WO2019245410A1 - Способ селективной обработки призабойной зоны пласта - Google Patents

Способ селективной обработки призабойной зоны пласта Download PDF

Info

Publication number
WO2019245410A1
WO2019245410A1 PCT/RU2019/050008 RU2019050008W WO2019245410A1 WO 2019245410 A1 WO2019245410 A1 WO 2019245410A1 RU 2019050008 W RU2019050008 W RU 2019050008W WO 2019245410 A1 WO2019245410 A1 WO 2019245410A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
vol
esn
silicon dioxide
composition
tubing
Prior art date
Application number
PCT/RU2019/050008
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 CA3103657A priority Critical patent/CA3103657A1/en
Priority to BR112020024998-0A priority patent/BR112020024998B1/pt
Priority to MX2020013387A priority patent/MX2020013387A/es
Priority to CN201980038868.1A priority patent/CN112513420B/zh
Priority to EP19822104.6A priority patent/EP3816395A4/en
Priority to EA202092650A priority patent/EA038753B1/ru
Priority to US17/251,300 priority patent/US11261718B2/en
Publication of WO2019245410A1 publication Critical patent/WO2019245410A1/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
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
    • 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
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B82—NANOTECHNOLOGY
    • B82Y—SPECIFIC USES OR APPLICATIONS OF NANOSTRUCTURES; MEASUREMENT OR ANALYSIS OF NANOSTRUCTURES; MANUFACTURE OR TREATMENT OF NANOSTRUCTURES
    • B82Y30/00—Nanotechnology for materials or surface science, e.g. nanocomposites
    • 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
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • 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
    • C09K8/62—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
    • 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
    • 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
    • C09K2208/32—Anticorrosion additives

Definitions

  • the invention relates to the oil industry, and in particular to technologies for intensifying oil production in order to increase the pace of development of oil and gas fields and increase the oil recovery coefficient.
  • Advanced watering of oil and gas objects is one of the most common problems that reduce the efficiency of oil and gas field development.
  • Several leading factors can simultaneously be causes of waterlogging, including geological micro- and macroinhomogeneity of the formations, natural fracturing of the formations in combination with intensive development systems, a high level of well interference, widespread adoption of hydraulic fracturing technology, etc.
  • the main difficulty in the fight against leading waterlogging is that all of the above factors can be combined within a single development and field.
  • Selectivity can consist in the property of water-limiting process fluids to selectively block the most permeable water-saturated intervals of reservoirs, which ensures redistribution of filtration flows over the volume of the reservoir and involvement of less permeable stagnant zones in the development processes.
  • the impact is carried out in stages: the first stage is processing high-permeability zones of the bottom-hole zone with an emulsion solution (hereinafter referred to as ER), the second stage is the injection of the oil rim, the third stage is the effect of the acid composition on the low-permeability intervals of the bottom-hole zone.
  • the wettability of the PZP rocks is preliminarily determined, and in the case of hydrophilicity of the rocks, a direct type ER of the following composition is used, May.
  • % emulsifier of the brand Sinol EM or Sinol EMR - 3-5, the hydrocarbon phase (diesel fuel or prepared oil from the oil collection point) - 20-25, the colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 0.5-3, the aqueous phase - the rest.
  • an inverse type ER of the following composition is used, May. %: emulsifier of the brand Sinol EM or Sinol EMR - 3-5, the hydrocarbon phase (diesel fuel or prepared oil from the oil collection point) - 40-45, the colloidal solution of silicon dioxide nanoparticles - 1-3, the aqueous phase - the rest.
  • the technology is limited in the number of repeated applications - no more than two.
  • the frequency of conducting hydrochloric or clay-acid treatments of PZP on average is 12-16 months, and the period of economically feasible well operation can reach 25 years.
  • the disadvantage of this method is the limitation for the application of technology in high-temperature formations with a reservoir temperature of more than 90 ° C, and the limitation in the number of repeated applications is not more than two.
  • a method for treating the bottom-hole zone of an oil reservoir which includes sequential injection of a hydrocarbon solution of a product based on a nonionic surfactant and an acid-containing reagent, and subsequent sale of water into the reservoir.
  • a hydrocarbon solution of a product based on nonionic surfactants use, in particular, a hydrocarbon solution of an invert emulsion emulsifier.
  • an acid-containing reagent for example, hydrochloric acid or a mixture of hydrochloric and hydrofluoric acids (clay acid) or a clay-acid composition of the brand GK ML and others can be used.
  • the disadvantage of this method is the injection in the PZP of a hydrocarbon solution of a surfactant (URPAW) as a water-limiting composition, which, having a low dynamic viscosity (in the range 1.27-1.85 mPa-s) in reservoir conditions, does not create sufficient hydraulic resistance to prevent filtration processes of reservoir and water Also, the disadvantage is the need for holding URPAV for 1 -24 hours, which significantly increases the downtime of the well for repair.
  • URPAW surfactant
  • a method for treating an oil-containing formation which consists in sequentially pumping a hydrocarbon fluid and a solution of sulfuric acid into the near-wellbore zone.
  • a hydrocarbon liquid a composition is used that contains, in particular, light oil fractions, an emulsifier, and a corrosion inhibitor.
  • the disadvantage of this method is the use of a solution of sulfuric acid (75-96 wt.%), which is characterized by high corrosiveness in relation to downhole equipment and casing strings, in addition, the method does not determine the amount of sulfuric acid injected and it is proposed to pump acid into the borehole zone the treated formation until the pH drops below 6.0 at a neighboring well, which in practice cannot be controlled with sufficient accuracy.
  • the disadvantage of this method is the use of hydrochloric acid in the mixture, and not a separate step in the processing of the intervals with an acid composition with a certain concentration of the active substance. This fact also does not allow selective processing of less permeable channels of the bottomhole formation zone.
  • a method for treating the bottom-hole zone of a formation which consists in treating the bottom-hole zone of a formation with a composition containing an emulsion system, an acid composition and an aqueous solution of salt .
  • the composition used contains diesel fuel or oil, an emulsifier, microparticles of silicon dioxide, an aqueous solution of salt, hydrochloric and acetic acids.
  • the disadvantage of this method is the proposed dispersion procedure, which leads to coagulation of solid particles in the aqueous phase and the inability to prepare an emulsion with uniform dispersion, and in one embodiment of the method it is proposed to use hydrochloric and other acids in a mixture, rather than a separate stage of processing the intervals with an acid composition with a certain concentration of the active substance, which does not allow you to selectively process less permeable channels PZP.
  • the essence of the invention lies in the fact that they carry out three or more stages of processing the bottom-hole zone of the formation with the estimated frequency of implementation of the stages, and the implementation of the second and each subsequent stage is carried out while reducing the productivity coefficient and / or daily oil production rate by 25% or more over the past 6 months well operation.
  • the bottom-hole zone of the formation is treated sequentially with a highly stable emulsion system, an acid composition and an aqueous solution of potassium chloride or calcium chloride
  • the bottom-hole zone of the formation is sequentially treated with a highly stable emulsion system, a composition of surfactants and alcohols and an aqueous a solution of potassium chloride or calcium chloride.
  • a highly stable emulsion system contains (% vol.): Diesel fuel or prepared oil from the oil preparation and pumping station - 10-20, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm - 0.25-1, or hydrophilic colloidal solution silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm - 0.25-1, or hydrophilic nanoparticles of dry amorphous silicon dioxide with a particle size of 5 to 500 nm - 1-2, as well as an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride - the rest.
  • a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 31-32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67-68.8, water - the rest.
  • a colloidal solution of hydrophilic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 30-31 in isopropanol - 67-68.5 and methyl alcohol - the rest, or silicon dioxide - 29-31 in ethylene glycol - the rest .
  • the acid composition for carbonate rocks contains (% vol.): 30% hydrochloric acid 63.5-65, acetic acid 3.5, diethylene glycol 8-9, amide based water repellent agent 1.5-2, corrosion inhibitor 1.5-2, process water - the rest.
  • the acid composition for terrigenous rocks contains (% vol.): 30% hydrochloric acid 60.5-61, hydrofluoric acid 3-4, acetic acid 3.3-3.5, diethylene glycol 8-9, amide based water repellent 1.5- 2, corrosion inhibitor - 1.8-2, industrial water - the rest.
