WO2018044200A1 - Способ обработки призабойной зоны пласта - Google Patents

Способ обработки призабойной зоны пласта Download PDF

Info

Publication number
WO2018044200A1
WO2018044200A1 PCT/RU2017/000086 RU2017000086W WO2018044200A1 WO 2018044200 A1 WO2018044200 A1 WO 2018044200A1 RU 2017000086 W RU2017000086 W RU 2017000086W WO 2018044200 A1 WO2018044200 A1 WO 2018044200A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
solution
silicon dioxide
formation
emulsifier
colloidal silicon
Prior art date
Application number
PCT/RU2017/000086
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Виталий Вячеславович СЕРГЕЕВ
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ"
Priority to US16/329,856 priority Critical patent/US11162023B2/en
Priority to EP17847082.9A priority patent/EP3508684B1/en
Priority to CN201780054047.8A priority patent/CN109996930B/zh
Priority to EA201890853A priority patent/EA034198B1/ru
Publication of WO2018044200A1 publication Critical patent/WO2018044200A1/ru

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/56—Compositions for consolidating loose sand or the like around wells without excessively decreasing the permeability thereof
    • C09K8/57—Compositions based on water or polar solvents
    • 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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/92—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/502—Oil-based compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/82—Oil-based compositions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/845—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/14—Double emulsions, i.e. oil-in-water-in-oil emulsions or water-in-oil-in-water emulsions
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
    • C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
    • C09K8/76—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes for preventing or reducing fluid loss
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/927—Well cleaning fluid
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
    • Y10S507/935—Enhanced oil recovery

