WO2019017824A1 - Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) - Google Patents

Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) Download PDF

Info

Publication number
WO2019017824A1
WO2019017824A1 PCT/RU2018/050080 RU2018050080W WO2019017824A1 WO 2019017824 A1 WO2019017824 A1 WO 2019017824A1 RU 2018050080 W RU2018050080 W RU 2018050080W WO 2019017824 A1 WO2019017824 A1 WO 2019017824A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
oil
volume
composition
vol
emulsion
Prior art date
Application number
PCT/RU2018/050080
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
Виталий Вячеславович СЕРГЕЕВ
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "ОИЛМАЙНД"
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 "ОИЛМАЙНД" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "ОИЛМАЙНД"
Priority to MYPI2020000350A priority Critical patent/MY193737A/en
Priority to CN201880049157.XA priority patent/CN110945208B/zh
Priority to CA3070591A priority patent/CA3070591C/en
Priority to EA202090356A priority patent/EA202090356A1/ru
Priority to US16/632,403 priority patent/US11248161B2/en
Priority to EP18836165.3A priority patent/EP3656973A4/en
Publication of WO2019017824A1 publication Critical patent/WO2019017824A1/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
    • C09K8/50—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
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic 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
    • C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
    • C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
    • 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
    • C09K8/82—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
    • 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
    • C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic 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
    • C09K8/60—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
    • 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
    • C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids

Definitions

  • the invention relates to the oil industry, in particular to technologies impact on oil and gas reservoirs with the aim of increasing the oil recovery.
  • All oil and gas reservoirs are characterized by varying degrees of changes in the parameters of micro- and macro-inhomogeneities in the area and volume of the reservoir.
  • Geological and physical micro-heterogeneity of oil and gas reservoirs is the main characteristic of the filtration-capacitive properties of rocks, and macro-heterogeneity is one of the main complicating factors in the application of systems for developing oil and gas objects.
  • the natural geological-physical heterogeneity of oil and gas objects leads to an uneven distribution of oil-displacing agents injected into the reservoir. As a result, the main volumes of agents injected into the formation are absorbed by the intervals of the formations with the highest reservoir characteristics.
  • Hydraulic fracturing leads to an increase in the permeability of natural fractures of the formation, and in some cases to the creation of a new system of highly permeable cracks. Thus, in most cases, hydraulic fracturing leads to a brief intensification of oil production and acceleration of the watering of oil and gas reservoirs.
  • the most widely used agent for displacing oil from oil and gas saturated formations is water.
  • One of the main causes of water breakthrough to The production wells are the difference in the mobility of the formation fluids and the displacing agent — water, injected from the surface. Both in surface and in reservoir conditions, water moves towards less resistance, i.e. in the case of a subterranean formation at intervals with the highest effi cient-capacitive characteristics.
  • water is unevenly distributed over the thicknesses of oil-saturated formations and involves only a small part of the oil-saturated intervals in the filtration processes.
  • water is a liquid with a low ability to wash off oil, due to its polarity.
  • the main objective of these methods is to influence the oil and gas reservoirs to increase the coverage of the layers by the impact and level the oil displacement front to the production wells.
  • the aim of the methods is to increase the oil recovery rate.
  • the main task of the methods is solved by pumping an oil-displacing agent with reduced mobility into the formations.
  • Reducing the mobility of oil-driving agents leads to a more uniform distribution over the area and volume of the reservoir.
  • a more uniform distribution of oil displacing agents over the area and volume of the reservoir leads to a redistribution of filtration flows and an increase in the coverage of the formations by exposure to the involvement of less permeable formation intervals in filtration processes.
  • the aqueous polymer solution like water, is completely absorbed by the most permeable intervals of the layers, not having time to enter reaction with the stapler injected afterwards.
  • the main advantage of using polymer flooding is the presence of viscoelastic properties of a structured polymer pack.
  • the viscoelastic properties of the polymer bundle help to contain water injected into the reservoir over large areas, reducing the risk of water breakthrough.
  • the main disadvantages include: low environmental friendliness of polymer compositions, complexity and non-selectivity, which leads to irreversible clogging of filtration channels in reservoir systems.
  • aqueous solutions of polymers and sediment-forming compositions does not allow to regulate the wettability of the reservoir filtration channels.
  • the wettability of the surface of rocks characterized by a marginal angle of selective wetting, the rock can be predominantly hydrophilic or hydrophobic) under reservoir conditions when fluid flows through narrow capillary channels is one of the main parameters affecting the ability of rocks to filter liquids and gases.
  • the prior art a method of increasing oil recovery, which includes the following successive stages of treatment of layers: the injection of multiple microemulsions based on anionic substances, followed by pushing with water, and the injection of multiple microemulsions based on salt-free surfactants or inverse emulsion or direct emulsion (as well as the USSR for the invention N ° 1624132, IPC E21B 43/22, published 1/30/1991).
  • alkaline salts of organic acids R-COOMe +
  • the blocking principle is based on sedimentation due to precipitation of flocculent solid particles of salts.
  • the formation of solid particles of salts is an irreversible process and their use in methods of influencing the entire area of the reservoir leads to irreversible clogging of the pore channels and disruption of the filtration system of reservoir fluids, which is a disadvantage of the known method.
  • composition for enhanced oil recovery including anionic surfactant (APAS) and nonionic surfactant (nonionic surfactants), where as the ASAS it contains oil or synthetic sulfonates with an equivalent weight of 330 to 580, and as nonionic surfactants - ethoxylated alkylphenols with a degree of ethoxylation from 8 to 16, and additionally contains a solvent
  • APAS anionic surfactant
  • nonionic surfactants nonionic surfactants
  • the purpose of the composition is to increase oil displacement due to additional washing of oil with the help of surfactants, rather than leveling the front. oil displacement.
  • the disadvantage of the composition is the impossibility of blocking the highly permeable intervals of the reservoir and the impossibility of creating an oil-displacing pack, which leads to a low coverage of the formation by the impact.
  • the known solution provides for the steps of blocking highly permeable formation intervals due to the use of an insulating composition and the subsequent addition of film oil through the injection of aqueous solutions of alkalis and solvent.
  • the disadvantage of this method is the lack of oil-displacing packs, which provides an increase in the rate of coverage of the formation by the impact and alignment of the oil displacement front of the working fluid.
  • the method of enhanced oil recovery includes the following successive stages of formation treatment: injection of an inverse emulsion with a volume of 3-5 m 3 / m of the perforated thickness of the formation (m 3 / m) followed by acid displacement with a volume of 2-3 m 3 / m, injection of highly stable direct emulsion with the content of silicon dioxide nanoparticles with a volume of 3-7 m 3 / m, followed by displacing fluid from the reservoir pressure maintenance system.
  • the inverse emulsion you can use the composition of the following composition,% vol.
  • hydrochloric acid composition containing, in particular, 30% hydrochloric acid, acetic acid, diethylene glycol, a corrosion inhibitor and process water is used as an acid composition for pushing. More specifically, the hydrochloric acid composition may contain,% vol. : 30% hydrochloric acid - 50-63, acetic acid - 1-3, diethylene glycol - 6-12, corrosion inhibitor - 1.5-2, technical water - the rest.
  • clay acid composition containing, in particular, 30% hydrochloric acid, hydrofluoric acid, diethylene glycol, acetic acid, corrosion inhibitor, industrial water. More specifically, the clay-acid composition may contain,% by vol. : 30% hydrochloric acid - 48-60, hydrofluoric acid - 1-4, diethylene glycol - 6-12, acetic acid - 1-3, corrosion inhibitor - 1.5-2, process water - the rest.
  • compositions As a direct emulsion, you can use the composition of the following composition,% vol .: diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and transfer of oil - 10-20, emulsifier - 1-2.5, a colloidal solution of silica nanoparticles with a particle size from 9 to 100 nanometers 0.5-1.5, technical water - the rest.
  • the method of enhanced oil recovery includes the following successive stages of formation treatment: injection of an invert emulsion with a volume of 3-5 m 3 / m followed by a non-ionic surfactant used as a composite mixture Neonol BS-1 with a volume of 2 -3 m 3 / m, injection of a highly stable direct emulsion with a content of a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles with a volume of 3-7 m 3 / m, followed by liquid pushing from the reservoir pressure maintenance system.
  • a non-ionic surfactant used as a composite mixture Neonol BS-1 with a volume of 2 -3 m 3 / m
  • injection of a highly stable direct emulsion with a content of a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles with a volume of 3-7 m 3 / m, followed by liquid pushing from the reservoir pressure maintenance system.
  • a solution of calcium chloride or a solution of potassium chloride As technical water, you can use a solution of calcium chloride or a solution of potassium chloride.
  • a direct emulsion you can use the composition of the following composition,% vol .: diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and transfer of oil - 10-20, emulsifier - 1-2.5, a colloidal solution of silica nanoparticles with a particle size from 9 to 100 nanometers 0.5-1.5, technical water - the rest.
  • Neonol BS-1 (TU 2483-005-48482528-99) is a composite mixture of nonionic surfactants, polyglycol and water, and is intended for use in oil production intensification processes for the treatment of bottomhole zones of injection and production wells, as well as an improving additive in cross-linked polymer compositions used for leveling the injectivity profiles of injection wells and reducing the water content at the impact site.
  • the technical result of the invention is to increase oil recovery and increase the efficiency of development of oil and gas fields by increasing the coverage of the reservoir effect, douchem oil and leveling the oil displacement front. Filtration and displacement of fluids from a porous medium are determined by phenomena occurring both at the interface between process fluids, oil, water, gas, and at the contact of process fluids and fluids with the rock.
  • the proposed method of enhanced oil recovery has been developed based on the physicochemical properties of process fluids injected into oil and gas bearing formations, to modify and effectively regulate the surface-molecular properties of reservoir systems.
  • the proposed method provides for three processing steps with the following objectives:
  • Stage 1 change in wettability and blocking the most permeable, water-washed intervals of the layers with an inverse emulsion — an emulsion system of the “water in oil” type.
  • the water-washed intervals of the reservoir are hydrophilic, which creates additional resistance to the movement of the inverse emulsion along more permeable channels and reduces the risk of absorption of the inverse emulsion by the water-washed filtration channels. Also, with the advancement of the inverse emulsion (dispersion medium - hydrocarbons) a change in the contact angle of the rock occurs in the filtration channel.