  • composition of surfactants and alcohols contains (% vol.): Monoalkylphenyl ethers of polyethylene glycol - 40-41, sodium alkyliminodipropionates - 2.5-3, polyglycols - 15-16, methanol - the rest.
  • the technical result of the claimed invention is to increase the thermal stability of the emulsion system, increase the pace of development of an oil and gas-bearing object, increase the duration of the positive effect and additional oil production.
  • the invention is illustrated by the following graphic materials.
  • FIG. Figure 1 shows a schematic illustration of the structure of a highly stable emulsion system with a content of silicon dioxide nanoparticles (hereinafter - ESN).
  • FIG. 2 is a table revealing the technique and equipment for the preparation of ENG.
  • FIG. 3 is a table showing the technique and equipment for injecting ENG into the well.
  • FIG. Figure 4 shows the arrangement of special equipment in the well during the implementation of the processing stage.
  • FIG. 5 is a flow chart of processing using one packer device.
  • FIG. 6 is a flow chart of processing using two packer devices.
  • FIG. 7 is a table with the results of testing the thermal stability of classical emulsions and ESN at 140 ° C.
  • FIG. Figure 8 shows the flow curves of samples of classical emulsion (hereinafter referred to as ES) and ESN at 20 ° C.
  • FIG. Figure 9 shows the flow curves of ES and ESN samples at 90 ° C.
  • FIG. Figure 10 shows the viscosity curves of ES and ESN samples at 20 ° C.
  • FIG. 11 shows the viscosity curves of ES and ESN samples at 90 ° C.
  • FIG. Figure 12 shows the dynamics of changes in pressure drop and permeability in the study of the impact of ENG on core carbonate rocks.
  • FIG. Figure 13 shows the dependence of the residual resistance factor of the ESN on the pressure drop in the cores of carbonate rocks.
  • Filtration processes of process fluids and formation fluids in porous media are determined by phenomena occurring both at the interfaces between process fluids, oil, water, gas, and at the contact of process fluids and formation fluids with rock.
  • the proposed method for the selective treatment of the bottom-hole formation zone (hereinafter - PZP) in order to intensify oil production is developed on the basis of the properties of process fluids to change and effectively control the surface-molecular properties of rocks.
  • the PPP is processed sequentially in three stages of pumping process fluids with different physicochemical properties.
  • three or more stages of processing of the PPP are provided with the estimated frequency of the stages.
  • Each stage of the processing of PZP includes three stages of pumping technological fluids into the well, combined into one technological process, which ensures the selectivity of processing by technology.
  • an ESN is injected into the PZP to change the wettability and to limit the injectivity of the most permeable water-saturated PZP intervals.
  • a highly stable emulsion system contains (% vol.): Diesel fuel or prepared oil from the oil preparation and pumping station - 10-20, emulsifier - 3, a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm - 0.25-1, or a colloidal solution of hydrophilic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm is 0.25-1, or hydrophilic nanoparticles of dry amorphous silicon dioxide with a particle size of 5 to 500 nm is 1-2, and an aqueous solution of calcium chloride or potassium chloride is the rest.
  • a composition containing (% vol.) Is used fatty acid amino amides - 43-45, amine oxide - 0.7-1, diesel fuel - the rest.
  • a composition containing (% vol.) Is used fatty acid amino amides - 43-45, amine oxide - 0.7-1, lime or bentonite as a crosslinking high-temperature filler - 2- 5, diesel fuel - the rest.
  • the used colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 31-32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67-68.8, water - the rest, and a colloidal solution of hydrophilic silicon dioxide nanoparticles with a size particles from 5 to 100 nm contains (% vol.): silicon dioxide - 30-31 in isopropanol - 67-68.5 and methyl alcohol - the rest, or silicon dioxide - 29-31 in ethylene glycol - the rest.
  • FIG. 1 is a schematic representation of an ESN structure, where 1 is a hydrocarbon medium, 2 is an aqueous phase globule, 3 is an adsorption-solvate layer of silicon dioxide and surfactant nanoparticles.
  • Water-washed most permeable intervals of the reservoir are hydrophilic, which creates additional resistance to progress along them a predominantly hydrophobic emulsion system and reduces the risk of the emulsion system breaking deeper into the formation through water-washed filtration channels.
  • the acid composition is injected to push ESN deep into the bottomhole zone and increase the filtration parameters of less permeable bottom hole zones.
  • a change in the wettability angle of the rocks as a result of the injection of a hydrocarbon emulsion system at the first stage of processing leads to additional resistance for the movement of a water-based acid composition through these channels, which under these conditions will be filtered mainly in less permeable intervals of the formation.
  • Acid compositions due to the partial dissolution of a number of muds and rock minerals can increase the filtration parameters of the less permeable intervals of the reservoir, providing a redistribution of the filtration flows of fluids entering the bottomhole formation zone.
  • the acid composition for carbonate rocks of the bottomhole formation zone contains (% vol.): 30 percent hydrochloric acid 63.5-65, acetic acid 3.5, diethylene glycol 8-9, amide based water repellent 1.5-2, corrosion inhibitor 1.5-2 -2, industrial water - the rest.
  • the acid composition for terrigenous rocks of the bottomhole formation zone contains (% vol.): 30% hydrochloric acid 60.5-61, hydrofluoric acid 3-4, acetic acid 3.3-3.5, diethylene glycol 8-9, amide-based water repellent agent - 1.5-2, corrosion inhibitor - 1.8-2, process water - the rest.
  • an aqueous solution of potassium chloride or calcium chloride is injected, as a result of which the technological compositions injected into the PZP are forced deep into the PZP.
  • Aqueous solutions of potassium chloride or calcium chloride are used (concentration in the range of 10-100 kg / m 3 with a solution density in the range of 1030-1350 kg / m 3 ) corresponding to the physicochemical characteristics of the kill fluids used in the treated formation.
  • composition of surfactants and alcohols contains (% vol.): Monoalkylphenyl ethers of polyethylene glycol - 40-41, sodium alkyliminodipropionates - 2.5-3, polyglycols - 15-16, methanol - the rest.
  • the time period between the implementation of the second and subsequent stages is determined based on the specific technological parameters of the well’s work, processed at the first stage, namely, the second and each subsequent stages of the processing of the bottom hole are subject to implementation while reducing the productivity coefficient and / or daily oil production rate by 25% and more over the last 6 months of well operation.
  • the productivity coefficient is equal to the ratio of the daily production rate of the well to the depression at the bottom, and depends on a large number of factors, including the effective thickness and permeability of the formation, the diameter of the well, the degree and perfection of opening the formation, the composition and viscosity of the formation fluid, and the skin factor and etc.
  • the rheological parameters of classical emulsions and ENG were measured on a Rheotest RN 4.1 rotational viscometer (Medingen GmbH, Germany) using a cylindrical measuring system (cylinder-to-cylinder) in the range of shear rates from 0.1 to 300 s -1 at temperatures of 20 and 90 ° ⁇ .
  • the measurement error is ⁇ 3%.
  • K - consistency (Pa-s), a measure of the consistency of a liquid (the higher the viscosity, the greater the value of this parameter);
  • V is the shear strain rate, s 1 ;
  • h is the structural viscosity (Pa-s);
  • n - non-Newtonian index characterizes the degree of non-Newtonian behavior of the solution (the more n differs from 1, the higher the manifestation of non-Newtonian properties); then - ultimate shear stress (Pa) - characterizes the amount of external energy needed to start the fluid flow.
  • the rheological properties of emulsion systems make it possible to control shear stresses and dynamic viscosity by varying the volume of the aqueous component of the system.
  • the ability to control these parameters is an important technological property that must be taken into account in conjunction with the geological and physical characteristics of the formation when designing impacts using technologies for intensifying oil production.
  • a kill fluid is used, which is used at a specific facility with a density of at least 1050 kg / m 3 .
  • BPES emulsion systems
  • the quality of the preparation and the stability of the properties of the SPE depends on the completeness of the mixing of the entire volume of the preparation tank, the purity of the containers, the input speed of the components and the dispersion time. It is recommended to use a container with “beveled” corners (the shape is close to cylindrical).
  • the necessary equipment for the preparation of an ENG is shown in FIG. 2.
  • the estimated amount of diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and pumping of oil (dispersion medium) is collected in the tank for the preparation of an ENG.
  • a centrifugal circulation pump and a paddle stirrer are started at maximum speed.
  • the minimum required rotation speed is 100 rpm.