Definitions

  • the invention relates to the oil industry, and in particular to a technology for intensifying oil production in order to increase the final oil recovery coefficient.
  • One of the ways to increase the efficiency of application of oil production intensification methods is the use of integrated processing technologies for the bottom-hole formation zone (BHP).
  • BHP bottom-hole formation zone
  • One of the technologies of this type is presented by the author of this work in the patent of the Russian Federation for invention N ° 2583104 (patentee Sergeyev V.V., IPC E21 B 43/27, E21 B 33/138, published 05/10/2016), adopted as a prototype.
  • the technology consists in combining two types of PPP treatments. Combination leads to a synergistic effect.
  • the impact is carried out in stages: the first stage is the processing of high-permeability PZP intervals with an invert-emulsion solution (IER), the second stage is the exposure of the acid composition to the low-permeability PZP intervals.
  • the ESI contains, vol. %: emulsifier - 2, the hydrocarbon phase (diesel fuel) - 20, the aqueous phase - the rest.
  • One of the main features of the technology is the selectivity of exposure.
  • the use of IER to limit water inflow from highly permeable sections of the reservoir provides the blocking of exclusively water-saturated intervals of the bottomhole formation zone.
  • the ability of the IER to reduce viscosity when interacting with the hydrocarbon phase prevents the clogging of low-permeability sections of the bottomhole formation zone. Blocking of water-absorbing absorption intervals of the ESI provides an effective selective effect of the acid composition on the low-permeability zones of the PZP.
  • FIG. 1 is a table showing the average values of the main performance indicators of the wells of the Pashninskoye field after processing by the well-known integrated technology for a period of 4 months. from the day of processing. On average, after 4 months. water cut of wells again increased to the previous level.
  • the disadvantage of this method is the insufficiently high stability of the IER in reservoir conditions.
  • the prior art composition for processing underground oil reservoirs containing colloidal silicon dioxide nanoparticles with a diameter of 4 to 300 nm (patent WO 2007135617 A1, patent holders SCHLUMBERGER CA LTD, SCHLUMBERGER SERVICES PETROL, SCHLUMBERGER HOLDINGS, SCHLUMBERGER TECHNOLOGY BV, PRAD ODEH NADIR MM, CHAABOUNI HASSAN, CHAN KENG SENG, ENKABABIAN PHILIPPE, IPC C09K 8/504, C09K 8/506, C09K 8/516, publication date 11/29/2007).
  • the known composition forms a gel with a time delay.
  • In the oil reservoir there is a hydroxyl donor necessary for gelation, which releases hydroxyl groups at elevated temperatures and thereby contributes to the formation of a gel-forming preparation. As a result, the composition blocks the aquifers of the formation.
  • a disadvantage of the known composition is the need to use detonating hydroxyl donors, which are pre-pumped into the bottomhole formation zone (PZP). In the case of processing the absorbing PZP intervals, processing using this technology will not be effective, because low-viscosity solution of detonating hydroxyl donors will go into the absorbing intervals.
  • Another disadvantage is the need to create a high temperature to cause a reaction and the formation of a gelling composition.
  • the prior art method for producing hydrocarbons from an underground formation including treating the bottomhole formation zone of injection wells with an invert emulsion solution (patent US 2006040661 A1, patent holders CHOI HYUNG-AM, ECKERT MICHAEL, LUFT ACHIM, IPC H04L 12/28, H04L 29/06 , H04W 48/16, H04W 88/06, H04W 84/04, H04W 84/12, publication date 29.1 1.2007) in order to displace oil to production wells.
  • the invert emulsion solution contains a hydrocarbon phase, an aqueous phase and solid particles, which can be used as nanoparticles of colloidal silicon dioxide with a particle diameter of 10-20 nanometers.
  • the known invention achieves an increase in the stability of the emulsion and the efficiency of the displacement of hydrocarbons.
  • a disadvantage of the known composition is the need to saturate the hydrocarbon phase of the emulsion with gas. This complicates the process of preparing the working solution and requires the use of special equipment.
  • the known method is not intended for processing the bottomhole formation zone of production wells, but only for injection ones.
  • the technical result of the claimed invention is to increase the stability of the emulsion solution (ER) for a complex technology of intensification of oil production, obtaining additional oil production, increasing efficiency in wells with high flow rate due to the selective blocking of the water-bearing intervals of the reservoir with a highly stable waterproofing composition.
  • the essence of the invention lies in the fact that the bottom-hole zone of the formation is treated sequentially with an emulsion solution, limiting water inflows by artificially reducing the permeability of the highly permeable washed zones of the productive layer, the rim of the oil, which is a buffer and prevents the interaction of the emulsion solution with the acid composition when injected into the well and pushed into the bottom-hole zone formation, and acid composition, while pre-determine the wettability of rocks bottom-hole zones of the productive formation, and in the case of hydrophilic TM rocks of the productive interval, a direct emulsion solution of the following composition is used,% of the masses: hydrocarbon phase 20-25, emulsifier 3-5, a solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles 0.5-3, the aqueous phase - the rest, and in the case of hydrophobicity of the rocks of the productive interval, an inverse emulsion solution of the following composition is used,% of the mass: hydrocarbon phase 40-45, emuls
  • a solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles may contain,% of the mass: colloidal silicon dioxide in acrylic acid - 40, propylene glycol monomethyl ether - 59.5, water - the rest.
  • colloidal silicon dioxide in acrylic acid - 40, propylene glycol monomethyl ether - 59.5, water - the rest.
  • emulsifier you can use an emulsifier brand Sinol-EM or Sinol EMR.
  • hydrocarbon phase you can use diesel fuel or prepared oil from the oil collection point.
  • a solution of calcium chloride or sodium chloride can be used as the aqueous phase. The invention is illustrated by the following graphic materials.
  • FIG. 1 shows a table that reflects the average values of the main performance indicators of the wells of the Pashninskoye field after processing with integrated technology according to the prototype, for a period of 4 months. from the day of processing.
  • FIG. Figure 2 shows the dependence of the viscosities of the basic ERs of the forward and reverse types on the content of the mineralized solution at a spindle speed of 30 rpm.
  • FIG. Figure 3 shows the dependence of the viscosities of the compositions of the direct type ER + Si0 2 nanoparticles on the content of the mineralized solution at a spindle rotation speed of 30 rpm.
  • FIG. Figure 4 shows the dependence of the viscosities of the compositions of the inverse ER type + Si0 2 nanoparticles on the content of the mineralized solution at a spindle rotation speed of 30 rpm.
  • FIG. Figure 5 shows the dependence of the viscosities of direct and inverse type ERs on the content of nanoparticles when mixed with 30% of the mass of the formation water model (spindle rotation speed of 30 rpm.).
  • FIG. Figure 6 shows the results of an experiment on measuring the dynamic viscosity of direct-type ERs of + 3% Si0 2 nanoparticles before and after mixing with the hydrocarbon phase.
  • FIG. 7 shows the results of an experiment to measure the dynamic viscosity of an inverse ER of + 3% Si0 2 nanoparticles before and after mixing with the hydrocarbon phase.
  • CaCI 2 calcium chloride solution was added to the base samples in volumes: 5; 10; fifteen; twenty; 25; 30% of the mass at 20 ° C (Fig. 2).
  • composition of a new direct-type ER with the content of colloidal silicon dioxide nanoparticles is used, wt%: hydrocarbon phase - diesel fuel 20-25, emulsifier 3-5, colloidal silicon dioxide nanoparticle solution 0.5-3, aqueous phase (solution of CaCl 2 or NaCI) the rest.
  • the composition of a new reverse-type ER is used with the content of colloidal silicon dioxide nanoparticles, mass%: hydrocarbon phase - diesel fuel 40-45, emulsifier 3-5, colloidal silicon dioxide nanoparticle solution 1-3, water phase ( CaCI 2 or NaCI solution) the rest.
  • graphs of the dynamics of the viscosity of the ER of the opposite type with the addition of Si0 2 nanoparticles when mixed with formation water model (solution of calcium chloride CaCl 2 ) were constructed (Fig. 4).
  • each of the samples mixed with oil was filtered through a sieve (mesh size 500 ⁇ m). High viscous precipitation and individual clots were not observed on the sieve. It can be assumed that such a change in viscosity is due to the transition of cylindrical micelles to spherical micelles as a result of the solubilization of hydrocarbons.
  • the results of the experiments confirm the ability of ER + silicon dioxide nanoparticles Si0 2 to significantly reduce viscosity when interacting with the hydrocarbon phase, which is of great importance when using the solution in technologies for enhancing oil production or increasing oil recovery.
  • the ability of a solution to selectively block aquifers in a formation is its main feature and advantage.
  • the ER of the following composition,% wt. emulsifier for example, brand Sinol-EM or Sinol EMR) 3-5,
  • hydrocarbon phase e.g. diesel fuel 20-25
  • the aqueous phase for example, a solution of CaCl 2 or NaCI
  • colloidal silicon dioxide nanoparticles contains,% of the mass: colloidal silicon dioxide in acrylic acid 40, propylene glycol monomethyl ether 59.5, the rest is water.
  • emulsifier for example, brand Sinol-EM or Sinol EMR
  • hydrocarbon phase e.g. diesel fuel 40-45
  • aqueous phase for example, CaCI 2 or NaCI solution
  • colloidal silicon dioxide nanoparticles contains,% of the mass: colloidal silicon dioxide in acrylic acid 40, propylene glycol monomethyl ether 59.5, the rest is water.
  • the preferred size of the silicon dioxide nanoparticles is 45 nm. When implementing the method, it is recommended to use diesel fuel as the hydrocarbon phase; it is also allowed to use prepared oil from the oil gathering station.
  • the most common method for determining the wettability of rocks consists in optical measurement of the wetting angle by measuring the angle of the meniscus formed on the surface of the rock in a water-hydrocarbon liquid system using modern specialized optical digital technology. If the rock is wetted by water, then the contact angle ⁇ is practically equal to zero, which is an indicator of the hydrophilicity of the rock. If the rock is wetted by oil, then the contact angle ⁇ approaches 180 °, which is an indicator of the hydrophobicity of the rock. On a surface with intermediate wettability, the contact angle depends on the balance of surface tension forces [5].
  • the contact angle ⁇ is practically equal to zero, which is an indicator of the hydrophilicity of the rock (i.e. the rock is wetted by water), on the basis of which the type of ER was determined - a direct type ER is needed.
  • the well was prepared for processing in order to ensure the cleanliness of the bottom and bottom-hole zone of the well. For this, the following technological operations were performed:
  • tubing string hereinafter - tubing
  • the tubing string shoe was installed in the interval 1-2 m below the perforated part of the formation.
  • a direct-type ER contains,% by mass: an emulsifier 3-5, a hydrocarbon phase 20-25, a solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles 0.5-3, the aqueous phase the rest, where a solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles contains,% wt: colloidal silicon dioxide in acrylic acid - 40, propylene glycol monomethyl ether - 59.5, water - the rest.
  • Sinol-EM emulsifier was used as an emulsifier, diesel fuel was used as a hydrocarbon phase, and calcium chloride solution was used as an aqueous phase.
  • ER limits water inflows by artificially reducing the permeability of highly permeable washed zones of the formation, and at the same time has high stability.
  • the increase in viscosity and stability occurs due to the inclusion of silicon dioxide nanoparticles in the network of cylindrical surfactant micelles as a result of the attachment of energetically unfavorable end parts of micelles to the surfactant layer on the surface of nanoparticles (in more detail [2], [3], [4]).
  • the packer was landed (5 - 10 m above the upper perforations).
  • the acid composition is pressed into non-working, poorly permeable sections of the carbonate formation. Highly permeable areas are covered by ER. Selling of the acid composition into the formation was performed with a mineralized solution with a surfactant.
  • the method would be carried out similarly, but with the use of reverse type ER of the following composition,% of the masses: hydrocarbon phase - 40-45, emulsifier - 3-5, solution of colloidal silicon dioxide nanoparticles - 1-3, water phase - the rest.
  • the invention provides increased stability of the ER used for the integrated technology of intensification of oil production, additional oil production, increased efficiency in wells with high production rate due to the selective blocking of aquifers in the reservoir.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
  • Cosmetics (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти и обеспечивает повышение стабильности эмульсионного раствора для комплексной технологии интенсификации добычи нефти. В способе обработки призабойной зоны пласта указанную зону обрабатывают последовательно эмульсионным раствором, буферной оторочкой нефти и кислотной композицией, причем, предварительно определяют смачиваемость горных пород призабойной зоны пласта и в случае гидрофильности горных пород применяют эмульсионный раствор прямого типа следующего состава, % масс: углеводородная фаза - 20-25, эмульгатор - 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 0,5-3, водная фаза - остальное, а в случае гидрофобности указанных пород применяют эмульсионный раствор обратного типа следующего состава, % масс: углеводородная фаза - 40-45, эмульгатор - 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 1-3, водная фаза - остальное.