  • Stage 2 displacement of the inverse emulsion and an increase in the filtration parameters of less permeable formation intervals of the active composition.
  • Active compositions allow to increase the filtration parameters of less permeable intervals of the layers, providing a redistribution of fluid flows entering the bottomhole formation zone (PZP).
  • PZP bottomhole formation zone
  • acidic compositions as the active composition
  • surfactants predominantly, the absorption of adsorption layers from the walls of the pore channels occurs.
  • the presence of adsorption layers contributes to the intensive deposition of asphalt-resin-paraffin substances in the pore channels, which leads to a decrease in the filtration parameters of rocks.
  • the negative influence of sediments on the permeability of rocks increases in reservoirs with low permeability and high content of high-molecular compounds in the composition of reservoir oil.
  • the negative effect of sediments on the permeability of rocks is due to the fact that with the intensive deposition of asphalt-resin-paraffin substances on the adsorption layers the flow area of the pore channels narrows. In some cases, this leads to a complete blockage of the channels and attenuation of fluid filtration processes in reservoir conditions.
  • Stage 3 injection of a pack of a highly stable direct-type emulsion — an oil-in-water emulsion system, with a content of a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles with a particle size from 9 to 100 nanometers.
  • Highly stable direct emulsion is a pack that holds back the front of oil displacement from a breakthrough of a displacing agent.
  • the polarity of the dispersion medium of a highly stable direct emulsion provides:
  • the main characteristic of the process of displacing oil from a porous medium is the degree of displacement, which directly determines the oil recovery of the formations.
  • the displacement completeness is determined by hydrodynamic factors, the properties of liquids and the geological and physical properties of the reservoir system.
  • the degree of displacement is characterized by the stability of the front of displacement of one liquid by another and the residual saturation of rocks of the displaced fluid behind the front of displacement.
  • the residual saturation behind the displacement front is determined by the phase permeability and corresponds to the value at which the phase loses mobility. This value can be adjusted by changing the wettability of rocks by the displacing fluid due to the addition of surfactants.
  • Aggregative stability is the ability of emulsions to maintain the degree of dispersion of the internal phase.
  • the evaluation was carried out by the indicator of electrical stability - the values of the electrical voltage corresponding to the moment of destruction of the emulsion, enclosed between the electrodes of the measuring cell of the device.
  • the method of enhanced oil recovery is based on the sequential injection through injection wells or block cluster pumping station (BKNS) into the formation of the rims of emulsion systems and active compositions, each of which performs a specific task in the context of the overall goal of achieving the most selective blocking and stimulating effects in various formation intervals.
  • BKNS block cluster pumping station
  • the preparation of emulsion systems is recommended to be carried out on paddle mixers at a shaft rotation speed of 70-100 rpm or on a colloid mill of the mortar unit (if it is present in the field). It is allowed to use the installation for the preparation of chemical reagents with a dosing pump and a “USID” tank complete with a SIN-44.02 pressure pump power unit. The technical characteristics of the installation are presented in FIG. five.
  • the installation "USID” allows you to prepare solutions from liquid (up to 5 items) and powdered chemicals. Depending on the technology, produce chemical dosing through the ejector into the main tank, mixing and feeding into the pump unit, tied with a dosing pump intake with a tank designed for this type of reagent.
  • the installation consists of: a flow meter, an ejector with a funnel (for entering chemical reagents), an activator, a tank, electric motors, shafts with augers, a level gauge, an electrical control unit, a sampler and a pressure gauge.
  • FIG. 6 shows the technical characteristics and operating conditions of high pressure hoses.
  • FIG. 7 presents an exemplary list of special equipment and its purpose. The number of units of equipment and machinery may vary depending on the volume of injected compositions.
  • the technical condition of the equipment should provide the ability to control technological processes. Serviceable samplers must be embedded at control points. The distance between the agent dosing screw and the ejector receiving funnel should allow the filling and filling of the container corresponding to the minute consumption of the agent. It should be noted that the discharge lines are provided with a check valve, a bleed valve. The water supply line is provided with a reducing valve. The ejecting device must be operational, cleaned and inspected after each operation, and equipped with a rubber hose.
  • Injection of emulsion systems and the active composition into the reservoir can be carried out in one of two ways:
  • the acid composition is used as the active composition.
  • processing is performed individually for each individual well by means of technological connection of lines (high pressure hoses) of pumping units to the wellhead fittings of the injection well.
  • an invert emulsion is injected with a volume of 3-5 m 3 / m, followed by an acid composition of 2-3 m 3 / m, and then a highly stable direct emulsion with a content of a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles 3 -7 m 3 / m, followed by pushing fluid from the reservoir pressure maintenance system.
  • hydrochloric acid composition containing, in particular, 30% hydrochloric acid, acetic acid, diethylene glycol, a corrosion inhibitor and process water is used as an acid composition for pushing. More specifically, the hydrochloric acid composition may contain,% vol .: 30% hydrochloric acid - 50-63, acetic acid - 1-3, diethylene glycol - 6-12, corrosion inhibitor - 1.5-2, process water - the rest.
  • an acidic composition containing, in particular, 30% hydrochloric acid, hydrofluoric acid, diethylene glycol, acetic acid, a corrosion inhibitor, process water is used as an acid composition for pushing. More specifically, the acidic composition may contain,% vol .: 30% hydrochloric acid - 48-60, hydrofluoric acid - 1-4, diethylene glycol - 6-12, acetic acid - 1-3, corrosion inhibitor - 1.5-2, technical water - the rest. As a direct emulsion, you can use the composition of the following composition,% vol.
  • the surfactant composition When pumping packs through BKNS, the surfactant composition is used as the active composition. In this case, the processing of a group of wells that are connected to the line of the BKNS is performed. The use of acidic compounds when pumping working packs through the BKNS is prohibited due to the low protection of the BKNS lines against the corrosive aggressiveness of the acid compositions.
  • an inverse emulsion is injected with a volume of 3-5 m 3 / m, followed by a non-ionic surfactant, which is used as a mixture of Neonol BS-1 with a volume of 2-3 m 3 / m, and the injection of highly stable direct emulsion containing nanoparticles of silicon dioxide with a volume of 3-7 m 3 / m, followed by displacing fluid from the reservoir pressure maintenance system.
  • the specific amount of research is determined for each well by an individual work plan.
  • Example 1 is a diagrammatic representation of the method according to the first and second options.
  • the acid (hydrochloric acid) composition was injected,% by volume: 30% hydrochloric acid - 57, diethylene glycol - 8, acetic acid - 1.5, corrosion inhibitor Sinol IKK (TU 2484-002-48482528-98) - 1.5 , technical water with a density of 1000 kg / m 3 - 32 in a volume of 2.5 m 3 / m.
  • a highly stable direct-type emulsion was injected with a content of a colloidal solution of silica nanoparticles,% by volume. : diesel fuel - 15, Sinol-EM emulsifier (TU 2413-048-48482528-98)
  • colloidal solution of silica nanoparticles (silicon dioxide - 31% vol., Propylene glycol monomethyl ether - 68.7% vol., Water - 0.3% vol.) - 1.5, technical water with a concentration of potassium chloride 25 kg / m 3 - 82 the volume of 5.6 m 3 / m, followed by pushing fluid from the reservoir pressure maintenance system.
  • colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles (silicon dioxide - 31% vol., Propylene glycol monomethyl ether - 68.7% vol., Water - 0.3% vol.) - 1, technical water with a concentration of potassium chloride 30 kg / m 3 - 80 V the volume of 3.4 m 3 / m, followed by pushing fluid from the reservoir pressure maintenance system.
  • an aqueous solution of potassium chloride with a concentration of 30 kg / m 3 - 62 in a volume of 5 m 3 / m.
  • the acid (hydrochloric acid) composition was injected,% vol .: 30 percent hydrochloric acid — 60, diethylene glycol — 10, acetic acid — 3, corrosion inhibitor Sinol IK-001 (TU 2458-031-52412574-02) - 2, technical water with a density of 1000 kg / m 3 - 25 in a volume of 2.5 m 3 / m.
  • a highly stable direct emulsion was injected with a content of a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles,% vol .: diesel fuel - 20, emulsifier Ringo EM (TU 2413-003-52412574-01) - 2.5, a colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles (silicon dioxide - 31% vol., Propylene glycol monomethyl ether - 68.7% vol., Water - 0.3% vol.) - 1.5, process water with a concentration of potassium chloride 30 kg / m 3 - 76 in a volume of 6.2 m 3 / m. with the subsequent sale of liquid from the reservoir pressure maintenance system.
  • Example 7 Processing injection wells in terrigenous formation. Intake capacity before treatment - 182 m 3 / day. Power perforated interval to be processed - 36 m.
  • emulsifier Sinol-EM TU 2413-048-48482528-98
  • the finished mixture Neonol BS-1 (TU 2483-005-48482528-99) was pumped in a volume of 2.28 m 3 / m (average over 12 wells).
  • the total volume of Neonol BS-1 to 12 wells was 951, 1 m 3 .
  • the third stage made a direct-type highly stable emulsion injection containing a colloidal solution of silica nanoparticles,% vol .: prepared oil from the oil preparation and pumping station — 20, emulsifier Sinol-EM (TU 2413-048-48482528-98) - 2.5, a colloidal solution of dioxide nanoparticles silicon (silicon dioxide - 30% vol.
  • the total volume of the highly stable emulsion for 12 wells was 2078.2 m 3 . Disconnected lines of pumping units. After that, BKNS continued to work in accordance with the established technological mode of operation.
  • the invention allows to increase oil recovery and increase the efficiency of development of oil and gas fields due to:

Landscapes

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

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям воздействия на нефтегазоносные пласты с целью увеличения коэффициента извлечения нефти. Изобретение направлено на увеличение нефтеотдачи пластов и повышение эффективности разработки нефтегазовых месторождений. Указанный технический результат достигается тем, что способ согласно первому варианту включает следующие последовательные этапы обработки пластов: закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м3/м с последующей продавкой кислотным составом объемом 2-3 м3/м, закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления. Согласно второму варианту выполнения способ включает следующие последовательные этапы обработки пластов: закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м3/м с последующей продавкой неионогенным поверхностно- активным веществом, в качестве которого используют композиционную смесь Неонол БС-1 объемом 2-3 м3/м, закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления.

Description

СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ (ВАРИАНТЫ)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям воздействия на нефтегазоносные пласты с целью увеличения коэффициента извлечения нефти.
Ухудшение геолого-физических условий разработки нефтегазовых месторождений и необходимость поддержания объемов добычи нефти на максимальных уровнях приводят к внедрению интенсивных систем разработки с применением поддержания пластового давления закачкой воды в пласты. При интенсивной системе выработки запасов нефти недропользователи сталкиваются с проблемой прорыва вытесняющего нефть агента по более проницаемым интервалам пластов, что приводит к резкому обводнению добывающего фонда скважин и снижению экономической эффективности эксплуатации высокообводненных скважин.
Все нефтегазоносные пласты характеризуются различной степенью изменения параметров микро- и макронеоднородностей по площади и объему залежи. Геолого- физическая микронеоднородность нефтегазоносных пластов является основной характеристикой фильтрационно-емкостных свойств горных пород, а макронеоднородность - одним из основных осложняющих факторов при применении систем разработки нефтегазоносных объектов. Естественная геолого-физическая неоднородность нефтегазоносных объектов приводит к неравномерному распределению нефтевытесняющих агентов, закачиваемых в пласт. В результате основные объемы агентов, закачиваемых в пласт поглощаются интервалами пластов с наиболее высокими фильтрационно-емкостными характеристиками.
К увеличению естественной неоднородности фильтрационно-емкостных свойств горных пород приводит внедрение способов интенсификации добычи нефти. Одним из способов интенсификации добычи нефти, наиболее значительно влияющих на фильтрационно-емкостные характеристики пластов, является способ гидравлического разрыва пласта. Гидравлический разрыв пласта приводит к увеличению проницаемости естественных трещин пласта, а в некоторых случаях к созданию новой системы высокопроницаемых трещин. Таким образом, в большинстве случаев гидравлический разрыв пласта приводит к непродолжительной интенсификации добычи нефти и ускорению процессов обводнения нефтегазоносных пластов.
Наиболее широко применяемым агентом для вытеснения нефти из нефтегазонасыщенных пластов является вода. Одной из основных причин прорыва воды к добывающим скважинам является различие в подвижности пластовых флюидов и закачиваемого с поверхности вытесняющего агента - воды. Как в поверхностных, так и в пластовых условиях вода двигается в сторону меньшего сопротивления, т.е. в случае подземного пласта по интервалам с наиболее высокими ф ил ьтрационно- емкостными характеристиками. Таким образом, вода неравномерно распределяется по толщинам нефтенасыщенных пластов и вовлекает в процессы фильтрации лишь малую часть нефтенасыщенных интервалов. Также вода является жидкостью с низкой способностью отмыва нефти, что объясняется ее полярностью. При фильтрации воды в нефтенасыщенных интервалах пластов извлекается лишь малая часть запасов нефти, т.к. ввиду разной полярности воды и углеводородов часть запасов нефти остается неизвлеченной в виде пленок, которые обволакивают стенки каналов фильтрации. В таких условиях конечный коэффициент извлечения нефти не превышает 20%.
В связи с этим специалистами отрасли разработаны способы увеличения нефтеотдачи пластов. Основной задачей этих способов является воздействие на нефтегазоносные пласты для увеличения охвата пластов воздействием и выравнивания фронта вытеснения нефти к добывающим скважинам. Целью способов является увеличение коэффициента извлечения нефти. Основная задача способов решается посредством закачки в пласты нефтевытесняющего агента с пониженной подвижностью.
Снижение подвижности нефтевытесняющих агентов приводит к более равномерному их распределению по площади и объему пласта. Более равномерное распределение нефтевытесняющих агентов по площади и объему пласта приводит к перераспределению фильтрационных потоков и увеличению охвата пластов воздействием посредством вовлечения в процессы фильтрации менее проницаемых интервалов пластов.
В настоящее время наиболее широко применяемым способом увеличения нефтеотдачи пластов является полимерное заводнение. Опыт разработки нефтегазовых месторождений показывает, что способы увеличения нефтеотдачи пластов на основе водных растворов полимеров недостаточно эффективны при наличии в пластах высоко- и среднепроницаемых трещин. Применяемые в промышленности полимерные составы основаны на поочередной закачке в пласт низкоконцентрированного водного раствора полимера и агента сшивателя. Учитывая тот факт, что при создании репрессии на пласт подвижность полимерных растворов на основе воды не обеспечивает достаточное сопротивление движению данной пачки в высоко- и среднепроницаемых трещинах, водный полимерный раствор также, как и вода, полностью поглощается наиболее проницаемыми интервалами пластов, не успев вступить в реакцию со сшивателем, закачиваемым следом. Основным преимуществом применения полимерного заводнения является наличие вязкоупругих свойств у структурированной полимерной пачки. Вязкоупругие свойства полимерной пачки позволяют сдерживать закачиваемую в пласт воду на больших площадях, снижая риск прорыва воды. К основным недостаткам относятся: низкая экологичность полимерных композиций, многокомпонентность и неселективность, которая приводит к необратимой кольматации каналов фильтрации в пластовых системах.
Кроме этого, применение водных растворов полимеров и осадкообразующих составов не позволяет регулировать смачиваемость фильтрационных каналов пласта. Смачиваемость поверхности горных пород (характеризуется краевым углом избирательного смачивания, порода может быть преимущественно гидрофильной или гидрофобной) в пластовых условиях при движении жидкости по узким капиллярным каналам является одним из основных параметров, влияющих на способность горных пород фильтровать жидкости и газы.
Из уровня техники известен способ увеличения нефтеотдачи пластов, включающий следующие последовательные этапы обработки пластов: закачку множественной микроэмульсии на основе анионоактивных веществ с последующей продавкой водой, и закачку множественной микроэмульсии на основе солестойких ПАВ или обратной эмульсии или прямой эмульсии (а.с. СССР на изобретение N° 1624132, МПК Е21В 43/22, опубликовано 30.01.1991). В известном способе для блокирования водонасыщенных интервалов пласта применяются щелочные соли органических кислот (R-COOMe+), т.е. принцип блокирования основан на осадкообразовании за счет выпадения хлопьевидных твердых частиц солей. Образование твердых частиц солей является необратимым процессом и их применение в методах воздействия на всю площадь пласта приводит к необратимой кольматации поровых каналов и нарушению системы фильтрации пластовых флюидов, что является недостатком известного способа.
Кроме того, из уровня техники известна композиция для повышения нефтеотдачи пласта, включающая анионное поверхностно-активное вещество (АПАВ) и неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), где в качестве АПАВ она содержит нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 580, а в качестве НПАВ - оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16, и дополнительно содержит растворитель (патент РФ N° 2065946, МПК Е21В 43/22, Е21В 33/138, опубликован 27.08.1996). В известном решении решена задача повышения стабильности композиции ПАВ для ее применения в высокотемпературных пластах с высокой минерализацией пластовых вод. Целью композиции является повышение нефтевытеснения за счет доотмыва нефти с помощью ПАВ, а не выравнивание фронта вытеснения нефти. В связи с этим, недостатком композиции является невозможность блокирования высокопроницаемых интервалов пласта и невозможность создания нефтевытесняющей пачки, что приводит к низкому охвату пласта воздействием.
Также из уровня техники известен способ регулирования процесса разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов, заключающийся в последовательно чередующейся закачке оторочек изолирующего состава в добывающую и/или нагнетательную скважины, при этом в качестве растворителя используют СФПК с концентрацией 5-20 мас.%, в качестве изолирующего состава используют тампонажные составы на основе кремнийорганических соединений или прямые и обратные эмульсионные растворы или др. (патент РФ на изобретение N° 2257463, МПК Е21В 43/22, опубликован 27.07.2005). В известном решении предусмотрены этапы блокировки высокопроницаемых интервалов пласта за счет применения изолирующего состава и последующего доотмыва пленочной нефти за счет закачки водных растворов щелочей и растворителя. Недостатком известного способа является отсутствие нефтевытесняющей пачки, которая обеспечивает повышение коэффициента охвата пласта воздействием и выравнивание фронта вытеснения нефти рабочей жидкостью.
Для решения указанных проблем разработки нефтегазовых месторождений предлагается способ увеличения нефтеотдачи пластов, основанный на поэтапной обработке пластов эмульсионными системами и нефтеотмывающими агентами.
Сущность изобретения заключается в том, что согласно первому варианту способ увеличения нефтеотдачи пластов включает следующие последовательные этапы обработки пластов: закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м3/м перфорированной мощности пласта (м3/м) с последующей продавкой кислотным составом объемом 2-3 м3/м, закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления. При этом в качестве обратной эмульсии можно использовать композицию следующего состава, % об. : дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное. В качестве технической воды можно использовать раствор хлорида кальция или раствор хлорида калия. Для карбонатных пластов в качестве кислотного состава для продавки используют солянокислотный состав, содержащий, в частности, 30%-ную соляную кислоту, уксусную кислоту, диэтиленгликоль, ингибитор коррозии и техническую воду. Конкретнее, солянокислотный состав может содержать, % об. : 30%-ную соляную кислоту - 50-63, уксусную кислоту - 1-3, диэтиленгликоль - 6-12, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное. Для терригенных пластов в качестве кислотного состава для продавки используют глинокислотный состав, содержащий, в частности, 30%- ную соляную кислоту, плавиковую кислоту, диэтиленгликоль, уксусную кислоту, ингибитор коррозии, техническую воду. Конкретнее, глинокислотный состав может содержать, % об. : 30%-ную соляную кислоту - 48-60, плавиковую кислоту - 1-4, диэтиленгликоль - 6-12, уксусную кислоту - 1-3, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное. В качестве прямой эмульсии можно использовать композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нанометров - 0.5-1.5, техническую воду - остальное.
