если приемистость скважины составляет менее 150 м3/сут при давлении 100 атм, принимается решение о предварительной подготовке скважины путем проведения кислотной ванны или растворителя, реперфорации.
Проведение технологических операций по обработке ПЗП В зависимости от конструктивных особенностей скважины и сложнопостроенности объекта воздействия или недопустимости попадания технологических жидкостей в выше- или нижележащие объекты/интервалы предусмотрены два варианта технологических схем проведения обработок представленные на фиг. 5 и 6, где 8 - буферная задвижка. 9 - превентор, 10 - манометр, 11 - эксплуатационная колонна, 12 - НКТ, 13 - пакер с гидроякорем, 14 - хвостовик с воронкой, 15 - продуктивный интервал, 16 - щелевой фильтр, 17 - целевой продуктивный интервал, 18 - заглушка, 19 - перепускной клапан, 20 - пакер механический, 21 - нижележащий продуктивный интервал.
После того как проведены все подготовительные работы, приступают к проведению технологических операций по селективной обработке ПЗП.
Закачка технологических жидкостей производится при максимально возможных расходе и давлении. В случае достижения давления закачки 80% от максимального рабочего давления оборудования необходимо снизить расход и продолжить закачку оставшегося объема технологических жидкостей.
В спускаемую в скважину компоновку необходимо включить свабоуловитель.
Последовательность проведения технологических операций по закачке технологических составов в скважину следующая:
1) Сборка и опрессовка нагнетательной линии на 1.5-кратное давление от планируемого;
2) закачка в колонну НКТ ЭСС до башмака колонны НКТ (в среднем половина от расчетного объема ЭСС);
3) посадка пакера (20-25 м выше верхних перфорационных отверстий обрабатываемого интервала);
4) проверка разобщения трубного и затрубного пространства (опрессовать по затрубному пространству на давление, не превышающее давление опрессовки эксплуатационной колонны).
5) продолжение закачки оставшегося объема ЭСС с целью продавки в обрабатываемый интервал, с постоянным контролем давления в затрубном пространстве.
6) Продавка ЭСС расчетным объемом кислотного состава или композицией ПАВ;
7) Продавка, находящихся в колонне НКТ технологических жидкостей (ЭСС + кислотная композиция или композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия или хлористого кальция в объеме НКТ + подпакерная зона;
8) Закрыть задвижку на НКТ и оставить скважину для реакции кислоты или композиции ПАВ с горной породой. При применении кислотного состава время выдержки зависит от концентрации соляной и/или плавиковой кислот в композиции, а в некоторых случаях не предусматривается. Точное время выдержки определяется по результатам лабораторных тестов по растворению керна горной породы кислотной композицией или изменения смачиваемости горных пород композицией ПАВ.
Заключительные мероприятия:
1) Свабирование скважины в необходимом объеме или другой доступный метод удаления продуктов реакции из ПЗП и освоения скважины.
2) Подъем колонны НКТ, спуск насосного оборудования и запуск скважины в работу.
При проведении работ необходимо руководствоваться требованиями техники безопасности и охраны окружающей среды в соответствии с правилами промышленной безопасности.
Примеры осуществления способа
Пример 1.
Обработка ПЗП, представленного терригенными горными породами с трещинами ГРП проницаемостью менее 1200 Д и пластовой температурой 73°С.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
- спуск колонны НКТ с воронкой до искусственного забоя;
- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 3.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 12, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1160 кг/м3 - 84.5. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, дизельное топливо - 56.3. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30 в изопропаноле - 67 и метиловом спирте - 3.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 1.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 60.5, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.3, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 1.9 и техническую воду - 21.6.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1155 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 13 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 1. Здесь и далее для примера 1 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 3.7 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 13.5, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.7, водный раствор хлористого калия плотностью 1160 кг/м3 - 82.8. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.8, дизельное топливо - 55.7. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30 в изопропаноле - 67 и метиловом спирте - 3.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 1.8 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 60.8, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.7, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 21.5.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1153 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 4 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 11, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.8, водный раствор хлористого калия плотностью 1175 кг/м3 - 85.2. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.85, дизельное топливо - 56.15. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30.6 в изопропаноле - 68.5 и метиловом спирте - 0.9.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС композицией ПАВ в объеме 2.5 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол - 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1166 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 57-64%.
Пример 2.
Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами с трещинами ГРП проницаемостью более 1200 Д и пластовой температурой 64°С.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
- спуск колонны НКТ с воронкой до искусственного забоя;
- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 4 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные микрочастицы ильменита с размером частиц от 0.2 до 5 мкм - 2, водный раствор хлористого калия плотностью 1190 кг/м3 - 83. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, дизельное топливо - 56.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 2 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 60.5, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.3, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 1.9 и техническую воду - 21.6.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1180 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 2. Здесь и далее для примера 2 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 4.3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 8, эмульгатор - 3.5, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные микрочастицы ильменита с размером частиц от 0.2 до 5 мкм - 3, водный раствор хлористого калия плотностью 1195 кг/м3 - 85.5. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.8, дизельное топливо - 54.2. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31.2, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.6, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 2.4 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 60.8, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.7, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 21.5.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1185 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 10 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 4.8 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 7, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные микрочастицы ильменита с размером частиц от 0.2 до 5 мкм - 5, водный раствор хлористого калия плотностью 1196 кг/м3 - 84. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.9, дизельное топливо -56.1. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.8, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС композицией ПАВ в объеме в объеме 2.3 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол - 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1188 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 78-88%.
Пример 3.
Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами с трещинами ГРП проницаемостью менее 1200 Д и пластовой температурой 60°С.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
- спуск колонны НКТ с пером до искусственного забоя;
- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 3.3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 24 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо - 13, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого кальция плотностью 1165 кг/м3 - 83. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, дизельное топливо - 56.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.7, воду - 0.3.
- Произвели посадку пакера (22 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 1.7 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 1.5 и техническую воду - 22.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1155 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 3. Здесь и далее для примера 3 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 3.4 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо - 14, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого кальция плотностью 1165 кг/м3 - 82. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.8, дизельное топливо - 55.7. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31.8, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 1.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 64.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.8, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 19.2.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1155 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 11 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо - 15, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 - 81. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 44.5, окись амина - 0.7, дизельное топливо - 54.8. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС композицией ПАВ в объеме 2 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40, алкилиминодипропионаты натрия - 2.5, полигликоли - 15, метанол - 42.5.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1152 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 40-47%.
Пример 4.
Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами с трещинами ГРП проницаемостью более 1200 Д и пластовой температурой 64°С.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
- спуск колонны НКТ с пером до искусственного забоя;
- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 5.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 12, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные микрочастицы тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 5, водный раствор хлористого кальция плотностью 1190 кг/м3 - 79. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 1, дизельное топливо - 54. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 2.2 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 20.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1180 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 4. Здесь и далее для примера 4 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 9, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные микрочастицы тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 4, водный раствор хлористого кальция плотностью 1190 кг/м3 - 88. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.9, дизельное топливо - 56.1. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.6, воду - 0.4.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 2.4 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.5, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 20.8%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1180 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 8 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев. Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 5.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 24 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 7, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные микрочастицы тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 2, водный раствор хлористого кальция плотностью 1190 кг/м3 - 87. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 44, окись амина - 0.8, дизельное топливо - 55.2. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31.2, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.6, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС композицией ПАВ в объеме 2.4 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 41, алкилиминодипропионаты натрия - 3, полигликоли - 16, метанол - 40.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1182 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 68-76%.
Пример 5.
Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами с трещинами ГРП проницаемостью менее 1200 Д и пластовой температурой 93°С.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
- спуск колонны НКТ с воронкой до искусственного забоя;
- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 3.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1180 кг/м3 - 81.5. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 2, дизельное топливо - 54.3. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30 в изопропаноле - 67 и метиловом спирте - 3.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 1.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 60.5, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.3, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 1.9 и техническую воду - 21.6.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1167 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 10 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 5. Здесь и далее для примера 5 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 3.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 13.5, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1170 кг/м3 - 83.
Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.8, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 4.5, дизельное топливо - 51.2. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67.3, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 1.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 60.8, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.7, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 21.5.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1170 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 3.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 14, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1175 кг/м3 - 82.5. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.85, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 4, дизельное топливо - 52.15. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30.6 в изопропаноле - 68.5 и метиловом спирте - 0.9.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС композицией ПАВ в объеме 2 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1165 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 70-80%.
Пример 6.
Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами с трещинами ГРП проницаемостью менее 1200 Д и пластовой температурой 115°С.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
- спуск колонны НКТ с воронкой до искусственного забоя;
- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо - 15, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м3 - 81.5. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.9, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 2, дизельное топливо - 54.1. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 29 в этиленгликоле - 71.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 1.8 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту - 61, плавиковую кислоту - 3.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 19.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1185 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 10 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 6. Здесь и далее для примера 6 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 3.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо - 14, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м3 - 82.5. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 44, окись амина - 0.95, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 3.5, дизельное топливо - 48.45. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30 в этиленгликоле - 70.
- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 1.8 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 60.7, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 19.8.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1185 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 9 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев. Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо - 10, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1190 кг/м3 - 86. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.75, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 5, дизельное топливо - 49.25. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30.6 в изопропаноле - 68.5 и метиловом спирте - 0.9.
- Произвели посадку пакера (24 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС композицией ПАВ в объеме в объеме 2 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1190 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 75-90%.
Пример 7.
Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами с трещинами ГРП проницаемостью более 1200 Д и пластовой температурой 98°С.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
- спуск колонны НКТ с воронкой до искусственного забоя;
- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 4.6 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 12, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные микрочастицы ильменита с размером частиц от 0.2 до 5 мкм - 2, водный раствор хлористого калия плотностью 1170 кг/м3 - 81. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 2, дизельное топливо - 54.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 2.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 60.5, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.3, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 1.9 и техническую воду - 21.6.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1160 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 8 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 7. Здесь и далее для примера 7 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 4.8 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 8, эмульгатор - 3.5, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные микрочастицы ильменита с размером частиц от 0.2 до 5 мкм - 3, водный раствор хлористого калия плотностью 1170 кг/м3 - 85.5. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.8, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 5, дизельное топливо - 49.2. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31.2, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.6, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 2 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 60.8, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.7, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 21.5.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 9 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев. Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% 06.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 7, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные микрочастицы ильменита с размером частиц от 0.2 до 5 мкм - 5, водный раствор хлористого калия плотностью 1170 кг/м3 - 84. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.9, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 5, дизельное топливо - 51.1. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.8, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС композицией ПАВ в объеме 2.3 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол - 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1165 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 44-59%.
Пример 8.
Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами с трещинами ГРП проницаемостью более 1200 Д и пластовой температурой 93°С.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
- спуск колонны НКТ с пером до искусственного забоя;
- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 4.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 24 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо - 12, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 3, водный раствор хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 - 81. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 2, дизельное топливо - 54.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.7, воду - 0.3.
- Произвели посадку пакера (22 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 2 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 1.5 и техническую воду - 22.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1155 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 10 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 8. Здесь и далее для примера 8 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо - 9, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 2, водный раствор хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 - 85. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.8, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 3, дизельное топливо - 52.7. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31.8, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 2.2 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 64.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.8, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 19.2.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1155 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 9 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев. Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 4.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо - 7, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1, водный раствор хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 - 88. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 44.5, окись амина - 0.7, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 4.5, дизельное топливо - 50.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС композицией ПАВ в объеме 2.5 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40, алкилиминодипропионаты натрия - 2.5, полигликоли - 15, метанол - 42.5.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1155 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 2 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 74-89%.
Пример 9.
Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами с трещинами ГРП проницаемостью более 1200 Д и пластовой температурой 125°С.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
- спуск колонны НКТ с пером до искусственного забоя;
- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 5.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 12, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные микрочастицы тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 5, водный раствор хлористого кальция плотностью 1195 кг/м3 - 79. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 1, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 5, дизельное топливо - 49. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 2.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 20.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1185 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 9. Здесь и далее для примера 9 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 9.5, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные микрочастицы тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 4, водный раствор хлористого кальция плотностью 1190 кг/м3 - 87.5. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.9, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 3, дизельное топливо - 53.1. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.6, воду - 0.4.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 2.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.5, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 20.8%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1180 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 8 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев. Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 5.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 24 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 7, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные микрочастицы тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 2, водный раствор хлористого кальция плотностью 1190 кг/м3 - 87. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 44, окись амина - 0.8, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 4, дизельное топливо - 51.2. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния -31.2, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.6, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС композицией ПАВ в объеме 2.3 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 41, алкилиминодипропионаты натрия - 3, полигликоли - 16, метанол - 40.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1180 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 98-112%.