Description

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти с целью увеличения конечного коэффициента извлечения нефти. Одним из путей повышения эффективности применения методов интенсификации добычи нефти является применение технологий комплексной обработки призабойной зоны пласта (ПЗП). Одна из технологий такого вида представлена автором данной работы в патенте РФ на изобретение N° 2583104 (патентообладатель Сергеев В. В., МПК Е21 В 43/27, Е21 В 33/138, опубликован 10.05.2016), принятым за прототип. Технология заключается в комбинировании двух видов обработок ПЗП. Комбинирование приводит к получению синергетического эффекта. Воздействие производится поэтапно: первый этап - обработка высокопроницаемых интервалов ПЗП инвертно-эмульсионным раствором (ИЭР), второй этап - воздействие кислотным составом на низкопроницаемые интервалы ПЗП. При этом ИЭР содержит, об. %: эмульгатор - 2, углеводородную фазу (дизельное топливо) - 20, водную фазу - остальное.
Одной из основных особенностей технологии является селективность воздействия. Применение ИЭР для ограничения водопритоков из высокопроницаемых участков пласта обеспечивает блокировку исключительно водонасыщенных интервалов ПЗП. Способность ИЭР снижать вязкость при взаимодействии с углеводородной фазой предотвращает кольматацию низкопроницаемых участков ПЗП. Блокировка водоносных поглощающих интервалов ИЭР обеспечивает эффективное селективное воздействие кислотным составом на низкопроницаемые интервалы ПЗП.
По результатам 6 мес. мониторинга работы скважин, обработанных в рамках опытно- промыслового испытания комплексной технологии интенсификации добычи нефти, было определено, что положительный технологический эффект составляет в среднем 4 мес. На фиг. 1 приведена таблица, отражающая средние значения основных показателей работы скважин Пашнинского месторождения после обработки известной комплексной технологией за период 4 мес. со дня обработки. В среднем по прошествии 4 мес. обводненность скважин снова возрастала до прежнего уровня. Недостатком известного способа является недостаточно высокая стабильность ИЭР в пластовых условиях. Из уровня техники известен состав для обработки подземных нефтяных пластов, содержащий коллоидные наночастицы диоксида кремния диаметром от 4 до 300 нм (патент WO 2007135617 А1 , патентообладатели SCHLUMBERGER СА LTD, SCHLUMBERGER SERVICES PETROL, SCHLUMBERGER HOLDINGS, SCHLUMBERGER TECHNOLOGY BV, PRAD RES & DEV NV, ODEH NADIR M M, CHAABOUNI HASSAN, CHAN KENG SENG, ENKABABIAN PHILIPPE, МПК C09K 8/504, C09K 8/506, C09K 8/516, дата публикации 29.11.2007). Известный состав образовывает гель с задержкой во времени. В нефтяном пласте присутствует необходимый для гелеобразования донор гидроксилов, который при повышенных температурах высвобождает гидроксильные группы и тем самым способствует формированию гелеобразующего препарата. В результате состав блокирует водоносные интервалы пласта.
Недостатком известного состава является необходимость использования детонирующих доноров гидроксилов, которые предварительно закачивают в призабойную зону пласта (ПЗП). В случае обработки поглощающих интервалов ПЗП обработка по данной технологии не будет эффективной, т.к. маловязкий раствор детонирующих доноров гидроксилов будет уходить в поглощающие интервалы. Также недостатком является необходимость создания высокой температуры для вызова реакции и формирования гелеобразующего состава.
Из уровня техники известен способ получения углеводородов из подземного пласта, включающий обработку призабойной зоны пласта нагнетательных скважин инвертно- эмульсионным раствором (патент US 2006040661 А1 , патентообладатели CHOI HYUNG- AM, ECKERT MICHAEL, LUFT ACHIM, МПК H04L 12/28, H04L 29/06, H04W 48/16, H04W 88/06, H04W 84/04, H04W 84/12, дата публикации 29.1 1.2007) с целью вытеснения нефти к добывающим скважинам. Инвертно-эмульсионный раствор содержит углеводородную фазу, водную фазу и твердые частицы, в качестве которых могут быть использованы наночастицы коллоидной двуокиси кремния с диаметром частиц 10-20 нанометров. Известным изобретением достигается повышение стабильности эмульсии и эффективности вытеснения углеводородов.
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. Техническим результатом заявленного изобретения является повышение стабильности эмульсионного раствора (ЭР) для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом за счет избирательного блокирования водоносных интервалов пласта высокостабильным водоизолирующим составом.
Сущность изобретения заключается в том, что обрабатывают призабойную зону пласта последовательно эмульсионным раствором, ограничивающим водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон продуктивного пласта, оторочкой нефти, являющейся буферной и обеспечивающей недопущение взаимодействия эмульсионного раствора с кислотной композицией при закачке в скважину и продавке в призабойную зону пласта, и кислотной композицией, при этом предварительно определяют смачиваемость горных пород призабойной зоны продуктивного пласта, и в случае гидрофильное™ горных пород продуктивного интервала, применяют эмульсионный раствор прямого типа следующего состава, % масс: углеводородная фаза - 20-25, эмульгатор - 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 0,5-3, водная фаза - остальное, а в случае гидрофобности горных пород продуктивного интервала, применяют эмульсионный раствор обратного типа следующего состава, % масс: углеводородная фаза - 40-45, эмульгатор - 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 1-3, водная фаза - остальное. Раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния может содержать, % масс: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59,5, вода - остальное. В качестве эмульгатора можно использовать эмульгатор марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ. В качестве углеводородной фазы можно использовать дизельное топливо или подготовленную нефть с нефтесборного пункта. В качестве водной фазы можно использовать раствор хлорида кальция или хлорида натрия. Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.
На фиг. 1 показана таблица, отражающая средние значения основных показателей работы скважин Пашнинского месторождения после обработки комплексной технологией согласно прототипу, за период 4 мес. со дня обработки.
На фиг. 2 показана зависимость вязкостей базовых ЭР прямого и обратного типа от содержания минерализованного раствора при скорости вращения шпинделя 30 об./мин.
На фиг. 3 показана зависимость вязкостей составов прямой тип ЭР + наночастицы Si02 от содержания минерализованного раствора при скорости вращения шпинделя 30 об./мин. На фиг. 4 показана зависимость вязкостей составов обратный тип ЭР + наночастицы Si02 от содержания минерализованного раствора при скорости вращения шпинделя 30 об./мин.
На фиг. 5 показана зависимость вязкостей ЭР прямого и обратного типа от содержания наночастиц при смешении с 30% масс, модели пластовой воды (скорость вращения шпинделя 30 об./мин.).
На фиг. 6 показаны результаты проведения эксперимента по измерению динамической вязкости ЭР прямого типа + 3% наночастиц Si02 до и после смешения с углеводородной фазой.
На фиг. 7 показаны результаты проведения эксперимента по измерению динамической вязкости ЭР обратного типа + 3% наночастиц Si02 до и после смешения с углеводородной фазой.