Кроме того, согласно второму варианту, способ увеличения нефтеотдачи пластов включает следующие последовательные этапы обработки пластов: закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м3/м с последующей продавкой неионогенным поверхностно- активным веществом, в качестве которого используют композиционную смесь Неонол БС-1 объемом 2-3 м3/м, закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления. При этом в качестве обратной эмульсии можно использовать композицию следующего состава, % об. : дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное. В качестве технической воды можно использовать раствор хлорида кальция или раствор хлорида калия. В качестве прямой эмульсии можно использовать композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нанометров - 0.5-1.5, техническую воду - остальное.
Неонол БС-1 (ТУ 2483-005-48482528-99) представляет собой композиционную смесь НПАВ, полигликоля и воды, и предназначен для использования в процессах интенсификации нефтедобычи для обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин, а также как улучшающая добавка в сшитые полимерные составы, применяемые для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин и снижения обводненности на участке воздействия.
Техническим результатом изобретения является увеличение нефтеотдачи пластов и повышение эффективности разработки нефтегазовых месторождений за счет увеличения охвата пласта воздействием, доотмыва нефти и выравнивания фронта вытеснения нефти. Процессы фильтрации и вытеснения флюидов из пористой среды определяются явлениями, происходящими как на границах раздела между технологическими жидкостями, нефтью, водой, газом, так и на контакте технологических жидкостей и флюидов с горной породой. В связи с этим, предлагаемый способ увеличения нефтеотдачи пластов разработан на основе физико-химических свойств технологических жидкостей, закачиваемых в нефтегазоносные пласты, изменять и эффективно регулировать поверхностно-молекулярные свойства пластовых систем.
Для обеспечения наиболее полного охвата пластов воздействием по площади и объему в предлагаемом способе предусмотрены три этапа обработки со следующими целями:
1 этап - изменение смачиваемости и блокировка наиболее проницаемых, промытых водой интервалов пластов обратной эмульсией - эмульсионной системой типа «вода в нефти».
Как правило, промытые водой интервалы пласта являются гидрофильными, что создает дополнительное сопротивление продвижению обратной эмульсии по более проницаемым каналам и снижает риск поглощения обратной эмульсии промытыми водой каналами фильтрации. Также, при продвижении обратной эмульсии (дисперсионная среда - углеводороды) по каналу фильтрации происходит изменение краевого угла смачивания горной породы.
2 этап - продавка обратной эмульсии и увеличение фильтрационных параметров менее проницаемых интервалов пластов активной композицией.
Изменение краевого угла смачиваемости горных пород в результате закачки обратной эмульсии на первом этапе обработки приводит к дополнительному сопротивлению для движения по этим каналам активной композиции на водной основе (кислотные композиции или композиции с поверхностно-активным веществом - ПАВ) таким образом, активная композиция будет фильтроваться в менее проницаемые интервалы пласта.
Активные композиции позволяют увеличить фильтрационные параметры менее проницаемых интервалов пластов, обеспечивая перераспределение потоков жидкостей, поступающих в призабойную зону пласта (ПЗП). В случае применения кислотных композиций в качестве активной композиции происходит частичное растворение ряда кольматантов и минералов, составляющих горную породу пласта. В случае применения композиций с ПАВ в качестве активной композиции происходит преимущественно доотмыв адсорбционных слоев со стенок поровых каналов. Наличие адсорбционных слоев способствует интенсивному отложению асфальтосмолопарафинистых веществ в поровых каналах, что приводит к снижению фильтрационных параметров горных пород. Отрицательное влияние отложений на проницаемость горных пород увеличивается в пластах с низкой проницаемостью и высоким содержанием высокомолекулярных соединений в составе пластовой нефти. Отрицательное действие отложений на проницаемость горных пород связано с тем, что при интенсивном отложении асфальтосмолопарафинистых веществ на адсорбционных слоях сужается проходное сечение поровых каналов. В некоторых случаях это приводит к полной блокировке каналов и затуханию процессов фильтрации флюидов в пластовых условиях.
3 этап - закачка пачки высокостабильной эмульсии прямого типа - эмульсионной системы типа «нефть в воде», с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нанометров. Высокостабильная прямая эмульсия является пачкой, сдерживающей фронт вытеснения нефти от прорыва вытесняющего агента.
При движении эмульсионных систем в пористой среде их эффективная вязкость зависит от объемного водосодержания в системе и скорости фильтрации эмульсии в пористой среде, увеличиваясь с уменьшением скорости фильтрации и ростом объемного водосодержания. Это приводит к тому, что при движении в неоднородном по разрезу пласте происходит саморегулирование скорости фильтрации и выравнивание как профиля закачки в ПЗП, так и фронта вытеснения нефти.
Полярность дисперсионной среды высокостабильной прямой эмульсии обеспечивает:
• фильтрацию эмульсионной системы в преимущественно гидрофильные менее проницаемые интервалы пластов;
· изменение фазовой проницаемости менее проницаемых нефтенасыщенных каналов фильтрации;
• доотмыв остаточной нефти в результате солюбилизации взвешенных в эмульсии глобул углеводородов и четок углеводородов в нефтенасыщенных каналах фильтрации;
· пачку, сдерживающую прорыв воды по стимулированным активной композицией фильтрационным каналам.
Опыт применения классических обратных эмульсий в качестве блокирующих пачек показывает, что граничная стабильность обратной эмульсии в пластовых условиях находится в интервале 4...6 мес, т.е. высокопроницаемые промытые каналы фильтрации, заблокированные пачкой первого этапа обработки (обратной эмульсией), будут ограниченно вовлечены в процесс вытеснения в течение этого периода времени. Этот временной интервал обеспечит достаточное удаление от ПЗП пачки третьего этапа (высокостабильная прямая эмульсия), которая формирует фронт вытеснения нефти. Фронт вытеснения нефти в данный период образовывается за счет фильтрации вытесняющего агента по менее проницаемым нефтенасыщенным интервалам пластов. В ходе фильтрации некоторый объем остаточной нефти, вытесненной из менее проницаемых интервалов, мигрирует в более проницаемые каналы фильтрации, которые активно работали до обработки. Следовательно, по истечению 4...6 мес. постепенное подключение в процесс вытеснения нефти интервалов пластов, которые были активно вовлечены в процессы фильтрации до блокировки обратной эмульсией (пачка первого этапа обработки), увеличит охват пластов воздействием по площади и объему.
Разница в проницаемости различных каналов фильтрации при общем перепаде давления в ПЗП приводит к тому, что в интервалах с большей проницаемостью скорость фильтрации выше и, следовательно, фронт движения вытесняющего агента (воды) по более проницаемым интервалам пластов догонит фронт вытеснения нефти, который был сформирован за счет движения пачки высокостабильной прямой эмульсии по менее проницаемым интервалам пластов. Эти явления обеспечивают выравнивание фронта вытеснения нефти на подходе к добывающим скважинам.
Явления, происходящие на границах раздела фаз, проявляющиеся как на границах раздела между нефтью, водой и газом, так и на контакте пластовых флюидов с горной породой в значительной степени влияют на процессы фильтрации флюидов в пористой среде. Также существенное влияние оказывают капиллярные явления. В гидрофильной пористой среде вследствие микронеоднородности пористой среды на границе водонефтяного контакта капиллярные силы оказываются больше в поровых каналах меньшего размера. В результате по мелким поровым каналам вода продвигается в нефтенасыщенную часть, а нефть по крупным порам оттесняется частично в водонасыщенную область. Вследствие этого граница раздела приобретает изрезанный, фрактальный вид.
При вытеснении нефти из преимущественно трещиноватых пластов под действием перепада давления вода быстро прорывается по высокопроницаемым трещинам к добывающим скважинам. После этого происходит медленное капиллярное впитывание (пропитка) воды в нефтенасыщенные блоки и вытеснение из них нефти. Это способствует доизвлечению нефти и увеличению нефтеотдачи пласта. В неоднородных пластах при больших скоростях вытеснения вода не успевает под действием капиллярных сил вытеснять нефть из низкопроницаемых участков пласта. В связи с этим за фронтом вытеснения остаются целики нефти. Поэтому нефтеотдача с ростом скорости вытеснения будет снижаться как в гидрофобных, так и в гидрофильных неоднородных пластах. Таким образом, в зависимости от тех или иных сочетаний геолого- физических условий пластовой системы, поверхностные явления оказывают значительное влияние на нефтеотдачу пластов.
Основная характеристика процесса вытеснения нефти из пористой среды - степень вытеснения, которая напрямую определяет нефтеотдачу пластов. Полнота вытеснения обуславливается гидродинамическими факторами, свойствами жидкостей и геолого- физическими свойствами пластовой системы. Степень вытеснения характеризуется устойчивостью фронта вытеснения одной жидкости другой и остаточной насыщенностью горных пород вытесняемой жидкостью за фронтом вытеснения. Остаточная насыщенность за фронтом вытеснения определяется фазовой проницаемостью и соответствует тому значению, при котором фаза теряет подвижность. Эта величина может регулироваться изменением смачиваемости горных пород вытесняющей жидкостью за счет добавок поверхностно-активных веществ.
Для определения стабильностей обратной эмульсии и модифицированной наночастицами прямой эмульсии проведены сравнительные эксперименты по измерению агрегативной устойчивости эмульсий.
Агрегативная устойчивость это способность эмульсий сохранять степень дисперсности внутренней фазы.
Оценку проводили по показателю электростабильности - значений электрического напряжения, соответствующего моменту разрушения эмульсии, заключенной между электродами измерительной ячейки прибора.