  • the estimated amount of diesel fuel or prepared oil from the point of preparation and pumping of oil (dispersion medium) is collected in the tank for the preparation of an ENG.
  • the paddle stirrer is launched at maximum speed.
  • the minimum required rotation speed is 100 rpm.
  • the technological capacity with ESN is put on circulation for 1-2 hours using the CA-320 pump unit. After gaining viscosity and dispersion (uniformity) of the ESA, stop circulation and take a control sample. After quality control, pump the ESN into the storage tank.
  • ESN can be prepared prior to shipment and stored in an accumulation tank for 24 hours after preparation. Limiting the shelf life of ESN is associated with the risk of delamination, a set of excess viscosity during cooling in the winter.
  • PNU mobile steam unit
  • ADPM modernized mobile dewaxing unit
  • Control is carried out by assessing the sedimentation stability of ESN. Test it is considered positive if, when the ESF was held at room temperature for 1 h, the aqueous phase was separated no more than 2% of the total ESN volume. If there are signs of delamination, continue mixing for another 1 hour. Repeat stratification test.
  • the list of equipment and special equipment is basic and may include additional names depending on the conditions of work, the location of the mud unit, technological parameters and design features of the well.
  • KRS 1 team of overhaul of wells
  • the estimated injectivity of the treated well is measured, the packer and EC are crimped. If the injectivity of the well is less than 150 m 3 / day at a pressure of 100 atm, a decision is made on the preliminary preparation of the well by conducting an acid bath or solvent, reperforation.
  • FIG. 5 and 6 two variants of the technological schemes for conducting the treatments are presented, shown in FIG. 5 and 6, where 8 is a buffer valve, 9 is a preventer, 10 is a pressure gauge, 1 1 is a production string, 12 is tubing, 13 is a packer with a hydraulic anchor, 14 is a shank with a funnel, 15 is a productive interval, 16 is a slot filter, 17 - target production interval, 18 - plug, 19 - bypass valve, 20 - mechanical packer, 21 - underlying productive interval.
  • Process fluids are pumped at the highest possible flow rate and pressure. If the injection pressure reaches 80% of the maximum operating pressure of the equipment, it is necessary to reduce the flow rate and continue pumping the remaining volume of process fluids.
  • a sump catcher must be included in the layout being lowered into the well.
  • the exposure time depends on the concentration of hydrochloric and / or hydrofluoric acid in the composition, and in some cases is not provided. The exact exposure time is determined by laboratory tests for dissolving the core of the rock with an acidic composition or changing the wettability of the rocks with a surfactant composition.
  • the tubing string shoe was installed in the interval 2 m below the treated PZP interval.
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 15, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm - 0.4, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1173 kg / m 3 - 81.6.
  • the emulsifier contains (% vol.): Amino acids of fatty acids - 43, amine oxide - 0.7, diesel fuel - 56.3.
  • a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 31, propylene glycol monomethyl ether - 68.8, water - 0.2.
  • ESN contains (% vol.): Diesel fuel - 13, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm - 0.3, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1172 kg / m 3 - 83.7.
  • the emulsifier contains (% vol.): Amino acids of fatty acids - 43.5, amine oxide - 0.85, diesel fuel - 55.65.
  • a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 31.8, propylene glycol monomethyl ether - 68.15, water - 0.05.
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 16, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophobic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm - 0.25, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1173 kg / m 3 - 80.75.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 45, amine oxide - 1, diesel fuel - 54.
  • a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 32.5 , propylene glycol monomethyl ether - 67, water - 0.5.
  • ESA composition located in the tubing string and in the under-packer zone of ESN in a volume of 1.5 m 3 / m.
  • a surfactant composition of the following composition was used (% vol.): Monoalkylphenyl ethers of polyethylene glycol - 40, sodium alkyliminodipropionates - 2.5, polyglycols - 15, methanol - 42.5.
  • the surfactant composition When selling, the surfactant composition was pumped to the level of the tubing shoe.
  • the pressure when pushing the last batch of SPE into the formation was set at a level not higher than the safe pressure on the casing.
  • ESN contains (% vol.): Diesel fuel - 18, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophilic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm - 0.25, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1200 kg / m 3 - 78.75.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid aminoamides - 45, amine oxide - 0.9, diesel - 54.1.
  • a colloidal solution of hydrophilic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 30 in isopropanol - 67 and methyl alcohol 3
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 15, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophilic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm - 0.25, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1200 kg / m 3 - 81.75.
  • the emulsifier contains (% vol.): Amino acids of fatty acids - 43.5, amine oxide - 0.95, diesel fuel - 55.55.
  • a colloidal solution of hydrophilic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 31 in isopropanol - 68.5 and methyl alcohol - 0.5.
  • ESN was injected in a volume of 1.2 m 3 / m and the packer was landed in the following sequence: - Uploaded ESN to a level of 25 m above the upper perforation holes of the treated interval (on average half of the estimated volume of the ESN).
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 20, emulsifier - 3, Colloidal solution of hydrophilic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm - 0.25, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1205 kg / m 3 - 76.75.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 43, amine oxide - 1, diesel fuel - 56.
  • a colloidal solution of hydrophilic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 30.6 in isopropanol - 67.5 and methyl alcohol - 1.9.
  • ESA composition located in the tubing string and in the under-packer zone of ESN in a volume of 1.5 m 3 / m.
  • a surfactant composition of the following composition was used (% vol.): Monoalkylphenyl ethers of polyethylene glycol - 40.6, sodium alkyliminodipropionates - 2.8, polyglycols - 15.7, methanol - 40.9.
  • the surfactant composition When selling, the surfactant composition was pumped to the level of the tubing shoe.
  • the pressure when pushing the last batch of SPE into the formation was set at a level not higher than the safe pressure on the casing.
  • SPE contains (% vol.): Prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 17, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm - 0.3, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1155 kg / m 3 - 79.7.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 43, amine oxide - 0.7, crosslinking high temperature filler (lime) - 2, diesel fuel - 54.3.
  • a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 31, propylene glycol monomethyl ether - 68.7, water - 0.3.
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 15, emulsifier - 3, a colloidal solution of hydrophobic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm - 0.3, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1157 kg / m 3 - 81.7.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid aminoamides - 43.5, amine oxide - 0.85, crosslinking high-temperature filler (lime) - 3, diesel fuel - 52.65.
  • a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 31.8, propylene glycol monomethyl ether - 68, water - 0.2.
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 16, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm - 0.25, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1158 kg / m 3 - 80.75.
  • the emulsifier contains (% vol.): Amino acids of fatty acids - 44.5, amine oxide - 0.8, crosslinking high-temperature filler (lime) - 4.5, diesel fuel - 50.2.
  • a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67, water - 0.5.
  • ESA composition located in the tubing string and in the under-packer zone of ESN in a volume of 1.2 m 3 / m.
  • a surfactant composition of the following composition was used (% vol.): Monoalkylphenyl ethers of polyethylene glycol - 40, sodium alkyliminodipropionates - 2.5, polyglycols - 15, methanol - 42.5.
  • the surfactant composition When selling, the surfactant composition was pumped to the level of the tubing shoe.
  • the pressure when pushing the last batch of SPE into the formation was set at a level not higher than the safe pressure on the casing.
  • ESN contains (% vol.): Diesel fuel - 10, emulsifier - 3, a colloidal solution of hydrophilic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm - 0.25, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1200 kg / m 3 - 86.75.
  • the emulsifier contains (% vol.): Amino acids of fatty acids - 45, amine oxide - 0.9, crosslinking high-temperature filler (bentonite) - 5, diesel fuel - 49.1.
  • a colloidal solution of hydrophilic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 30 in isopropanol - 67 and methyl alcohol - 3.
  • ESN contains (% vol.): Diesel fuel - 13, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophilic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm - 0.3, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1203 kg / m 3 - 83.7.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 43.5, amine oxide - 0.95, crosslinking high-temperature filler (bentonite) - 4.5, diesel fuel - 51.05.
  • Colloidal solution of hydrophilic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 up to 100 nm contains (% vol.): silicon dioxide - 31 in isopropanol - 68.5 and methyl alcohol - 0.5.
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the point of oil preparation and pumping - 18, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophilic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm - 0.3, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1205 kg / m 3 - 78.7.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 43, amine oxide - 1, a crosslinking high-temperature filler (bentonite) - 4, diesel fuel - 52.