С целью разработки высокостабильных эмульсионных растворов (ЭР), увеличивающих эффективность добычи нефти, проведены эксперименты по исследованию вязкостных свойств двух типов эмульсионных растворов (прямого и обратного) с добавками наночастиц диоксида кремния Si02 и определению термостабильности разработанных составов.
Лабораторные эксперименты по исследованию динамики вязкостных свойств ЭР прямого и обратного типа проводились на приборе DV-E VISCOMETER «BROOKFIELD».
Перед проведением экспериментов по исследованию динамики вязкостных свойств двух типов ЭР с помощью устройства «САТ R50 D» в течение 15 мин. проводилось смешение компонентов, составляющих образцы базовых ЭР: дизельное топливо, эмульгатор и модель пластовой воды (раствор CaCI2, NaCI плотностью 1 100 кг/м3).
С целью определения динамики вязкости базовых ЭР прямого и обратного типа при смешении с моделью пластовой воды (раствором хлорида кальция CaCI2 плотностью 1100 кг/м3) производились добавки раствора хлорида кальция CaCI2 в базовые образцы в объемах: 5; 10; 15; 20; 25; 30% масс, при 20 °С (фиг. 2).
После измерения вязкостных свойств базовых образцов ЭР были проведены
эксперименты по определению зависимости вязкости ЭР прямого и обратного типа от массового содержания наночастиц Si02, выявления оптимальной концентрации наночастиц Si02 в ЭР при смешении состава с моделью пластовой воды (раствор хлорида кальция СаС12), а также стабильности составов.
В экспериментах были подготовлены 12 опытных образцов ЭР прямого и обратного типов со следующими объемами добавок наночастиц диоксида кремния Si02: 0,5; 1 ; 2; 3; 4; и 5% масс. После этого в каждый из опытных образцов производилась добавка модели пластовой воды (раствор хлорида кальция CaCI2) в объемах: 5; 10; 15; 20; 25; 30% масс, составы тщательно перемешивались магнитной мешалкой «САТ R50 D» в течение 30 мин, и после производилось измерение вязкости полученных составов. Исследования проводились при температуре 20°С. Тип эмульсионного раствора (прямой или обратный) выбирают в зависимости от характера смачиваемости горных пород продуктивных интервалов.
В случае гидрофильности горных пород продуктивного интервала применяют состав нового ЭР прямого типа с содержанием наночастиц коллоидной двуокиси кремния, % масс: углеводородная фаза - дизельное топливо 20-25, эмульгатор 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния 0,5-3, водная фаза (раствор СаС12 или NaCI) остальное.
По результатам проведенных экспериментов построены графики динамики вязкости ЭР прямого типа с добавками наночастиц Si02 при смешении с моделью пластовой воды (раствор хлорида кальция СаС12) (фиг. 3).
В случае гидрофобное™ горных пород продуктивного интервала применяют состав нового ЭР обратного типа с содержанием наночастиц коллоидной двуокиси кремния, % масс: углеводородная фаза - дизельное топливо 40-45, эмульгатор 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния 1-3, водная фаза (раствор CaCI2 или NaCI) остальное. По результатам проведенных экспериментов построены графики динамики вязкости ЭР обратного типа с добавками наночастиц Si02 при смешении с моделью пластовой воды (раствор хлорида кальция СаС12) (фиг. 4).
Выявленные зависимости позволяют сделать вывод, что наличие добавки от 0,5 до 3% масс, коллоидной двуокиси кремния в составах ЭР как прямого, так и обратного типов приводит к увеличению вязкостных свойств ЭР с 4080 до 6800 мПа-с при смешении с 30% масс, модели пластовой воды (фиг. 5).
Статистический анализ результатов экспериментов позволил определить оптимальные концентрации раствора наночастиц коллоидной двуокиси кремния Si02 в составе ЭР прямого и обратного типа, находящиеся в интервале 0,5-3% масс.
Исследование термостабильности составов производилось в водяной бане «LOIP LB- 161». В результате экспериментов на термостабильность составов ЭР+наночастицы Si02 с добавками раствора хлорида кальция CaCI2 - 15% масс, определено, что в интервале добавок наночастиц диоксида кремния Si02 от 0,5 - 3% масс, составы проявили стабильность при выдержке в течение 48 часов при температуре 80 °С.
С целью определения влияния наночастиц диоксида кремния Si02 на способность ЭР снижать вязкость при взаимодействии с углеводородной фазой были проведены эксперименты, которые позволили определить влияние углеводородов на вязкостные свойства системы разработанных ЭР. Углеводороды являются гидрофобными соединениями, не смешивающимися с водой.
Однако способность углеводородов диффундировать в ядра мицелл оказывает влияние на их форму, размер и, как следствие, на реологические свойства растворов [1].
Для экспериментов были выбраны растворы с содержанием 1% масс, наночастиц, в который производились различные по объему добавки модели пластовой воды: 5, 10, 15, 20, 25, 30 % масс, соответственно. Таким образом, были получены 12 образцов растворов с различным массовым содержанием модели пластовой воды. Эксперименты по исследованию влияния углеводородов на реологические свойства составов ЭР + наночастицы диоксида кремния Si02 производили следующим образом.
Поочередно разработанные растворы с различным массовым содержанием модели пластовой воды смешивали с нефтью (вязкость - 22 мПа с, плотность - 866 кг/м3) в колбе в соотношении 50 мл раствора на 20 мл нефти, в течение 20 секунд встряхивали. Полученную массу в течение 1 ч выдерживали в водяной бане при температуре 40°С. После выдержки наблюдалось фазовое разделение системы на верхнюю - углеводородную и нижнюю - водную фазы. После этого производилось измерение вязкости полученных образцов на ротационном вискозиметре при скорости вращения шпинделя 30 об./мин. Результаты экспериментов по взаимодействию нефти с ЭР прямого и обратного типов графически представлены на фиг. 6 и 7.
По результатам анализа определена высокая чувствительность раствора ЭР + наночастицы диоксида кремния Si02 к углеводородам. Смешение с нефтью приводит к значительному снижению вязкости: с максимального значения - 6430 до 90 мПа-с и минимального значения - 2730 до 40 мПа-с.
На последнем этапе экспериментов каждый из образцов, смешанных с нефтью, был профильтрован сквозь сито (размер ячейки 500 мкм). На сите не наблюдалось высоковязких осадков и отдельных сгустков. Можно сделать предположение, что такое изменение вязкости обусловлено переходом цилиндрических мицелл в сферические мицеллы в результате солюбилизации углеводородов.
Таким образом, результаты проведенных экспериментов подтверждают способность ЭР+наночастицы диоксида кремния Si02 значительно снижать вязкость при взаимодействии с углеводородной фазой, что имеет большое значение при применении раствора в технологиях интенсификации добычи нефти или увеличения нефтеотдачи пластов. Способность раствора избирательно блокировать водоносные интервалы пласта является главной его особенностью и преимуществом. При этом для ЭР прямого типа наиболее эффективным является ЭР следующего состава, % масс. эмульгатор (например, марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ) 3-5,
углеводородная фаза (например, дизельное топливо) 20-25,
раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния 0,5-3,
водная фаза (например, раствор СаС12 или NaCI) остальное,
где раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния содержит, % масс: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте 40, монометиловый эфир пропиленгликоля 59,5, вода остальное. Для ЭР обратного типа наиболее эффективным является ЭР следующего состава, % масс: эмульгатор (например, марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ) 3-5,
углеводородная фаза (например, дизельное топливо) 40-45,
раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния 1-3,
водная фаза (например, раствор CaCI2 или NaCI) остальное,
где раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния содержит, % масс: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте 40, монометиловый эфир пропиленгликоля 59,5, вода остальное.
Предпочтительный размер наночастиц двуокиси кремния - 45 нм. При осуществлении способа в качестве углеводородной фазы рекомендуется использовать дизельное топливо, также допускается использование подготовленной нефти с нефтесборного пункта.
Ниже приведен пример осуществления способа.
Провели анализ исходной геолого-физической информации обрабатываемого интервала продуктивного пласта. В результате анализа определили основные геолого- физические параметры, в том числе характер смачиваемости горных пород интервала продуктивного пласта.
Наиболее распространенная методика определения смачиваемости горных пород состоит в оптическом измерении краевого угла смачивания по замеру угла мениска, образованного на поверхности горной породы в системе вода - углеводородная жидкость с применением современной специализированной оптической цифровой техники. В случае если порода смачивается водой, то краевой угол смачивания Θ практически равен нулю, что является показателем гидрофильности горной породы. В случае если порода смачивается нефтью, то краевой угол смачивания Θ приближается к 180° , что является показателем гидрофобности горной породы. На поверхности с промежуточной смачиваемостью краевой угол зависит от баланса сил поверхностного натяжения [5].
В данном примере осуществления способа выявили, что краевой угол смачивания Θ практически равен нулю, что является показателем гидрофильности горной породы (т.е. порода смачивается водой), на основании чего определили тип ЭР - необходим ЭР прямого типа. Перед осуществлением обработки ПЗП подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и призабойной зоны скважины. Для этого выполнили следующие технологические операции:
- спуск колонны насосно-компрессорных труб (далее - НКТ) с воронкой или 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 ПАВ. Установили башмак колонны НКТ в интервал на 1-2 м ниже перфорированной части пласта.
После того, как все подготовительные работы провели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по обработке ПЗП: 1 ) Произвели закачку в колонну НКТ расчётного объёма ЭР и посадку пакера строго в следующей последовательности:
- Закачали ЭР до уровня 10-15 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭР). ЭР прямого типа содержит, % масс: эмульгатор - 3-5, углеводородную фазу - 20-25, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 0,5-3, водную фазу - остальное, где раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния содержит, % масс: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40, монометиловый эфир пропиленгликоля - 59,5, вода - остальное. В качестве эмульгатора использовали эмульгатор марки Синол-ЭМ, в качестве углеводородной фазы - дизельное топливо, в качестве водной фазы - раствор хлорида кальция. ЭР ограничивает водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон пласта, и при этом обладает высокой стабильностью. Увеличение вязкости и стабильности происходит за счет включения наночастиц двуокиси кремния в сетку цилиндрических мицелл ПАВ в результате присоединения энергетически невыгодных торцевых частей мицелл к слою ПАВ на поверхности наночастиц (подробнее [2], [3], [4]). - Произвели посадку пакера (5 - 10 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭР с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал. 2) Закачали в колонну НКТ нефтяную оторочку расчётного объёма (0,2 т), являющуюся буферной, для предотвращения прямого контакта ЭР и кислотной композиции (вводимой следующей) в стволе скважины.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР с оторочкой нефти) расчётным объёмом кислотной композиции. Использовали кислотную композицию следующего состава: 15-ти процентная соляная кислота, диэтиленгликоль, уксусная кислота, гидрофобизатор на основе амидов, ингибитор коррозии, техническая вода.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭР в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
4) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭР + нефтяная оторочка + кислотная композиция) минерализованным раствором с ПАВ (2-3% масс.) до башмака НКТ. В качестве ПАВ может применяться гидрофобизаторы ЧАС-М или ИВВ-1.
Кислотная композиция продавливается в неработающие, слабопроницаемые участки карбонатного пласта. Высокопроницаемые участки перекрыты ЭР. Продавку кислотной композиции в пласт выполнили минерализованным раствором с ПАВ.
5) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину для реакции кислоты с горной породой. Время выдержки зависит от концентрации соляной кислоты в композиции. Более точное время определяется лабораторными методами по растворению керна породы кислотной композицией.
Осуществили заключительные мероприятия:
1) Произвели свабирование скважины в количестве двух объемов ствола скважины с целью удаления продуктов реакции из пласта.
2) Подняли колонну НКТ, спустили насосное оборудование и осуществили запуск скважины в работу.
3) Для установления технологического эффекта выполнили комплекс гидродинамических и геофизических исследований, направленных на определение коэффициента продуктивности и профиля притока жидкости к скважине.
В случае гидрофобности горных пород продуктивного пласта, способ был бы осуществлен аналогично, но с применением ЭР обратного типа следующего состава, % масс: углеводородная фаза - 40-45, эмульгатор - 3-5, раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 1-3, водная фаза - остальное. Таким образом, изобретение обеспечивает повышение стабильности ЭР, применяемого для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом за счет избирательного блокирования водоносных интервалов пласта. Источники информации:
1. Shibaev, А. V. How a viscoelastic solution of wormlike micelles transforms into a microemulsion upon absorption of hydrocarbon: New insight [Text] / A. V. Shibaev, M. V. Tamm, V. S. Molchanov, A. V. Rogachev, A. I. Kuklin, E. E. Dormidontova, O. E. Philippova // Langmuir. - 2014. - V.30. - No13. - P. 3705-3714. 2. Pletneva, V.A. Viscoelasticity of Smart Fluids Based on Wormlike Surfactant Micelles and
Oppositely Charged Magnetic Particles / V.A. Pletneva, V.S. Molchanov, O.E. Philippova [Text] // Langmuir. - 2015. - V.31 (1). - P. 110- 1 19.
3. Nettesheim, F. Influence of Nanoparticle Addition on the Properties of Wormlike Micellar Solutions [Text] / F. Nettesheim, M.W. Liberatore, Т.К. Hodgdon, N.J. Wagner, E.W. Kaler, M. Vethamuthu // Langmuir. - 2008. - V.24. - P. 7718-7726.
4. Диссертация на соискание к.х.н. Исмагилов Ильнур Фанзатович. «Супрамолекулярная система на основе цилиндрических мицелл анионного ПАВ и наночастиц оксида кремния». ФГБОУ ВО «Казанский национальный исследовательский технологический университет», Казань, 2016 г.
5. Нефтегазовое обозрение. Шлюмберже. Лето 2007 г