Эксперименты проводились на приборе марки FANN при комнатной температуре (20 °С). Плотность дисперсионной среды (водный раствор хлорида калия) прямой эмульсии - 1120 кг/м3.
В результате сравнительных экспериментов определено, что наличие в составе эмульсии коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния увеличивает стабильность эмульсии. Оптимальная концентрация коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния в составе эмульсии находится в интервале 0,5-1.5 % об. Результаты экспериментов представлены на фиг. 1, 2, 3, 4. Для проведения технологических операций по предлагаемому способу необходима спецтехника и оборудование, представленные ниже.
Способ увеличения нефтеотдачи пластов основан на последовательной закачке через нагнетательные скважины или блочную кустовую насосную станцию (БКНС) в пласт оторочек эмульсионных систем и активных композиций, каждая из которых выполняет определенную задачу в контексте общей цели достижения максимально селективного блокирующего и стимулирующего воздействия в различных интервалах пласта.
Приготовление эмульсионных систем рекомендуется производить на лопастных мешалках при скорости вращения вала 70-100 об/мин или на коллоидных мельницах растворного узла (при его наличии на промысле). Допускается применение установки приготовления химических реагентов с насосом-дозатором и емкостью "УСИД" в комплекте с блоком напорно-силового насоса СИН-44.02. Технические характеристики установки представлены на фиг. 5.
Установка "УСИД" позволяет приготовить растворы из жидких (до 5 -и наименований) и порошкообразных химреагентов. В зависимости от технологии производить дозирование химреагентов через эжектор в основную емкость, смешивание и подачу в насосный агрегат, обвязываемый приемом дозировочного насоса с емкостью, предназначенной для данного вида реагента. Установка состоит из: расходомера, эжектора с воронкой (для ввода хим. реагентов), активатора, емкости, электродвигателей, валов со шнеками, уровнемера, электромонтажного блока управления, пробоотборника и манометра.
При осуществлении технологического процесса закачки применяются стандартные спецтехника и оборудование, применяемое при капитальном ремонте скважин. В частности, рукава высокого давления резиновые с металлической оплёткой и концевой присоединительной арматурой, предназначенные для гидросистем различных машин и оборудования. На фиг. 6 представлены технические характеристики и условия эксплуатации рукавов высокого давления. На фиг. 7 представлен примерный перечень спецтехники и ее назначение. Количество единиц оборудования и спецтехники может отличаться в зависимости от объема закачиваемых составов.
Техническое состояние оборудования должно обеспечивать возможность контроля технологических процессов. В точках контроля должны быть врезаны исправные пробоотборники. Расстояние между шнеком дозатора агентов и приемной воронкой эжектора должно позволять подставлять и наполнять емкость, соответствующую минутному расходу агента. Следует отметить, что линии нагнетания обеспечиваются обратным клапаном, стравливающим клапаном. Линия водоснабжения обеспечивается редуцирующей задвижкой. Эжектирующее устройство должно быть исправным, проходить очистку и проверку после каждой операции, и оснащено резиновым шлангом.
Закачка эмульсионных систем и активной композиции в пласт может осуществляться по одному из двух вариантов:
- через нагнетательную скважину;
- через БКНС.
При закачке пачек через нагнетательную скважину в качестве активной композиции применяют кислотный состав. В данном случае обработка производится индивидуально по каждой отдельной скважине посредством технологического подсоединения линий (рукавов высокого давления) насосных агрегатов к устьевой арматуре нагнетательной скважины.
А именно, для осуществления способа согласно первому варианту производят закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м3/м с последующей продавкой кислотным составом объемом 2-3 м3/м, а затем закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления. При этом в качестве обратной эмульсии можно использовать композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное. В качестве технической воды можно использовать раствор хлорида кальция или раствор хлорида калия. Для карбонатных пластов в качестве кислотного состава для продавки используют солянокислотный состав, содержащий, в частности, 30%-ную соляную кислоту, уксусную кислоту, диэтиленгликоль, ингибитор коррозии и техническую воду. Конкретнее, солянокислотный состав может содержать, % об.: 30%-ную соляную кислоту - 50-63, уксусную кислоту - 1-3, диэтиленгликоль - 6-12, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное. Для терригенных пластов в качестве кислотного состава для продавки используют глинокислотный состав, содержащий, в частности, 30%-ную соляную кислоту, плавиковую кислоту, диэтиленгликоль, уксусную кислоту, ингибитор коррозии, техническую воду. Конкретнее, глинокислотный состав может содержать, % об.: 30%-ную соляную кислоту - 48-60, плавиковую кислоту - 1-4, диэтиленгликоль - 6-12, уксусную кислоту - 1-3, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное. В качестве прямой эмульсии можно использовать композицию следующего состава, % об. : дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нанометров - 0,5-1.5, техническую воду - остальное.
При закачке пачек через БКНС в качестве активной композиции применяют композицию ПАВ. В данном случае производится обработка группы скважин, которые подсоединены к линии БКНС. Применение кислотных составов при закачке рабочих пачек через БКНС запрещено ввиду низкой защиты линий БКНС от коррозийной агрессивности кислотных составов.
А именно, для осуществления способа согласно второму варианту производят закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м3/м с последующей продавкой неионогенным поверхностно-активным веществом (НПАВ), в качестве которого используют композиционную смесь Неонол БС-1 объемом 2-3 м3/м, и закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления.
В качестве обратной эмульсии можно использовать композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное. В качестве технической воды можно использовать раствор хлорида кальция или раствор хлорида калия. В качестве прямой эмульсии можно использовать композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния размером от 9 до 100 нанометров - 0.5-1.5, техническую воду - остальное.
Для выбора скважин и определения технологических параметров закачки эмульсионных систем производится следующий комплекс промыслово-исследовательских работ:
- анализ геолого-промысловых данных по скважинам и определение характера обводнения скважин;
- отбор проб жидкости для определения обводненности добываемой продукции и типа воды, поступающей в скважину;
- определение реагирующих добывающих скважин для оценки эффективности применения технологии;
- исследование герметичности эксплуатационной колонны;
- оценка состояния цементного кольца в интервале продуктивных пластов;
- определение приемистости скважины и профиля приемистости перфорированной мощности пласта; - снятие кривых восстановления давления и индикаторных кривых.
Конкретный объем исследований определяется для каждой скважины индивидуальным планом работ.
Ниже приведены примеры осуществления способа по первому и второму вариантам. Пример 1.
Обработка нагнетательной скважины в карбонатном пласте. Приемистость до обработки - 267 м3/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке - 20 м.
Произвели расстановку и обвязку оборудования согласно типовой схемы. Закачку рабочих жидкостей производили последовательно в три этапа. Время выдержки не предусматривали. На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, % об.: дизельное топливо - 25%, эмульгатор Синол-ЭМ (ТУ 2413-048-48482528- 98) - 1.5%, водный раствор хлорида калия с концентрацией 20 кг/м3 - 73.5 в объеме 3.6 м3/м. На втором этапе произвели закачку кислотного (солянокислотного) состава, % об. : 30- ти процентная соляная кислота - 57, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИКК (ТУ 2484-002-48482528-98) - 1.5, техническая вода плотностью 1000 кг/м3 - 32 в объеме 3 м3/м. На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, % об. : дизельное топливо - 10, эмульгатор Синол-ЭМ (ТУ 2413-048-48482528-98) - 1, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния (двуокись кремния - 31 % об., монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.7 % об., вода - 0.3 % об.) - 0,5, техническая вода с концентрацией хлорида калия 20 кг/м3 - 88.5, в объеме 4,2 м3/м с последующей продав кой жидкостью из системы поддержания пластового давления.
По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 1,2 тыс. т. на скважину. На момент оценки эффект продолжался.
Пример 2.
Обработка нагнетательной скважины в карбонатном пласте. Приемистость до обработки - 310 м3/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке - 38 м.
Произвели расстановку и обвязку оборудования согласно типовой схемы. Закачку рабочих жидкостей производили последовательно в три этапа. Время выдержки не предусматривали. На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, % об. : дизельное топливо - 27, эмульгатор Синол-ЭМ (ТУ 2413-048-48482528-98) - 1.5, водный раствор хлорида калия с концентрацией 25 кг/м3 - 31.5 в объеме 4.3 м3/м. На втором этапе произвели закачку кислотного (солянокислотного) состава, % об.: 30-ти процентная соляная кислота - 57, диэтиленгликоль - 8, уксусная кислота - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИКК (ТУ 2484-002-48482528-98) - 1,5, техническая вода плотностью 1000 кг/м3 - 32 в объеме 2.5 м3/м. На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, % об. : дизельное топливо - 15, эмульгатор Синол-ЭМ (ТУ 2413-048-48482528-98)
- 1.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния (двуокись кремния - 31 % об., монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.7 % об., вода - 0.3 % об.) - 1.5, техническая вода с концентрацией хлорида калия 25 кг/м3 - 82 в объеме 5.6 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления.
По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 1.43 тыс. т. на скважину. На момент оценки эффект продолжался.
Пример 3.
Обработка нагнетательной скважины в карбонатном пласте. Приемистость до обработки - 169 м3/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке
- 18 м.
Произвели расстановку и обвязку оборудования согласно типовой схемы. Закачку рабочих жидкостей производили последовательно в три этапа. Время выдержки не предусматривали. На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, % об.: дизельное топливо - 30, эмульгатор Ринго ЭМ (ТУ 2413-003-52412574-01)
- 2, водный раствор хлорида калия с концентрацией 30 кг/м3 - 68 в объеме 3 м3/м. На втором этапе произвели закачку кислотного (солянокислотного) состава, % об.: 30-ти процентная соляная кислота - 50, диэтиленгликоль - 6, уксусная кислота - 2, ингибитор коррозии Синол Синол ИК-001 (ТУ 2458-031-52412574-02) - 1.5, техническая вода плотностью 1000 кг/м3 - 40.5 в объеме 2 м3/м. На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, % об.: дизельное топливо - 17, эмульгатор Ринго ЭМ (ТУ 2413-003-52412574-01)