  • a colloidal solution of hydrophilic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains ( % vol.): silicon dioxide - 30.6 in isopropanol - 67.5 and methyl alcohol - 1.9.
  • ESA composition located in the tubing string and in the under-packer zone of ESN in a volume of 1.5 m 3 / m.
  • a surfactant composition of the following composition was used (% vol.): Monoalkylphenyl ethers of polyethylene glycol - 40.6, sodium alkyliminodipropionates - 2.8, polyglycols - 15.7, methanol - 40.9.
  • the surfactant composition When selling, the surfactant composition was pumped to the level of the tubing shoe.
  • the pressure when pushing the last batch of SPE into the formation was set at a level not higher than the safe pressure on the casing.
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the oil preparation and pumping station - 15, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm - 1, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1170 kg / m 3 - 81.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 43, amine oxide - 0.7, diesel fuel - 56.3.
  • a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 31, propylene glycol monomethyl ether - 68.8, water - 0.2.
  • ESN contains (% vol.): Diesel fuel - 13, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm - 0.8, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1170 kg / m 3 - 83.2.
  • the emulsifier contains (% vol.): Amino acids of fatty acids - 43.5, amine oxide - 0.85, diesel fuel - 55.65.
  • a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 31.8, propylene glycol monomethyl ether - 68.15, water - 0.05.
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 16, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm - 1, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1173 kg / m 3 - 80.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 45, amine oxide - 1, diesel fuel - 54.
  • a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Dioxide silicon - 32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67, water - 0.5.
  • ESA composition located in the tubing string and in the under-packer zone of ESN in a volume of 1.5 m 3 / m.
  • a surfactant composition of the following composition was used (% vol.): Monoalkylphenyl ethers of polyethylene glycol - 40, sodium alkyliminodipropionates - 2.5, polyglycols - 15, methanol - 42.5.
  • the surfactant composition was pumped to the level of the tubing shoe. The pressure when pushing the last batch of SPE into the formation was set at a level not higher than the safe pressure on the casing.
  • ESN contains (% vol.): Diesel fuel - 18, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophilic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm - 0.5, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1205 kg / m 3 - 78.5.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid aminoamides - 45, amine oxide - 0.9, diesel - 54.1.
  • a colloidal solution of hydrophilic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 30 in isopropanol - 67 and methyl alcohol 3
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 15, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophilic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm - 1, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1205 kg / m 3 - 81.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid aminoamides - 43.5, amine oxide - 0.95, diesel fuel - 55.55.
  • a colloidal solution of hydrophilic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 31 in isopropanol - 68.5 and methyl alcohol - 0.5.
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 20, emulsifier - 3, Colloidal solution of hydrophilic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm - 0.8, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1205 kg / m 3 - 76.2.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 43, amine oxide - 1, diesel fuel - 56.
  • a colloidal solution of hydrophilic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 30.6 in isopropanol - 67.5 and methyl alcohol - 1.9.
  • the surfactant composition When selling, the surfactant composition was pumped to the level of the tubing shoe.
  • the pressure when pushing the last batch of SPE into the formation was set at a level not higher than the safe pressure on the casing.
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 17, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm - 1, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1150 kg / m 3 - 79.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 43, amine oxide - 0.7, crosslinking high temperature filler (lime) - 2, diesel fuel - 54.3.
  • a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 31, propylene glycol monomethyl ether - 68.7, water - 0.3.
  • Second phase After 10 months, there was a tendency to a decrease in oil production by more than 25% with a decrease in productivity by less than 25% over a period of 6 months.
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 15, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm - 1, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1160 kg / m 3 - 81.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid aminoamides - 43.5, amine oxide - 0.85, crosslinking high-temperature filler (lime) - 3, diesel fuel - 52.65.
  • a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 31.8, propylene glycol monomethyl ether - 68, water - 0.2.
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 16, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophobic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm - 0.5, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1160 kg / m 3 - 80.5.
  • the emulsifier contains (% vol.): Amino acids of fatty acids - 44.5, amine oxide - 0.8, crosslinking high-temperature filler (lime) - 4.5, diesel fuel - 50.2.
  • a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67, water - 0.5.
  • ESA composition located in the tubing string and in the under-packer zone of ESN in a volume of 1.5 m 3 / m.
  • a surfactant composition of the following composition was used (% vol.): Monoalkylphenyl ethers of polyethylene glycol - 40, sodium alkyliminodipropionates - 2.5, polyglycols - 15, methanol - 42.5.
  • the surfactant composition When selling, the surfactant composition was pumped to the level of the tubing shoe.
  • the pressure when pushing the last batch of SPE into the formation was set at a level not higher than the safe pressure on the casing.
  • ESN contains (% vol.): Diesel fuel - 10, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophilic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm - 0.5, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1200 kg / m 3 - 86.5.
  • the emulsifier contains (% vol.): Amino acids of fatty acids - 45, amine oxide - 0.9, crosslinking high-temperature filler (bentonite) - 5, diesel fuel - 49.1.
  • a colloidal solution of hydrophilic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 30 in isopropanol - 67 and methyl alcohol - 3.
  • ESN was injected in a volume of 3.2 m 3 / m and the packer was landed in the following sequence: - Uploaded ESN to a level of 22 m above the upper perforation holes of the treated interval (on average half of the estimated volume of the ESN).
  • ENG contains (% vol.): Diesel fuel - 13, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophilic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm - 0.8, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1210 kg / m 3 - 83.2.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 43.5, amine oxide - 0.95, crosslinking high temperature filler (bentonite) - 4.5, diesel fuel - 51.05.
  • a colloidal solution of hydrophilic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 31 in isopropanol - 68.5 and methyl alcohol - 0.5.
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 18, emulsifier - 3, a colloidal solution of hydrophilic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm - 1, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1205 kg / m 3 - 78.
  • the emulsifier contains (% vol.): amine amides of fatty acids - 43, oxide amine - 1, a crosslinking high temperature filler (bentonite) - 4, diesel fuel - 52.
  • a colloidal solution of hydrophilic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): silicon dioxide - 30.6 in isopropanol - 67.5 and methyl alcohol - 1.9.
  • the surfactant composition When selling, the surfactant composition was pumped to the level of the tubing shoe.
  • the pressure when pushing the last batch of SPE into the formation was set at a level not higher than the safe pressure on the casing.
  • ESN contains (% vol.): Diesel fuel - 14, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm - 1, water a solution of calcium chloride with a density of 1195 kg / m 3 - 82.
  • the emulsifier contains (% vol.): amino acids of fatty acids - 45, amine oxide - 1, crosslinking high-temperature filler (bentonite) - 5, diesel fuel - 49.
  • Colloidal solution of hydrophobic nanoparticles silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): silicon dioxide - 32.2, propylene glycol monomethyl ether - 67.5, water - 0.3.
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the oil preparation and pumping station - 12, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm - 0.5, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1190 kg / m 3 - 84.5.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 43, amine oxide - 0.9, crosslinking high-temperature filler (bentonite) - 3, diesel fuel - 53.1.
  • Colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with particle size from 5 to 100 nm contains (% vol.): silicon dioxide - 31, propylene glycol monomethyl ether - 68.6, water - 0.4.
  • SPE contains (% vol.): Prepared oil from the oil preparation and pumping station - 10, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm - 1, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1190 kg / m 3 - 86.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 44, amine oxide - 0.9, crosslinking high-temperature filler (bentonite) - 4, diesel fuel - 51.1.
  • a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 31.2, propylene glycol monomethyl ether - 68.6, water - 0.2.
  • the surfactant composition When selling, the surfactant composition was pumped to the level of the tubing shoe.
  • the pressure when pushing the last batch of SPE into the formation was set at a level not higher than the safe pressure on the casing.
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the point of oil preparation and pumping - 20, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophilic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm - 0.5, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1210 kg / m 3 - 76.5.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 43, amine oxide - 1, crosslinking high-temperature filler (lime) - 2, diesel fuel - 54.
  • a colloidal solution of hydrophilic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains ( % vol.): silicon dioxide - 29 in ethylene glycol - 71.
  • ESN contains (% vol.): Diesel fuel - 17, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophilic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm - 1, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1210 kg / m 3 - 79.
  • the emulsifier contains ( % vol.):
  • a colloidal solution of hydrophilic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 30 in ethylene glycol - 70.