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ обработки призабойной зоны пласта, характеризующийся тем, что призабойную зону пласта обрабатывают последовательно эмульсионным раствором, ограничивающим водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон продуктивного пласта, оторочкой нефти, являющейся буферной и обеспечивающей недопущение взаимодействия эмульсионного раствора с кислотной композицией при закачке в скважину и продавке в призабойную зону пласта, и кислотной композицией, отличающийся тем, что предварительно определяют смачиваемость горных пород призабойной зоны продуктивного пласта, и в случае гидрофильности горных пород продуктивного интервала, применяют эмульсионный раствор прямого типа следующего состава, % масс: углеводородная фаза - 20-25,
эмульгатор - 3-5,
раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 0,5-3,
водная фаза - остальное,
а в случае гидрофобности горных пород продуктивного интервала, применяют эмульсионный раствор обратного типа следующего состава, % масс: углеводородная фаза - 40-45,
эмульгатор - 3-5,
раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния - 1-3,
водная фаза - остальное.
2. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния содержит, % масс: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте - 40,
монометиловый эфир пропиленгликоля - 59,5,
вода - остальное.
3. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что в качестве эмульгатора используют эмульгатор марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ.
4. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что в качестве углеводородной фазы используют дизельное топливо или подготовленную нефть с нефтесборного пункта.
5. Способ по п. 1 , отличающийся тем, что в качестве водной фазы используют раствор хлорида кальция или хлорида натрия.
PCT/RU2017/000086 2016-09-02 2017-02-21 Способ обработки призабойной зоны пласта WO2018044200A1 (ru)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US16/329,856 US11162023B2 (en) 2016-09-02 2017-02-21 Method for treatment of bottomhole formation zone
EP17847082.9A EP3508684B1 (en) 2016-09-02 2017-02-21 Method for treating the near-wellbore region of a formation
CN201780054047.8A CN109996930B (zh) 2016-09-02 2017-02-21 处理井底地层带的方法
EA201890853A EA034198B1 (ru) 2016-09-02 2017-02-21 Способ обработки призабойной зоны пласта