Пример 10.
Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами с трещинами ГРП проницаемостью более 1200 Д и пластовой температурой 125°С.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
- спуск колонны НКТ с пером до искусственного забоя;
- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 5.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 12, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1, водный раствор хлористого кальция плотностью 1192 кг/м3 - 83.5. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 1, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 5, дизельное топливо - 49. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 2.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 20.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1180 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 13 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 10. Здесь и далее для примера 10 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 4.8 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 9.5, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 2, водный раствор хлористого кальция плотностью 1187 кг/м3 - 84.5. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.9, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 3, дизельное топливо - 53.1. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния -31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.6, воду - 0.4.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 2.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.5, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 20.8.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1175 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 9 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев. Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 5.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 24 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 7, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 3, водный раствор хлористого кальция плотностью 1186 кг/м3 - 86. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 44, окись амина - 0.8, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 4, дизельное топливо - 51.2. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния -31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.8, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС композицией ПАВ в объеме 2.5 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 41, алкилиминодипропионаты натрия - 3, полигликоли - 16, метанол - 40.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
4) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1175 кг/м3 до башмака НКТ.
5) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 0.5 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 85-94%.
Пример 11.
Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами с трещинами ГРП проницаемостью более 1200 Д и пластовой температурой 92°С.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
- спуск колонны НКТ с воронкой до искусственного забоя;
- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 4.4 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1180 кг/м3 - 85.5. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 2, дизельное топливо - 54.3. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30 в изопропаноле - 67 и метиловом спирте - 3.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 2.2 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 60.5, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.3, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 1.9 и техническую воду - 21.6.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1166 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 8 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 11. Здесь и далее для примера И будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 4.8 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 8, эмульгатор - 3.5, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 2.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1175 кг/м3 - 85. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.8, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 5, дизельное топливо - 49.2. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31, изопропанол - 68.9, метиловый спирт - 0.1.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 2.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 60.8, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.7, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 21.5.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1165 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 9 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев. Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 7, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 3, водный раствор хлористого калия плотностью 1175 кг/м3 - 86. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.9, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 5, дизельное топливо - 51.1. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.5, воду - 0.5.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС композицией ПАВ в объеме 2.5 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол - 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1165 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 85-95%.
Пример 12.
Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами с трещинами ГРП проницаемостью более 1200 Д и пластовой температурой 64°С.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
- спуск колонны НКТ с воронкой до искусственного забоя;
- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 4.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1190 кг/м3 - 83. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, дизельное топливо - 56.3. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31 в этиленгликоле - 69.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 2 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 60.5, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.3, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 1.9 и техническую воду - 21.6.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1180 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 12. Здесь и далее для примера 12 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 4.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 8, эмульгатор - 3.5, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.7, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 2.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1195 кг/м3 - 85.5. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.8, дизельное топливо - 54.2. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 29.5 в этиленгликоле - 70.5.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 2.4 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 60.8, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.7, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 21.5.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1185 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 10 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 4 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 7, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 3, водный раствор хлористого калия плотностью 1196 кг/м3 - 86. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.9, дизельное топливо - 56.1. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 29 в этиленгликоле - 71.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС композицией ПАВ в объеме в объеме 2.6 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол - 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1188 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 56-68%.
Пример 13.
Обработка ПЗП, представленного терригенными горными породами с трещинами ГРП проницаемостью менее 1200 Д и пластовой температурой 72°С.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
- спуск колонны НКТ с воронкой до искусственного забоя;
- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 3 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 1 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 21 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 12, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25, водный раствор хлористого калия плотностью 1157 кг/м3 - 84.75. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, дизельное топливо - 56.3. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30 в изопропаноле - 67 и метиловом спирте - 3.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 1.2 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 60.5, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.3, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 1.9 и техническую воду - 21.6.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1150 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 11 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 13. Здесь и далее для примера 13 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 1.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 13.5, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.3, водный раствор хлористого калия плотностью 1160 кг/м3 - 83.2. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.8, дизельное топливо - 55.7. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30 в изопропаноле - 67 и метиловом спирте - 3.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 1.4 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 60.8, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.7, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 21.5.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1150 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 1.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 24 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 11, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25, водный раствор хлористого калия плотностью 1175 кг/м3 - 85.75. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.85, дизельное топливо - 56.15. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30.6 в изопропаноле - 68.5 и метиловом спирте - 0.9.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС композицией ПАВ в объеме 2 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол - 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1166 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 40-50%.