  • ESN contains (% vol.): Diesel fuel - 20, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophilic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm - 0.8, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1205 kg / m 3 - 76.2.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 45, amine oxide - 0.9, crosslinking high-temperature filler (lime) - 5, diesel fuel - 49.1.
  • a colloidal solution of hydrophilic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 31 in ethylene glycol - 69.
  • ESA composition located in the tubing string and in the under-packer zone of ESN in a volume of 1.7 m 3 / m.
  • a surfactant composition of the following composition was used (% vol.): Monoalkylphenyl ethers of polyethylene glycol - 40.6, sodium alkyliminodipropionates - 2.8, polyglycols - 15.7, methanol - 40.9.
  • the surfactant composition When selling, the surfactant composition was pumped to the level of the tubing shoe. The pressure when pushing the last batch of SPE into the formation was set at a level not higher than the safe pressure on the casing. 3) They sold the liquids (ESN + surfactant composition) in the tubing string with an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1190 kg / m 3 to the tubing shoe.
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 11, emulsifier - 3, hydrophilic nanoparticles of dry amorphous silicon dioxide with a particle size of from 5 to 500 nm. - 1, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1180 kg / m 3 - 85.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 43, amine oxide - 0.7, crosslinking high-temperature filler (lime) - 2, diesel fuel - 54.3.
  • ESN contains (% vol.): Diesel fuel - 10, emulsifier - 3, hydrophilic nanoparticles of dry amorphous silicon dioxide with a particle size of 5 to 500 nm. - 1.5, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1182 kg / m 3 - 85.5.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 45, amine oxide - 0.75, crosslinking high-temperature filler (lime) - 5, diesel fuel - 49.25.
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 10, emulsifier - 3, hydrophilic nanoparticles of dry amorphous silicon dioxide with a particle size of from 5 to 500 nm. - 2, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1183 kg / m 3 - 85.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 43, amine oxide - 0.7, crosslinking high-temperature filler (lime) - 5, diesel fuel - 51.3.
  • ESA composition located in the tubing string and sub-packer zone of the SPE in a volume of 2 m 3 / m.
  • a surfactant composition of the following composition was used (% vol.): Monoalkylphenyl ethers of polyethylene glycol - 40.6, sodium alkyliminodipropionates - 2.8, polyglycols - 15.7, methanol 40.9.
  • the surfactant composition When selling, the surfactant composition was pumped to the level of the tubing shoe.
  • the pressure when pushing the last batch of SPE into the formation was set at a level not higher than the safe pressure on the casing.
  • ESN was injected in a volume of 2.3 m 3 / m and the packer was landed in the following sequence: - Uploaded ESN to a level of 24 m above the upper perforation holes of the treated interval (on average half of the estimated volume of the ESN).
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the oil preparation and pumping station - 13, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm - 0.5, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1150 kg / m 3 - 83.5.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 43, amine oxide - 0.7, crosslinking high temperature filler (lime) - 2, diesel fuel - 54.3.
  • a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 31, propylene glycol monomethyl ether - 68.7, water - 0.3.
  • ESN was injected in a volume of 2.6 m 3 / m and the packer was landed in the following sequence: - Uploaded ESN to a level of 22 m above the upper perforation holes of the treated interval (on average half of the estimated volume of the ESN).
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the oil preparation and pumping point - 11, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm - 1, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1155 kg / m 3 - 85.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 43.5, amine oxide - 0.85, crosslinking high-temperature filler (lime) - 3, diesel fuel - 52.65.
  • a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 31.8, propylene glycol monomethyl ether - 68, water - 0.2.
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 10, emulsifier - 3, a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm - 0.5, an aqueous solution of calcium chloride with a density of 1155 kg / m 3 - 86.5.
  • the emulsifier contains (% vol.): Amino acids of fatty acids - 44.5, amine oxide - 0.8, crosslinking high-temperature filler (lime) - 4.5, diesel fuel - 50.2.
  • a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67, water - 0.5.
  • a surfactant composition of the following composition was used (% vol.): Monoalkylphenyl ethers of polyethylene glycol - 40, sodium alkyliminodipropionates - 2.5, polyglycols - 15, methanol - 42.5.
  • the surfactant composition When selling, the surfactant composition was pumped to the level of the tubing shoe.
  • the pressure when pushing the last batch of SPE into the formation was set at a level not higher than the safe pressure on the casing.
  • the tubing string shoe was installed in the interval 2 m lower than the treated PZP interval.
  • ENG contains (% vol.): Prepared oil from the point of preparation and pumping of oil - 19, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophobic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm - 0.7, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1180 kg / m 3 - 77.3.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 43, amine oxide - 1, crosslinking high-temperature filler (lime) - 2, diesel fuel
  • a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 32.5, propylene glycol monomethyl ether - 67, water - 0.5.
  • Second phase After 12 months, there was a tendency to decrease the oil production rate of the well by more than 25% with a decrease in productivity coefficient of less than 25% over a period of 6 months.
  • ESN contains (% vol.): Diesel fuel - 17, emulsifier - 3, colloidal solution
  • the emulsifier contains (% vol.): Amine amides of fatty acids - 44, amine oxide - 0.85, crosslinking high-temperature filler (lime) - 3.5, diesel fuel - 51.65.
  • the acid composition was pumped to the level of the tubing shoe.
  • the pressure when pushing the last batch of SPE into the formation was set at a level not higher than the safe pressure on the casing.
  • ESN contains (% vol.): Diesel fuel - 20, emulsifier - 3, colloidal solution of hydrophobic nanoparticles of silicon dioxide with a particle size of 5 to 100 nm - 0.8, an aqueous solution of potassium chloride with a density of 1185 kg / m 3 - 76.2.
  • the emulsifier contains (% vol.): Fatty acid amino amides - 45, amine oxide - 0.9, crosslinking high-temperature filler (lime) - 5, diesel fuel - 49.1.
  • a colloidal solution of hydrophobic silicon dioxide nanoparticles with a particle size of 5 to 100 nm contains (% vol.): Silicon dioxide - 31, propylene glycol monomethyl ether - 68.7, water - 0.3.
  • ESA composition located in the tubing string and in the under-packer zone of ESN in a volume of 1.2 m 3 / m.
  • a surfactant composition of the following composition was used (% vol.): Monoalkylphenyl ethers of polyethylene glycol - 40.6, sodium alkyliminodipropionates - 2.8, polyglycols - 15.7, methanol - 40.9.
  • the surfactant composition When selling, the surfactant composition was pumped to the level of the tubing shoe.
  • the pressure when pushing the last batch of SPE into the formation was set at a level not higher than the safe pressure on the casing.
  • the invention provides an increase in the thermal stability of the emulsion system, an increase in the rate of development of an oil and gas-bearing object, an increase in the duration of the positive effect, and additional oil production.

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Nanotechnology (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Condensed Matter Physics & Semiconductors (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Composite Materials (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

Осуществляют три и более этапов обработки призабойной зоны пласта с расчетной периодичностью реализации этапов, причем реализацию второго и каждого последующего этапа осуществляют при снижении коэффициента продуктивности и/или суточного дебита нефти скважины на 25% и более за последние 6 месяцев эксплуатации скважины. При этом на первом и втором этапе призабойную зону пласта обрабатывают последовательно высокостабильной эмульсионной системой с содержанием наночастиц двуокиси кремния, кислотной композицией и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция. На третьем и последующих этапах призабойную зону пласта обрабатывают последовательно высокостабильной эмульсионной системой с содержанием наночастиц двуокиси кремния, композицией поверхностно-активных веществ и спиртов и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция. Техническим результатом заявленного изобретения является повышение термостабильности эмульсионной системы, увеличение темпа разработки нефтегазоносного объекта, увеличение продолжительности положительного эффекта и дополнительная добыча нефти.

Description

СПОСОБ СЕЛЕКТИВНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОИНОИ ЗОНЫ ПЛАСТА
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти с целью увеличения темпа разработки нефтегазовых месторождений и повышения коэффициента извлечения нефти.
Опережающее обводнение нефтегазоносных объектов является одной из наиболее распространенных проблем, снижающих эффективность разработки нефтегазовых месторождений. Причинами опережающего обводнения могут являться одновременно несколько факторов, в том числе геологические микро- и макронеоднородности пластов, естественная трещиноватость пластов в сочетании с интенсивными системами разработки объектов, высокий уровень интерференции скважин, широкое внедрение технологии гидравлического разрыва пласта и т.д. Основной сложностью в борьбе с опережающим обводнением является то, что все вышеуказанные факторы могут сочетаться в рамках одного объекта разработки и месторождения.