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016135679A RU2631460C1 (ru) 2016-09-02 2016-09-02 Способ обработки призабойной зоны пласта
RU2016135679 2016-09-02

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2018044200A1 true WO2018044200A1 (ru) 2018-03-08

Family

ID=59931098

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2017/000086 WO2018044200A1 (ru) 2016-09-02 2017-02-21 Способ обработки призабойной зоны пласта

Country Status (6)

Country Link
US (1) US11162023B2 (ru)
EP (1) EP3508684B1 (ru)
CN (1) CN109996930B (ru)
EA (1) EA034198B1 (ru)
RU (1) RU2631460C1 (ru)
WO (1) WO2018044200A1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112513420A (zh) * 2018-06-18 2021-03-16 Vi-能源有限责任公司 对地层的井底区域进行选择性处理的方法
US20230033325A1 (en) * 2020-01-21 2023-02-02 Limited Liability Company "Gr Petroleum" Method for preventing stratal water from breaking through into bottom holes of wells

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2662720C1 (ru) * 2017-10-05 2018-07-27 Виталий Вячеславович Сергеев Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта (варианты)
RU2662721C1 (ru) * 2017-10-05 2018-07-27 Виталий Вячеславович Сергеев Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты)
RU2670308C1 (ru) * 2017-11-13 2018-10-22 Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" Способ ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин
RU2670307C1 (ru) * 2017-11-13 2018-10-22 Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" Способ предупреждения проявлений при строительстве нефтяных и газовых скважин
RU2702175C1 (ru) * 2018-06-18 2019-10-04 Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта
CN114562239B (zh) * 2022-03-07 2023-04-14 吉林大学 采用纳米流体提高水合物藏开采效率的方法及装置

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6068054A (en) * 1997-05-23 2000-05-30 Exxon Production Research Company Oil recovery method using an emulsion
US20090211758A1 (en) * 2005-12-22 2009-08-27 Bragg James R Method of Oil Recovery Using a Foamy Oil-External Emulsion