Пример 14.
Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами с трещинами ГРП проницаемостью более 1200 Д и пластовой температурой 96°С.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
- спуск колонны НКТ с воронкой до искусственного забоя;
- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 1.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 12, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.4, гидрофильные микрочастицы ильменита с размером частиц от 0.2 до 5 мкм - 2, водный раствор хлористого калия плотностью 1170 кг/м3 - 81.6. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 2, дизельное топливо - 54.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 1.8 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 60.5, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.3, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 1.9 и техническую воду - 21.6.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1160 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 9 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 14. Здесь и далее для примера 14 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 1.8 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 8, эмульгатор - 3.5, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.3, гидрофильные микрочастицы ильменита с размером частиц от 0.2 до 5 мкм - 3, водный раствор хлористого калия плотностью 1170 кг/м3 - 86.2. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.8, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 5, дизельное топливо - 49.2. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31.2, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.6, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 2 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 60.8, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.7, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 21.5.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 10 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 1.4 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 7, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25, гидрофильные микрочастицы ильменита с размером частиц от 0.2 до 5 мкм - 5, водный раствор хлористого калия плотностью 1170 кг/м3 - 84.75. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.9, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 5, дизельное топливо - 51.1. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.8, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС композицией ПАВ в объеме 2 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол - 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1165 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 63-71%.
Пример 15.
Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами с трещинами ГРП проницаемостью менее 1200 Д и пластовой температурой 60°С.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
- спуск колонны НКТ с пером до искусственного забоя;
- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 1.1 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 24 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо - 13, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.4, водный раствор хлористого кальция плотностью 1165 кг/м3 - 83.6. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, дизельное топливо - 56.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.7, воду - 0.3.
- Произвели посадку пакера (22 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 1.7 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 1.5 и техническую воду - 22.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1155 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 15. Здесь и далее для примера 15 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 3.4 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо - 14, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого кальция плотностью 1165 кг/м3 - 82. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.8, дизельное топливо - 55.7. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31.8, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 1.2 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 64.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.8, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 19.2.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1155 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 11 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 1 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо - 15, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25, водный раствор хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 - 81.75. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 44.5, окись амина - 0.7, дизельное топливо - 54.8. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС композицией ПАВ в объеме 2 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40, алкилиминодипропионаты натрия - 2.5, полигликоли - 15, метанол - 42.5.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1152 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 90-98%.
Пример 16.
Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами с трещинами ГРП проницаемостью более 1200 Д и пластовой температурой 92°С.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
- спуск колонны НКТ с пером до искусственного забоя;
- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 24 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо - 12, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.3, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 3, водный раствор хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 - 81.7. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 2, дизельное топливо - 54.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.7, воду - 0.3.
- Произвели посадку пакера (22 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 2 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 1.5 и техническую воду - 22.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1155 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 10 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 16. Здесь и далее для примера 16 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 2.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо - 9, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 2, водный раствор хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 - 85.75. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.8, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 3, дизельное топливо - 52.7. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31.8, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 2.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 64.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.8, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 19.2.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1155 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 10 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо - 7, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 0.3, водный раствор хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 - 88.7. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 44.5, окись амина - 0.7, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 4.5, дизельное топливо - 50.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС композицией ПАВ в объеме 2.5 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкил фениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40, алкилиминодипропионаты натрия - 2.5, полигликоли - 15, метанол - 42.5.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1155 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 2 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 70-80%.
Пример 17.
Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами с трещинами ГРП проницаемостью менее 1200 Д и пластовой температурой 113°С.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
- спуск колонны НКТ с воронкой до искусственного забоя;
- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 2.6 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо - 15, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.4, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м3 - 81.6. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.9, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 2, дизельное топливо - 54.1. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 29 в этиленгликоле - 71.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 1.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту - 61, плавиковую кислоту - 3.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 19.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1185 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 8 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 17. Здесь и далее для примера 17 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо - 14, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м3 - 82.75. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 44, окись амина - 0.95, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 3.5, дизельное топливо - 48.45. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30 в этиленгликоле - 70.
- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС кислотной композицией в объеме 1.8 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-процентную соляную кислоту 60.7, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 19.8.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1185 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСС в объеме 2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСС до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСС). ЭСС содержит (% об.): дизельное топливо - 10, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.3, водный раствор хлористого калия плотностью 1190 кг/м3 - 86.7. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.75, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 5, дизельное топливо - 49.25. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31 в этиленгликоле - 69.
- Произвели посадку пакера (24 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объема ЭСС с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСС композицией ПАВ в объеме в объеме 2 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСС в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСС + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1190 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 80-90%.
Таким образом, изобретение позволяет ограничить водопритоки из высокопроницаемых трещин ГРП, получить дополнительную добычу нефти, увеличить темп разработки залежи углеводородов и текущий коэффициент извлечения нефти.
Claims (52)
- Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта, характеризующийся тем, что осуществляют три и более этапов обработки призабойной зоны пласта с расчетной периодичностью реализации этапов, причем реализацию второго и каждого последующего этапа осуществляют при снижении коэффициента продуктивности и/или суточного дебита нефти скважины на 25% и более за последние 6 месяцев эксплуатации скважины,
- при этом на первом и втором этапах призабойную зону пласта обрабатывают последовательно высокостабильной эмульсионно-суспензионной системой, кислотной композицией и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция с концентрацией 10-100 кг/м3 и с плотностью раствора 1030-1350 кг/м3,
- на третьем и последующих этапах призабойную зону пласта обрабатывают последовательно высокостабильной эмульсионно-суспензионной системой, композицией поверхностно-активных веществ и спиртов и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция с концентрацией 10-100 кг/м3 и с плотностью раствора 1030-1350 кг/м3,
- при этом предварительно определяют проницаемость горных пород призабойной зоны пласта, и
- в случае проницаемости горных пород призабойной зоны пласта менее 1300 Д высокостабильная эмульсионно-суспензионная система содержит (% об.):
- - дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-15,
- - эмульгатор - 3,
- - коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25-1, или коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц 5 до 100 нм - 0.25-1, или гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-3,
- - водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное,
- в случае проницаемости горных пород призабойной зоны пласта более 1300 Д высокостабильная эмульсионно-суспензионная система содержит (% об.):
- - дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 7-12,
- - эмульгатор - 3,
- - коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25-1, или коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц 5 до 100 нм - 0.25-1,
- - гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-3, или гидрофильные микрочастицы ильменита или тетраоксида тримарганца с размером частиц от 0,2 до 5 мкм - 2-5,
- - водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное,
- причем коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.):
- - двуокись кремния - 31-32.5,
- - монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-68.8,
- - воду - остальное,
- коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.):
- - двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-68.9 и метиловом спирте - остальное,
- или (% об.):
- - двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное,
- в качестве эмульгатора при обработке призабойной зоны пласта с пластовой температурой менее 90°С используют композицию, содержащую (% об.):
- - аминоамиды кислот жирного ряда - 43-45,
- - окись амина - 0.7-1,
- - дизельное топливо - остальное,
- в качестве эмульгатора при обработке призабойной зоны пласта с пластовой температурой более 90°С используют композицию, содержащую (% об.):
- - аминоамиды кислот жирного ряда - 43-45,
- - окись амина - 0.7-1,
- - известь или бентонит в качестве сшивающего высокотемпературного наполнителя -2-5,
- - дизельное топливо - остальное,
- в качестве кислотной композиции для карбонатных горных пород применяют состав, содержащий (% об.):
- - 30-процентную соляную кислоту - 63.5-65,
- - уксусную кислоту - 3.5,
- - диэтиленгликоль - 8-9,
- - гидрофобизатор на основе амидов - 1.5-2,
- - ингибитор коррозии - 1.5-2,
- - техническую воду - остальное,