Накопленный в РФ опыт разработки нефтегазовых месторождений показывает, что геологические микро- и макронеоднородности пластов, а также их естественная трещиноватость являются основными факторами, осложняющими разработку месторождений. Данные факторы способствуют неравномерному распределению фильтрационных потоков по объему объекта разработки и образованию целик нефти, которые невозможно вовлечь в разработку без применения третичных методов воздействия на пласты, в том числе технологий интенсификации добычи нефти.
В этих условиях разработки нефтегазовых месторождений необходимо применение технологий интенсификации добычи нефти, обладающих селективным действием. Селективность может заключаться в свойстве водоограничивающих технологических жидкостей избирательно блокировать наиболее проницаемые водонасыщенные интервалы пластов, чем обеспечивается перераспределение фильтрационных потоков по объему пласта и вовлечение в процессы разработки менее проницаемых застойных зон.
Одна из технологий такого вида представлена автором данной работы в патенте РФ на изобретение N° 2631460 (патентообладатель ООО «ВИ-ЭНЕРДЖИ», автор Сергеев В. В., МПК Е21В 43/22, Е21В 43/27, опубликован 22.09.2017), принятым за прототип. Технология заключается в комбинировании двух видов обработок призабойной зоны пласта (ПЗП): ограничение водопритоков и кислотная обработка ПЗП. Комбинирование приводит к направленному кислотному воздействию на менее проницаемые интервалы нефтегазоносного пласта. Воздействие производится поэтапно: первый этап - обработка высокопроницаемых интервалов ПЗП эмульсионным раствором (далее - ЭР), второй этап - закачка оторочки нефти, третий этап - воздействие кислотной композицией на низкопроницаемые интервалы ПЗП. Причем предварительно определяют смачиваемость горных пород ПЗП, и в случае гидрофильности горных пород применяют ЭР прямого типа следующего состава, мае. %: эмульгатор марки Синол ЭМ или Синол ЭМИ - 3-5, углеводородную фазу (дизельное топливо или подготовленную нефть с нефтесборного пункта) - 20-25, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 0.5-3, водную фазу - остальное. В случае гидрофобности горных пород применяют ЭР обратного типа следующего состава, мае. %: эмульгатор марки Синол ЭМ или Синол ЭМИ - 3-5, углеводородную фазу (дизельное топливо или подготовленную нефть с нефтесборного пункта) - 40-45, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния - 1-3, водную фазу - остальное.
По результатам 10 мес. мониторинга работы скважин, обработанных по известной технологии интенсификации добычи нефти, было определено, что положительный технологический эффект составляет в среднем 6 мес. При этом лабораторными методами было определено, что термостабильность ЭР ограничена - до 90°С (фиг. 2), следовательно, известная технология интенсификации добычи нефти ограничена в применении в высокотемпературных пластах с пластовой температурой более 90°С. Также общеизвестным является тот факт, что при обработках горных пород соляно- или глинокислотными составами каждая последующая обработка одного и того же интервала является менее эффективной, т.к. после реакции кислот с минералами пласта на поверхности горных пород образуется низкопроницаемый слой из продуктов реакции, который при последующей обработке препятствует контакту кислот с минералами. В связи с этим технология ограничена в количестве повторных применений - не более двух. При этом периодичность проведения соляно- или глинокислотных обработок ПЗП в среднем составляет 12-16 месяцев, а период экономически целесообразной эксплуатации скважины может достигать 25 лет.
Недостатком известного способа является ограничение для применения технологии в высокотемпературных пластах с пластовой температурой более 90°С, а также ограничение в количестве повторных применений - не более двух.
Из патента RU 2501943 (МПК Е21В 43/27, опубликован 20.12.2013 г.) известен способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий последовательную закачку углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно- активного вещества и кислотосодержащего реагента, и последующую продавку в пласт водой. В качестве углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества используют, в частности, углеводородный раствор эмульгатора инвертной эмульсии. В качестве кислотосодержащего реагента могут быть использованы, например, соляная кислота или смесь соляной и фтористоводородной кислот (глинокислота) или глино-кислотная композиция марки ГК МЛ и др.
Недостатком известного способа является закачка в ПЗП углеводородного раствора ПАВ (УРПАВ) в качестве водоограничивающего состава, который, обладая низкой динамической вязкостью (в интервале 1.27-1.85 мПа-с) в пластовых условиях, не создает достаточного гидравлического сопротивления для предотвращения процессов фильтрации пластовых и закачиваемых вод. Также недостатком является необходимость выдержки УРПАВ в течение 1 -24 ч, что значительно увеличивает время простоя скважины в ремонте.
Из патента RU 2579044 (МПК Е21В 43/22, Е21В 43/27, опубликован 27.03.2017 г.) известен способ обработки нефтесодержащего пласта, заключающийся в том, что в околоскважинную зону закачивают последовательно углеводородную жидкость и раствор серной кислоты. В качестве углеводородной жидкости используют композицию, содержащую, в частности, легкие фракции нефти, эмульгатор, ингибитор коррозии.
Недостатком известного способа является применение раствора серной кислоты (75- 96 масс.%), которая характеризуется высокой коррозионной агрессивностью по отношению к внутрискважинному оборудованию и колоннам обсадных труб, кроме того в способе не определен объем закачки серной кислоты и предлагается проводить закачку кислоты в прискважинную зону обрабатываемого пласта до понижения pH ниже 6.0 на соседней скважине, что на практике невозможно контролировать с достаточной точностью.
Из заявки на выдачу патента на изобретение RET 20041 19927/03 (МПК Е21В 43/27, опубликована 29.06.2004 г.) известен способ обработки призабойной зоны пласта, заключающийся в том, что призабойную зону пласта обрабатывают последовательно эмульсионной системой и кислотной композицией. В качестве эмульсионной системы используют композицию, содержащую смесь соляной кислоты, карбоксиметилцеллюлозы и воды.
Недостатком известного способа является применение соляной кислоты в смеси, а не отдельным этапом обработки интервалов кислотным составом с определенной концентрацией активного вещества. Данный факт также не позволяет селективно обработать менее проницаемые каналы ПЗП.
Из патента ЕР 0520840 А1 (МПК Е21В 43/27, дата публикации 30.12.1992 г.) известен способ обработки призабойной зоны пласта, заключающийся в том, что призабойную зону пласта обрабатывают единовременно композицией, содержащей, эмульсионную систему, кислотную композицию и водный раствор соли. В частности, используемая композиция содержит дизельное топливо или нефть, эмульгатор, микрочастицы двуокиси кремния, водный раствор соли, соляную и уксусные кислоты.
Недостатком известного способа является предлагаемый порядок диспергирования, который приводит к коагуляции твердых частиц в водной фазе и невозможности приготовления эмульсии с равномерной дисперсностью, а в одном из вариантов исполнения способа предлагается применять соляную и другие кислоты в смеси, а не отдельным этапом обработки интервалов кислотным составом с определенной концентрацией активного вещества, что не позволяет селективно обработать менее проницаемые каналы ПЗП.
Из источника информации - патента US 2014/0116695 А1 (МПК С09К 8/74, Е21В 43/22, опубликован 01.05.2014 г.) известен способ обработки призабойной зоны пласта, заключающийся в том, что призабойную зону пласта обрабатывают единовременно эмульсионной системой, кислотной композицией и водным раствором соли. В частности, используемая композиция содержит дизельное топливо или нефть, эмульгатор в виде катионного амина, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, водную фазу, 28-ми процентную соляную кислоту, ингибитор коррозии.
Недостатком известного способа является применение соляной кислоты в смеси, а не отдельным этапом обработки интервалов кислотным составом с определенной концентрацией активного вещества, что в итоге снижает эффективность растворения минералов горных пород и не позволяет селективно обработать менее проницаемые каналы ПЗП.