Family Cites Families (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2045439B1 (en) * 2002-05-24 2010-07-21 3M Innovative Properties Company Use of surface-modified nanoparticles for oil recovery
RU2242494C2 (ru) * 2002-11-06 2004-12-20 Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" Реагент для выноса водоконденсатной смеси из скважины
CN1472418A (zh) * 2003-06-26 2004-02-04 辽宁天意实业股份有限公司 一种高温高压人工防砂井壁及其施工工艺
US7458424B2 (en) * 2006-05-16 2008-12-02 Schlumberger Technology Corporation Tight formation water shut off method with silica gel
MX2009010142A (es) * 2007-03-23 2010-03-22 Univ Texas Composiciones y metodos para tratar un pozo de agua bloqueado.
US7975764B2 (en) * 2007-09-26 2011-07-12 Schlumberger Technology Corporation Emulsion system for sand consolidation
RU2394155C1 (ru) * 2009-03-30 2010-07-10 Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" Способ разработки неоднородного нефтяного пласта
DE102009030411A1 (de) * 2009-06-25 2010-12-30 Clariant International Limited Wasser-in-Öl-Emulsion und Verfahren zu ihrer Herstellung
EP2278120A1 (en) * 2009-07-22 2011-01-26 Bergen Teknologioverføring AS Method for integrated enhanced oil recovery from heterogeneous reservoirs
US20110021386A1 (en) * 2009-07-27 2011-01-27 Ali Syed A Microemulsion to improve shale gas production by controlling water imbibition
US8822386B2 (en) * 2010-06-28 2014-09-02 Baker Hughes Incorporated Nanofluids and methods of use for drilling and completion fluids
KR101020485B1 (ko) * 2010-09-20 2011-03-09 김택수 침투성 발수 강화 코팅재 조성물 및 이를 사용한 노면 그루브 시공방법
CN102268975B (zh) * 2011-06-30 2014-01-15 中国石油天然气股份有限公司 一种乳化稠油堵水施工工艺
RU2494245C1 (ru) * 2012-04-18 2013-09-27 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" Способ обработки призабойной зоны пласта
AU2015261738B2 (en) * 2012-04-27 2016-09-15 Halliburton Energy Services, Inc. Well treatment compositions and methods utilizing nano-particles
US20140116695A1 (en) * 2012-10-30 2014-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Emulsified acid with hydrophobic nanoparticles for well stimulation
CN103256032A (zh) * 2013-05-31 2013-08-21 中国地质大学（北京） 一种利用纳米粉体材料增强低渗油田注水能力的方法
CN104448126B (zh) * 2013-09-24 2017-01-11 中国石油化工股份有限公司 苛刻油藏反相微乳液调驱体系及其制备方法
CN104610945B (zh) * 2013-11-05 2018-01-26 中国石油化工集团公司 一种环保型强封堵油基钻井液
CN103992781B (zh) * 2014-04-22 2016-11-23 中国石油技术开发公司 一种稠油热采封窜剂及其注入方法
CN105295878A (zh) * 2014-07-21 2016-02-03 中国石油化工股份有限公司 一种纳米二氧化硅乳化堵水剂及其应用
AU2015227391B2 (en) * 2014-09-17 2018-11-01 Flotek Chemistry, Llc Methods and compositions for use in oil and/or gas wells
RU2583104C1 (ru) * 2014-12-17 2016-05-10 Виталий Вячеславович Сергеев Способ обработки призабойной зоны пласта

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6068054A (en) * 1997-05-23 2000-05-30 Exxon Production Research Company Oil recovery method using an emulsion
US20090211758A1 (en) * 2005-12-22 2009-08-27 Bragg James R Method of Oil Recovery Using a Foamy Oil-External Emulsion

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112513420A (zh) * 2018-06-18 2021-03-16 Vi-能源有限责任公司 对地层的井底区域进行选择性处理的方法
EP3816395A4 (en) * 2018-06-18 2022-03-23 Limited Liability Company "Vi-Energy" PROCESS FOR SELECTIVE TREATMENT OF A BOTTOMHOLE AREA OF A FORMATION
US20230033325A1 (en) * 2020-01-21 2023-02-02 Limited Liability Company "Gr Petroleum" Method for preventing stratal water from breaking through into bottom holes of wells

Also Published As

Publication number Publication date
EA034198B1 (ru) 2020-01-16
US11162023B2 (en) 2021-11-02
US20190241797A1 (en) 2019-08-08
EP3508684A1 (en) 2019-07-10
EA201890853A1 (ru) 2018-09-28
RU2631460C1 (ru) 2017-09-22
CN109996930A (zh) 2019-07-09
EP3508684A4 (en) 2020-04-08
EP3508684B1 (en) 2023-08-30
CN109996930B (zh) 2021-12-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2018044200A1 (ru) Способ обработки призабойной зоны пласта
US9909403B2 (en) Adjusting surfactant concentrations during hyraulic fracturing
RU2528186C2 (ru) Усовершенствование способа добычи нефти с использованием полимера без дополнительного оборудования или продукта
US20160264849A1 (en) Hydrofluoric Based Invert Emulsions for Shale Stimulation
AU2014281205A1 (en) Simultaneous method for combined acidizing and proppant fracturing
CN103328765A (zh) 创建连接油井中的水力裂缝网路的高传导性裂缝的方法
US11248161B2 (en) Method of increasing the oil recovery from an oil-bearing formation
RU2700851C1 (ru) Способ селективной обработки призабойной зоны пласта
Korolev et al. Regulation of filtration characteristics of highly watered terrigenous formations using complex chemical compositions based on surfactants
Islamov et al. Substantiation of a well killing technology for fractured carbonate reservoirs
Wang et al. Study on the mechanism of nanoemulsion removal of water locking damage and compatibility of working fluids in tight sandstone reservoirs
Taiwo et al. SURFACTANT AND SURFACTANT-POLYMER FLOODING FOR LIGHT OIL: A GUM ARABIC APPROACH.
Qing et al. Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir
CN110791279A (zh) 一种低渗透砂岩油藏高粘度强溶蚀酸液体系
RU2702175C1 (ru) Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта
CN110511735B (zh) 一种致密油藏高粘度强溶蚀酸液体系
RU2679029C1 (ru) Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты)
RU2770192C1 (ru) Кислотная композиция для обработки призабойной зоны высокотемпературного карбонатного коллектора
RU2736671C1 (ru) Блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор с мраморной крошкой
Foshee et al. Improvement of well stimulation fluids by including a Gas Phase
Bybee Leakoff control and fracturing-fluid cleanup in appalachian gas reservoirs
RU2434042C1 (ru) Состав для обработки призабойной зоны нефтяных пластов
RU2109939C1 (ru) Состав для ограничения притока пластовых вод
RU2144132C1 (ru) Способ сохранения коллекторских свойств призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины
RU2321725C2 (ru) Способ блокирования призабойной зоны пласта и глушения газовой скважины

Legal Events

Date Code Title Description
WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 201890853

Country of ref document: EA

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 17847082

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2017847082

Country of ref document: EP

Effective date: 20190402