- 2, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния (двуокись кремния - 31 % об., монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.7 % об., вода - 0.3 % об.) - 1, техническая вода с концентрацией хлорида калия 30 кг/м3 - 80 в объеме 3,4 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления.
По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 1,04 тыс. т. на скважину. На момент оценки эффект продолжался. Пример 4.
Обработка нагнетательной скважины в карбонатном пласте. Приемистость до обработки - 390 м3/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке - 41 м.
Произвели расстановку и обвязку оборудования согласно типовой схемы. Закачку рабочих жидкостей производили последовательно в три этапа. Время выдержки не предусматривали. На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, % об.: дизельное топливо - 35, эмульгатор Ринго ЭМ (ТУ 2413-003-52412574-01)
- 3, водный раствор хлорида калия с концентрацией 30 кг/м3 - 62 в объеме 5 м3/м. На втором этапе произвели закачку кислотного (солянокислотного) состава, % об.: 30-ти процентная соляная кислота - 60, диэтиленгликоль - 10, уксусная кислота - 3, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 2458-031-52412574-02) - 2, техническая вода плотностью 1000 кг/м3 - 25 в объеме 2,5 м3/м. На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, % об.: дизельное топливо - 20, эмульгатор Ринго ЭМ (ТУ 2413-003-52412574-01) - 2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния (двуокись кремния - 31 % об., монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.7 % об., вода - 0.3 % об.) - 1.5, техническая вода с концентрацией хлорида калия 30 кг/м3- 76 в объеме 6,2 м3/м. с последующей продав кой жидкостью из системы поддержания пластового давления.
По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 1,58 тыс. т. на скважину. На момент оценки эффект продолжался.
Пример 5.
Обработка нагнетательной скважины в терригенном пласте. Приемистость до обработки - 177 м3/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке
- 33 м.
Произвели расстановку и обвязку оборудования согласно типовой схемы. Закачку рабочих жидкостей производили последовательно в три этапа. Время выдержки не предусматривали. На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 32, эмульгатор Синол ЭМИ (ТУ 2484-007-52412574-01) - 3, водный раствор хлорида кальция с концентрацией 17 кг/м3 - 65 в объеме 3 м3/м. На втором этапе произвели закачку кислотного (глинокислотного) состава, % об. : 30-ти процентная соляная кислота - 48, плавиковая кислота - 2, диэтиленгликоль - 6, уксусная кислота - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИК- 001 (ТУ 2458-031-52412574-02) - 1.5, техническая вода плотностью 1000 кг/м3 - 41 в объеме 2.4 м3/м. На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, % об. : подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20, эмульгатор Синол ЭМИ (ТУ 2484-007- 52412574-01) - 2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния (двуокись кремния - 30 % об. в изопропаноле - 68.5 и метиловом спирте - 1.5 % об.) - 1.5, техническая вода с концентрацией хлорида кальция 17 кг/м3 - 76 в объеме 3 м3/м. с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления.
По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 0,92 тыс. т. на скважину. На момент оценки эффект продолжался.
Пример 6.
Обработка нагнетательной скважины в терригенном пласте. Приемистость до обработки - 240 м3/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке - 58 м.
Произвели расстановку и обвязку оборудования согласно типовой схемы. Закачку рабочих жидкостей производили последовательно в три этапа. Время выдержки не предусматривали. На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 35, эмульгатор Синол ЭМИ (ТУ 2484-007-52412574-01) - 3, водный раствор хлорида кальция с концентрацией 17 кг/м3 - 62 в объеме 3.9 м3/м. На втором этапе произвели закачку кислотного (глинокислотного) состава, % об. : 30-ти процентная соляная кислота - 48, плавиковая кислота - 2, диэтиленгликоль - 6, уксусная кислота - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 2458-031-52412574-02) - 1.5, техническая вода плотностью 1000 кг/м3 - 41 в объеме 2.8 м3/м. На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 17, эмульгатор Синол ЭМИ (ТУ 2484-007-52412574-01) - 2.2, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния (двуокись кремния - 31 % об. в этиленгликоле - 69 % об.) - 1.5, техническая вода с концентрацией хлорида кальция 17 кг/м3 - 79.3 в объеме 4,2 м3/м. с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления.
По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 1.22 тыс. т. на скважину. На момент оценки эффект продолжался.
Пример 7. Обработка нагнетательной скважины в терригенном пласте. Приемистость до обработки - 182 м3/сут. Мощность перфорированного интервала, подлежащего обработке - 36 м.
Произвели расстановку и обвязку оборудования согласно типовой схемы. Закачку рабочих жидкостей производили последовательно в три этапа. Время выдержки не предусматривали. На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 28, эмульгатор Синол-ЭМ (ТУ 2413-048-48482528-98) - 2.5, водный раствор хлорида кальция с концентрацией 20 кг/м3 - 69.5 в объеме 3.2 м3/м. На втором этапе произвели закачку кислотного (глинокислотного) состава, % об. : 30-ти процентная соляная кислота - 48, плавиковая кислота - 2, диэтиленгликоль - 6, уксусная кислота - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИКК (ТУ 2484-002-48482528-98) - 1.5, техническая вода плотностью 1000 кг/м3 - 41 в объеме 2,5 м3/м. На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10, эмульгатор Синол-ЭМ (ТУ 2413-048-48482528-98) - 1, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния (двуокись кремния - 31 % об. в этиленгликоле - 69 % об.) - 0.7, техническая вода с концентрацией хлорида кальция 20 кг/м3 - 89.3 в объеме 3 м3/м. с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления.
По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 0,94 тыс. т. на скважину. На момент оценки эффект продолжался.
Пример 8.
Обработка группы нагнетательных скважин в терригенном пласте, закачкой технологических жидкостей через БКНС. Основные технологические параметры скважин и объемы закачки представлены на фиг. 8.
Произвели расстановку и обвязку оборудования согласно типовой схемы. Закачку рабочих жидкостей производили последовательно в три этапа. Время выдержки не предусматривали. На первом этапе произвели закачку обратной эмульсии следующего состава, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25, эмульгатор Синол-ЭМ (ТУ 2413-048-48482528-98) - 2.5, водный раствор хлорида калия с концентрацией 15 кг/м3 - 72.5 в объеме 4,05 м3/м (среднее на 12 скважин). Общий объем обратной эмульсии на 12 скважин составил 1689,5 м3. На втором этапе произвели закачку готовой смеси Неонол БС-1 (ТУ 2483-005-48482528-99) в объеме 2,28 м3/м (среднее на 12 скважин). Общий объем Неонол БС-1 на 12 скважин составил 951, 1 м3. На третьем этапе произвели закачку высокостабильной эмульсии прямого типа с содержанием коллоидного раствора наночастиц двуокиси кремния, % об.: подготовленная нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20, эмульгатор Синол-ЭМ (ТУ 2413-048-48482528-98) - 2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния (двуокись кремния - 30 % об. в изопропаноле - 68.5 и метиловом спирте - 1.5 % об.) - 1.5, техническая вода с концентрацией хлорида калия 15 кг/м3 - 76 в объеме 4,97 м3/м (среднее на 12 скважин) с последующей продав кой жидкостью из системы поддержания пластового давления.
Общий объем высокостабильной эмульсии на 12 скважин составил 2078,2 м3. Произвели отсоединение линий насосных агрегатов. После чего БКНС продолжила работу в соответствии с установленным технологическим режимом работы.
По прошествии 8 месяцев произвели оценку технологической эффективности обработки. Дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам составила 12, 6 тыс. т. На момент оценки эффект продолжался.
Таким образом, изобретение позволяет увеличить нефтеотдачу пластов и повысить эффективность разработки нефтегазовых месторождений за счет:
• увеличения охвата пластов воздействием;
• выравнивания фронта вытеснения нефти;
• изменения краевого угла избирательной смачиваемости горных пород;
• селективной блокировки наиболее проницаемых интервалов пластов;
· увеличения фильтрационных характеристик менее проницаемых интервалов пластов и доотмыва нефти;
• применения эмульсионных систем, не содержащих веществ, образующих нерастворимые осадки.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ увеличения нефтеотдачи пластов, включающий следующие последовательные этапы обработки пластов:
- закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м3/м с последующей продавкой кислотным составом объемом 2-3 м3/м,
- закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления,
при этом в качестве обратной эмульсии используют композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор - 1.5-3, техническая вода - остальное,
в качестве кислотного состава для карбонатных пластов используют солянокислотный состав, содержащий, % об.: 30%-ную соляную кислоту - 50-63, уксусную кислоту - 1-3, диэтиленгликоль - 6-12, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное,
в качестве кислотного состава для терригенных пластов используют глинокислотный состав, содержащий, % об.: 30%-ную соляную кислоту - 48-60, плавиковую кислоту - 1-4, диэтиленгликоль - 6-12, уксусную кислоту - 1-3, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное,
в качестве высокостабильной прямой эмульсии используют композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нанометров - 0.5-1.5, техническую воду - остальное.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве технической воды используют раствор хлорида кальция или раствор хлорида калия.
3. Способ увеличения нефтеотдачи пластов, включающий следующие последовательные этапы обработки пластов:
- закачку обратной эмульсии объемом 3-5 м3/м с последующей продавкой неионогенным поверхностно-активным веществом, в качестве которого используют композиционную смесь Неонол БС-1 объемом 2-3 м3/м,
- закачку высокостабильной прямой эмульсии с содержанием наночастиц двуокиси кремния объемом 3-7 м3/м с последующей продавкой жидкостью из системы поддержания пластового давления, при этом в качестве обратной эмульсии используют композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 25-35, эмульгатор -1.5-3, техническая вода - остальное,
при этом в качестве высокостабильной прямой эмульсии используют композицию следующего состава, % об.: дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 1-2.5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 9 до 100 нанометров - 0.5-1.5, техническую воду - остальное.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что в качестве технической воды используют раствор хлорида кальция или раствор хлорида калия.
PCT/RU2018/050080 2017-07-21 2018-07-18 Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) WO2019017824A1 (ru)