Сущность изобретения заключается в том, что осуществляют три и более этапов обработки призабойной зоны пласта с расчетной периодичностью реализации этапов, причем реализацию второго и каждого последующего этапа осуществляют при снижении коэффициента продуктивности и/или суточного дебита нефти скважины на 25% и более за последние 6 месяцев эксплуатации скважины. При этом на первом и втором этапе призабойную зону пласта обрабатывают последовательно высокостабильной эмульсионной системой, кислотной композицией и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция, на третьем и последующих этапах призабойную зону пласта обрабатывают последовательно высокостабильной эмульсионной системой, композицией поверхностно-активных веществ и спиртов и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция. Высокостабильная эмульсионная система содержит (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25- 1, или коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц 5 до 100 нм - 0.25-1, или гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-2, а также водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.
В качестве эмульгатора при обработке призабойной зоны пласта с пластовой температурой менее 90°С используют композицию, содержащую (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43-45, окись амина - 0.7-1, дизельное топливо - остальное.
В качестве эмульгатора при обработке призабойной зоны пласта с пластовой температурой более 90°С используют композицию, содержащую (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43-45, окись амина - 0.7-1, известь или бентонит в качестве сшивающего высокотемпературного наполнителя - 2-5, дизельное топливо - остальное.
Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31-32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-68.8, воду - остальное.
Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-68.5 и метиловом спирте - остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
Кислотная композиция для карбонатных горных пород содержит (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 63.5-65, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8-9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5-2, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное. Кислотная композиция для терригенных горных пород содержит (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 60.5-61, плавиковую кислоту - 3-4, уксусную кислоту - 3.3- 3.5, диэтиленгликоль - 8-9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5-2, ингибитор коррозии - 1.8-2, техническую воду - остальное.
Композиция поверхностно-активных веществ и спиртов содержит (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40-41, алкилиминодипропионаты натрия - 2.5-3, полигликоли - 15-16, метанол - остальное.
Техническим результатом заявленного изобретения является повышение термостабильности эмульсионной системы, увеличение темпа разработки нефтегазоносного объекта, увеличение продолжительности положительного эффекта и дополнительная добыча нефти.
Изобретение иллюстрируется следующими графическими материалами.
На фиг. 1 приведено схематическое изображение структуры высокостабильной эмульсионной системы с содержанием наночастиц двуокиси кремния (далее - ЭСН). На фиг. 2 приведена таблица, раскрывающая технику и оборудование для приготовления ЭСН.
На фиг. 3 приведена таблица, раскрывающая технику и оборудование для закачки ЭСН в скважину.
На фиг. 4 представлена схема расстановки специальной техники на скважине при реализации этапа обработки.
На фиг. 5 приведена технологическая схема проведения обработки с применением одного пакерующего устройства.
На фиг. 6 приведена технологическая схема проведения обработки с применением двух пакерующих устройств.
На фиг. 7 приведена таблица с результатами тестирования термостабильности классических эмульсий и ЭСН при 140 °С.
На фиг. 8 приведены кривые течения образцов классической эмульсии (далее ЭС) и ЭСН при 20 °С.
На фиг. 9 приведены кривые течения образцов ЭС и ЭСН при 90 °С.
На фиг. 10 приведены кривые вязкости образцов ЭС и ЭСН при 20 °С.
На фиг. 11 приведены кривые вязкости образцов ЭС и ЭСН при 90 °С.
На фиг. 12 приведена динамика изменения перепада давления и проницаемости при исследовании воздействия ЭСН на керны карбонатных горных пород.
На фиг. 13 приведена зависимость фактора остаточного сопротивления ЭСН от перепада давления в кернах карбонатных горных пород.
Процессы фильтрации технологических жидкостей и пластовых флюидов в пористых средах определяются явлениями, происходящими как на границах раздела между технологическими жидкостями, нефтью, водой, газом, так и на контакте технологических жидкостей и пластовых флюидов с горной породой. В связи с этим, предлагаемый способ селективной обработки призабойной зоны пласта (далее - ПЗП) с целью интенсификации добычи нефти разработан на основе свойств технологических жидкостей изменять и эффективно регулировать поверхностно-молекулярные свойства горных пород.
В соответствии с разработанной технологией ПЗП обрабатывают последовательно в три стадии закачки технологических жидкостей с различными физико-химическими свойствами. При этом предусмотрены три и более этапов обработки ПЗП с расчетной периодичностью реализации этапов. Каждый этап обработки ПЗП включает в себя три стадии закачки технологических жидкостей в скважину, объединенных в один технологический процесс, что обеспечивает селективность обработки по технологии. На первом и втором этапах в рамках первой стадии производят закачку в ПЗП ЭСН для изменения смачиваемости и ограничения приемистости наиболее проницаемых водонасыщенных интервалов ПЗП.
Высокостабильная эмульсионная система содержит (% об.): дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25-1, или коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц 5 до 100 нм - 0.25-1, или гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-2, а также водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное.
В качестве эмульгатора при обработке ПЗП с пластовой температурой менее 90°С используют композицию, содержащую (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43-45, окись амина - 0.7-1, дизельное топливо - остальное. В качестве эмульгатора при обработке ПЗП с пластовой температурой более 90°С используют композицию, содержащую (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43-45, окись амина - 0.7-1, известь или бентонит в качестве сшивающего высокотемпературного наполнителя - 2-5, дизельное топливо - остальное.
Используемый коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31-32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-68.8, воду - остальное, а коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-68.5 и метиловом спирте - остальное, или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное.
Высокая стабильность эмульсионной системы достигается за счет создания наночастицами дополнительного адсорбционного слоя, предотвращающего коалесценцию глобул водной и/или углеводородной фаз эмульсии. Указанный дополнительный слой формируется при адсорбции наночастиц двуокиси кремния с увеличенной поверхностной- активностью на адсорбционно-сольватные слои глобул водной и/или углеводородной фаз эмульсии. На фиг. 1 представлено схематическое изображение структуры ЭСН, где 1 - углеводородная среда, 2 - глобулы водной фазы, 3 - адсорбционно-сольватный слой наночастиц двуокиси кремния и ПАВ.
Промытые водой наиболее проницаемые интервалы пласта являются гидрофильными, что создает дополнительное сопротивление продвижению по ним преимущественно гидрофобной эмульсионной системы и снижает риск прорыва эмульсионной системы вглубь пласта по промытым водой каналами фильтрации.
Применение ЭСН в качестве водоограничивающего состава позволяет:
- селективно ограничить водопритоки из промытых наиболее проницаемых интервалов ПЗП;
- сохранить фильтрационные параметры менее проницаемых интервалов ПЗП;
- временно блокировать наиболее проницаемые интервалы пласта, не вызывая необратимых последствий воздействия на пластовую систему и окружающую среду;
- изменить смачиваемость поверхности горных пород за счет гидрофобизации порового пространства поверхностно-активными компонентами входящими в состав ЭСН;
- предотвратить осложнения, связанные с выносом компонентов водоограничивающих составов на прием глубинонасосного оборудования;
- предотвратить осложнения, связанные с процессами отделения компонентов водоограничивающих составов в системе сбора и подготовки продукции скважин.
В рамках второй стадии на первом и втором этапах производят закачку кислотной композиции для продавки ЭСН вглубь ПЗП и увеличения фильтрационных параметров менее проницаемых интервалов ПЗП. Изменение краевого угла смачиваемости горных пород в результате закачки углеводородной эмульсионной системы на первом этапе обработки приводит к дополнительному сопротивлению для движения по этим каналам кислотной композиции на водной основе, которая в данных условиях будет фильтроваться преимущественно в менее проницаемые интервалы пласта. Кислотные композиции за счет частичного растворения ряда кольматантов и минералов горных пород позволяют увеличить фильтрационные параметры менее проницаемых интервалов пласта, обеспечивая перераспределение фильтрационных потоков жидкостей, поступающих в ПЗП.
Кислотная композиция для карбонатных горных пород призабойной зоны пласта содержит (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 63.5-65, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8-9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5-2, ингибитор коррозии - 1.5-2, техническую воду - остальное. Кислотная композиция для терригенных горных пород призабойной зоны пласта содержит (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 60.5- 61, плавиковую кислоту - 3-4, уксусную кислоту - 3.3-3.5, диэтиленгликоль - 8-9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5-2, ингибитор коррозии - 1.8-2, техническую воду - остальное.
В рамках третьей стадии на первом и втором этапах производят закачку водного раствора хлористого калия или хлористого кальция, благодаря чему закаченные в ПЗП технологические составы продавливаются вглубь ПЗП. Применяются водные растворы хлористого калия или хлористого кальция (концентрация в интервале 10-100 кг/м3 с плотностью раствора в интервале от 1030-1350 кг/м3) соответствующие по физико- химическим характеристикам применяемым в обрабатываемом пласте жидкостям глушения.