- в качестве кислотной композиции для терригенных горных пород применяют состав, содержащий (% об.):
- - 30-процентную соляную кислоту - 60.5-61,
- - плавиковую кислоту - 3-4,
- - уксусную кислоту - 3.3-3.5,
- - диэтиленгликоль - 8-9,
- - гидрофобизатор на основе амидов - 1.5-2,
- - ингибитор коррозии - 1.8-2,
- - техническую воду - остальное,
- композиция поверхностно-активных веществ и спиртов содержит (% об.):
- - моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40-41,
- - алкилиминодипропионаты натрия - 2.5-3,
- - полигликоли - 15-16,
- - метанол - остальное.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018122129A RU2702175C1 (ru) | 2018-06-18 | 2018-06-18 | Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018122129A RU2702175C1 (ru) | 2018-06-18 | 2018-06-18 | Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2702175C1 true RU2702175C1 (ru) | 2019-10-04 |
Family
ID=68170887
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018122129A RU2702175C1 (ru) | 2018-06-18 | 2018-06-18 | Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2702175C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2750792C1 (ru) * | 2020-10-21 | 2021-07-02 | Николай Маратович Шамсутдинов | Способ проведения гидравлического разрыва пласта в наклонно-направленной нефтедобывающей скважине, эксплуатирующей один продуктивный пласт |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2269648C1 (ru) * | 2004-06-29 | 2006-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
US20090211758A1 (en) * | 2005-12-22 | 2009-08-27 | Bragg James R | Method of Oil Recovery Using a Foamy Oil-External Emulsion |
US20160017204A1 (en) * | 2014-07-18 | 2016-01-21 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions comprising particles for use in oil and/or gas wells |
RU2579044C1 (ru) * | 2015-02-18 | 2016-03-27 | Сергей Владимирович Махов | Способ обработки нефтесодержащего пласта |
CA2765192C (en) * | 2009-06-17 | 2017-03-14 | M-I L.L.C. | Application of degradable fibers in invert emulsion fluids for kill pills |
RU2631460C1 (ru) * | 2016-09-02 | 2017-09-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
-
2018
- 2018-06-18 RU RU2018122129A patent/RU2702175C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2269648C1 (ru) * | 2004-06-29 | 2006-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
US20090211758A1 (en) * | 2005-12-22 | 2009-08-27 | Bragg James R | Method of Oil Recovery Using a Foamy Oil-External Emulsion |
CA2765192C (en) * | 2009-06-17 | 2017-03-14 | M-I L.L.C. | Application of degradable fibers in invert emulsion fluids for kill pills |
US20160017204A1 (en) * | 2014-07-18 | 2016-01-21 | Cesi Chemical, Inc. | Methods and compositions comprising particles for use in oil and/or gas wells |
RU2579044C1 (ru) * | 2015-02-18 | 2016-03-27 | Сергей Владимирович Махов | Способ обработки нефтесодержащего пласта |
RU2631460C1 (ru) * | 2016-09-02 | 2017-09-22 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2750792C1 (ru) * | 2020-10-21 | 2021-07-02 | Николай Маратович Шамсутдинов | Способ проведения гидравлического разрыва пласта в наклонно-направленной нефтедобывающей скважине, эксплуатирующей один продуктивный пласт |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Liu et al. | Applied technologies and prospects of conformance control treatments in China | |
RU2700851C1 (ru) | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта | |
EP3508684B1 (en) | Method for treating the near-wellbore region of a formation | |
CN103937475B (zh) | 二氧化碳酸化解堵剂及酸化后残液不返排工艺 | |
AU2013403405B2 (en) | Volatile surfactant treatment for subterranean formations | |
RU2659046C1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин | |
Korolev et al. | Regulation of filtration characteristics of highly watered terrigenous formations using complex chemical compositions based on surfactants | |
RU2670307C1 (ru) | Способ предупреждения проявлений при строительстве нефтяных и газовых скважин | |
RU2583104C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
AU2013403405A1 (en) | Volatile surfactant treatment for subterranean formations | |
RU2662720C1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта (варианты) | |
RU2478164C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
Wang et al. | Study on the mechanism of nanoemulsion removal of water locking damage and compatibility of working fluids in tight sandstone reservoirs | |
CN111433432B (zh) | 在油气井的建井期间消除流体漏失的方法 | |
US20090118143A1 (en) | Methods for Manipulation of the Flow of Fluids in Subterranean Formations | |
WO2016090089A1 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
RU2702175C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта | |
Hendrickson et al. | Engineered Guide for Planning Acidizing Treatments Based on Specific Reservoir Characteristics | |
US11661829B1 (en) | Sequential injection of solvent, hot water, and polymer for improving heavy oil recovery | |
JP7404549B2 (ja) | 坑井の坑底に侵入する層状水を防ぐ方法 | |
Olkhovskaya et al. | Estimation of field production profiles in case of asphaltene deposition | |
Bybee | Leakoff control and fracturing-fluid cleanup in appalachian gas reservoirs |