Priority Applications (6)

Application Number Priority Date Filing Date Title
MYPI2020000350A MY193737A (en) 2017-07-21 2018-07-18 Method of increasing the oil recovery from an oil-bearing formation
CN201880049157.XA CN110945208B (zh) 2017-07-21 2018-07-18 提高地层采油率的方法
CA3070591A CA3070591C (en) 2017-07-21 2018-07-18 Method of increasing the oil recovery of formations (embodiments)
EA202090356A EA202090356A1 (ru) 2017-07-21 2018-07-18 Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты)
US16/632,403 US11248161B2 (en) 2017-07-21 2018-07-18 Method of increasing the oil recovery from an oil-bearing formation
EP18836165.3A EP3656973A4 (en) 2017-07-21 2018-07-18 PROCESS FOR INCREASING THE OIL YIELD OF LAYERS (VARIANTS)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017126170 2017-07-21
RU2017126170A RU2670808C9 (ru) 2017-07-21 2017-07-21 Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2019017824A1 true WO2019017824A1 (ru) 2019-01-24

Family

ID=63923441

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2018/050080 WO2019017824A1 (ru) 2017-07-21 2018-07-18 Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты)

Country Status (8)

Country Link
US (1) US11248161B2 (ru)
EP (1) EP3656973A4 (ru)
CN (1) CN110945208B (ru)
CA (1) CA3070591C (ru)
EA (1) EA202090356A1 (ru)
MY (1) MY193737A (ru)
RU (1) RU2670808C9 (ru)
WO (1) WO2019017824A1 (ru)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2728168C9 (ru) * 2020-01-21 2020-10-28 Общество с ограниченной ответственностью "Джиар Петролеум" Способ предотвращения прорывов пластовых вод к забоям газовых, газоконденсатных или газогидратных скважин
RU2742168C1 (ru) * 2020-03-25 2021-02-02 Общество с ограниченной ответственностью "ОИЛМАЙНД" Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины
RU2748198C1 (ru) * 2020-09-30 2021-05-20 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта
CN112694874B (zh) * 2020-12-25 2021-11-02 成都理工大学 一种固-液往复相变深部液流转向剂
CN114645701B (zh) * 2022-04-15 2024-03-22 山东省鲁南地质工程勘察院(山东省地质矿产勘查开发局第二地质大队) 基于构造应力场的碳酸盐岩地热井定井方法
CN115324553B (zh) * 2022-10-13 2022-12-13 西安博探石油工程有限公司 一种纳米混相渗吸驱油自交联压裂方法

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1624132A (en) 1921-03-26 1927-04-12 Brown Engineering Corp Gas-control appliance
SU1624132A1 (ru) * 1988-10-31 1991-01-30 Государственный научно-исследовательский и проектный институт по освоению месторождений нефти и газа "Гипроморнефтегаз" Способ увеличени нефтеотдачи обводненных пластов
RU2065946C1 (ru) 1994-04-27 1996-08-27 Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии Композиция для повышения нефтеотдачи пласта
RU2109939C1 (ru) * 1996-06-27 1998-04-27 Закрытое акционерное общество "Тюмень-Технология" Состав для ограничения притока пластовых вод
RU2257463C1 (ru) 2004-02-10 2005-07-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ регулирования разработки нефтяных месторождений
US20160017204A1 (en) * 2014-07-18 2016-01-21 Cesi Chemical, Inc. Methods and compositions comprising particles for use in oil and/or gas wells

Family Cites Families (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3261399A (en) * 1963-06-19 1966-07-19 Marathon Oil Co Process utilizing the combination of miscible and thickened floods in petroleum recovery
US3443636A (en) * 1967-09-06 1969-05-13 Marathon Oil Co Processes for the simultaneous displacement of petroleum and water in formations
US5238068A (en) * 1992-07-01 1993-08-24 Halliburton Company Methods of fracture acidizing subterranean formations
US5547022A (en) * 1995-05-03 1996-08-20 Chevron U.S.A. Inc. Heavy oil well stimulation composition and process
US5797456A (en) * 1995-08-08 1998-08-25 Nalco/Exxon Energy Chemicals,L.P. Surfactant additive for oil field acidizing
RU2184836C2 (ru) * 2000-04-25 2002-07-10 Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах
US20130199788A1 (en) * 2010-02-12 2013-08-08 Julian Richard BARNES Method and composition for enyhanced hydrocarbons recovery
AU2011343383A1 (en) * 2010-12-17 2013-06-20 Akzo Nobel Chemicals International B.V. Process to control iron in oil and gas applications using a chelating agent
RU2501943C2 (ru) * 2012-02-07 2013-12-20 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта
US20140116695A1 (en) * 2012-10-30 2014-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Emulsified acid with hydrophobic nanoparticles for well stimulation
WO2016007130A1 (en) * 2014-07-08 2016-01-14 Halliburton Energy Services, Inc. Generating and maintaining conductivity of microfractures in tight formations with inverted microemulsified acid treatment fluids
RU2583104C1 (ru) * 2014-12-17 2016-05-10 Виталий Вячеславович Сергеев Способ обработки призабойной зоны пласта
CA2994101C (en) * 2015-09-23 2019-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Enhancing complex fracture networks in subterranean formations
CN106050209B (zh) * 2016-06-27 2018-09-25 烟台智本知识产权运营管理有限公司 一种提高低渗透稠油井产量的方法
CN106893571B (zh) * 2017-03-03 2019-09-20 中国石油大学(华东) 一种水包油乳状液驱油剂

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1624132A (en) 1921-03-26 1927-04-12 Brown Engineering Corp Gas-control appliance
SU1624132A1 (ru) * 1988-10-31 1991-01-30 Государственный научно-исследовательский и проектный институт по освоению месторождений нефти и газа "Гипроморнефтегаз" Способ увеличени нефтеотдачи обводненных пластов
RU2065946C1 (ru) 1994-04-27 1996-08-27 Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии Композиция для повышения нефтеотдачи пласта
RU2109939C1 (ru) * 1996-06-27 1998-04-27 Закрытое акционерное общество "Тюмень-Технология" Состав для ограничения притока пластовых вод
RU2257463C1 (ru) 2004-02-10 2005-07-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ регулирования разработки нефтяных месторождений
US20160017204A1 (en) * 2014-07-18 2016-01-21 Cesi Chemical, Inc. Methods and compositions comprising particles for use in oil and/or gas wells

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of EP3656973A4

Also Published As

Publication number Publication date
MY193737A (en) 2022-10-27
CN110945208B (zh) 2022-02-25
RU2670808C1 (ru) 2018-10-25
US20200231863A1 (en) 2020-07-23
RU2670808C9 (ru) 2018-11-28
CA3070591C (en) 2022-08-16
EP3656973A1 (en) 2020-05-27
US11248161B2 (en) 2022-02-15
EA202090356A1 (ru) 2020-08-17
EP3656973A4 (en) 2021-04-21
CA3070591A1 (en) 2019-01-24
CN110945208A (zh) 2020-03-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2670808C1 (ru) Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты)
CA2094088C (en) Gas well treatment compositions and methods
RU2528186C2 (ru) Усовершенствование способа добычи нефти с использованием полимера без дополнительного оборудования или продукта
CN109996930B (zh) 处理井底地层带的方法
RU2463445C2 (ru) Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа
WO2019209312A1 (en) Polyamine polyethers as nonemulsifier components
WO2016090089A1 (en) Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions
CN111433432B (zh) 在油气井的建井期间消除流体漏失的方法
RU2525413C2 (ru) Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин
CN110168012B (zh) 多相聚合物悬浮液及其用途
Hayavi et al. Application of polymeric relative permeability modifiers for water control purposes: Opportunities and challenges
RU2597305C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах
WO2023114299A1 (en) Conformance control, sweep efficiency, deep diversion, and water shutoff method
EA040894B1 (ru) Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты)
CN112211609B (zh) 一种深层碳酸盐岩油气藏重复酸压方法
RU2536070C1 (ru) Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов
RU2451168C1 (ru) Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов
RU2206727C1 (ru) Способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения
RU2755114C1 (ru) Способ разработки слоистой нефтяной залежи
RU2768864C1 (ru) Способ повышения продуктивности скважин
RU2813288C1 (ru) Способ выравнивания профиля приёмистости паронагнетательной скважины
RU2792491C1 (ru) Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов
US11739620B1 (en) Methodology to improve the efficiency of gravity drainage CO2 gas injection processes
RU2779501C1 (ru) Способ разработки неоднородного по геологическому строению нефтяного пласта заводнением
RU2781721C1 (ru) Способ обработки призабойной зоны пласта (варианты)

Legal Events

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

Ref document number: 18836165

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 3070591

Country of ref document: CA

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2018836165

Country of ref document: EP

Effective date: 20200221