На третьем и последующем этапах сохраняется последовательность стадий закачки технологических жидкостей в скважину, но вместо кислотной композиции применяется композиция поверхностно-активных веществ (ПАВ) и спиртов. Композиция поверхностно- активных веществ и спиртов содержит (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40-41, алкилиминодипропионаты натрия - 2.5-3, полигликоли - 15- 16, метанол - остальное.
При этом временной период между реализацией второго и последующих этапов определяется исходя из конкретных технологических параметров работы скважины, обработанной на первом этапе, а именно, второй и каждый последующий этапы обработки ПЗП подлежат реализации при снижении коэффициента продуктивности и/или суточного дебита нефти скважины на 25% и более за последние 6 месяцев эксплуатации скважины. Коэффициент продуктивности равен отношению суточного дебита скважины к депрессии на забое, и зависит от большого числа факторов, в т. ч. от эффективной толщины и проницаемости пласта, диаметра скважины, степени и совершенства вскрытия пласта, компонентного состава и вязкости пластового флюида, скин-фактора и др.
Исследование реологических свойств классических эмульсий и ЭСН при различных температурных режимах
Измерение реологических параметров классических эмульсий и ЭСН проводили на ротационном вискозиметре Rheotest RN 4.1 (Medingen GmbH, Германия) с применением цилиндрической измерительной системы («цилиндр - цилиндр») в диапазоне скоростей сдвига от 0.1 до 300 с-1 при температурах 20 и 90 °С. Погрешность измерения составляет ±3%.
В результате измерений были получены зависимости напряжения сдвига от градиента скорости сдвига (кривая течения), динамической вязкости от скорости сдвига (кривая вязкости). С целью проведения сравнительных исследований для реологических тестов были выбраны образцы классической эмульсии (ЭС) и высокостабильные образцы эмульсионных систем с содержанием наночастиц двуокиси кремния (ЭСН).
Определение реологических моделей проводилось математической обработкой полученных кривых течения (зависимостей напряжения сдвига от скорости сдвига) при помощи программного обеспечения реометра. В ходе вычислений для каждой эмульсионной системы подбиралась наиболее соответствующая модель из следующих трех известных:
- модель Оствальда (пластическая жидкость): г = К g ", (1)
- модель Бингама (псевдопластичная жидкость): t = to + hg , (2)
- модель Гершеля-Балкли (вязкопластичная жидкость): т = то Kn h, (3) где:
К - консистентность (Па-с), мера консистенции жидкости (чем выше вязкость, тем больше значение данного параметра);
V - скорость деформации сдвига, с 1;
h - структурная вязкость (Па-с);
п - показатель неньютоновости - характеризует степень неньютоновского поведения раствора (чем больше п отличается от 1 , тем выше проявление неньютоновских свойств); то - предельное напряжение сдвига (Па) - характеризует величину внешней энергии, необходимой для начала течения жидкости.
Результаты измерений реологических параметров представлены на фиг. 8-11.
Из анализа результатов исследований реологических параметров следует, что исследуемые виды эмульсионных систем описываются в рамках модели Гершеля-Балкли (уравнение 3), т.е. являются «вязкопластичными» жидкостями, обладающими пределом текучести.
Для исследуемых систем эффект снижения вязкости под влиянием сдвига является обратимым и, следовательно, начальная высокая вязкость восстанавливается при снижении скорости сдвига, т.е. деформированные капли вновь принимают шарообразную форму, молекулы возвращаются к своему начальному неориентированному состоянию, агрегаты восстанавливаются ввиду броуновского движения.
Высокая стабильность новых эмульсионных систем с содержанием наночастиц позволяет увеличить длительность положительного эффекта более чем на 100%, а поверхностная активность наночастиц позволит регулировать угол избирательной смачиваемости поверхности горных пород в зависимости от поставленной задачи в сторону фильности или фобности.
Реологические свойства эмульсионных систем позволяют регулировать напряжения сдвига и динамическую вязкость изменением объема водной составляющей системы. Возможность регулирования данных параметров, является важным технологическим свойством, которое необходимо учитывать во взаимосвязи с геолого-физическими характеристиками пласта при проектировании воздействия по технологиям интенсификации добычи нефти.
Результаты фильтрационных экспериментов проведенных с использованием кернов карбонатных горных пород подтвердили высокую эффективность применения ЭСН в качестве селективного водоограничивающего состава. В экспериментах использовались водонасыщенные керны с остаточной нефтенасыщенностью не более 20%. Эксперименты показали, что после фильтрации 1 порового объема ЭСН было достигнуто снижение проницаемости керна более чем в 120 раз (Фиг. 12, 13).
Приготовление ЭСН
В качестве водной основы для приготовления ЭСН используется жидкость глушения, применяемая на конкретном объекте с плотностью не ниже 1050 кг/м3.
Приготовление ЭСН производится с применением блока приготовления эмульсионных систем (БПЭС). БПЭС представляет собой технологическую емкость с закрепленными механическими лопастными мешалками с электрическими приводами и опционально внешним центробежным насосом. Для обеспечения получения и поддержания стабильных свойств ЭСН рекомендуется применять лопастные мешалки с реверсивным направлением вращения.
Качество приготовления и стабильность свойств ЭСН зависит от полноты охвата перемешиванием всего объема емкости приготовления, чистоты емкостей, скорости ввода составляющих и времени диспергирования. Рекомендуется использовать емкость со «скошенными» углами (форма близкая к цилиндрической). Необходимое оборудование для приготовления ЭСН представлено на фиг. 2.
В случае применения БПЭС с внешним насосом и лопастной мешалкой.
В емкость для приготовления ЭСН набирается расчетное количество дизельного топлива или подготовленной нефти с пункта подготовки и перекачки нефти (дисперсионная среда). Далее запускается центробежный насос на циркуляцию и лопастной перемешиватель при максимальных оборотах. Минимально необходимая скорость вращения 100 об/мин.
После этого в дисперсионной среде последовательно диспергируются расчетные объемы следующих компонентов: - эмульгатор с последующим перемешиванием в течение 30 мин;
- коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с последующим перемешиванием в течение 30 мин;
- водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с последующим перемешиванием не менее 2 ч.
После набора требуемой вязкости и дисперсности ЭСН необходимо остановить перемешивание, и по прошествии 30 минут отобрать контрольную пробу.
В случае применения БПЭС с лопастной мешалкой (без внешнего насоса)
В емкость для приготовления ЭСН набирается расчетное количество дизельного топлива или подготовленной нефти с пункта подготовки и перекачки нефти (дисперсионная среда). Далее запускается лопастной перемешиватель при максимальных оборотах. Минимально необходимая скорость вращения 100 об/мин.
После этого в дисперсионной среде последовательно диспергируются расчетные объемы следующих компонентов:
- эмульгатор с последующим перемешиванием в течение 30 мин;
- коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния с последующим перемешиванием в течение 30 мин;
- водный раствор хлористого кальция или хлористого калия с последующим перемешиванием не менее 3 ч.
Затем технологическая емкость с ЭСН ставится на циркуляцию в течение 1-2 ч с применением насосного агрегата ЦА-320. После набора вязкости и дисперсности (однородности) ЭСН остановить циркуляцию, и отобрать контрольную пробу. После контроля качества перекачать ЭСН в емкость накопления.
ЭСН может быть приготовлена до отгрузки и храниться в емкости накопления в течение 24 часов после приготовления. Ограничение срока хранения ЭСН связано с риском расслоения, набором избыточной вязкости при охлаждении в зимний период времени.
При необходимости нагрева жидкости на углеводородной основе в емкости хранения на кустовой площадке, предпочтительнее проводить нагревание с привлечением паровой передвижной установки (ПНУ) или агрегата для депарафинизации скважин передвижной модернизированный (АДПМ) с подогревом жидкости в емкости через трубу- змеевик, установленную в емкости. ПНУ или АДПМ устанавливать на расстоянии не ближе 25 метров от нагреваемой емкости.
Контроль качества приготовления ЭСН
Контроль проводится путем оценки седиментационной устойчивости ЭСН. Тест считается положительным, если при выдержке ЭСН при комнатной температуре в течение 1 ч произошло отделение водной фазы не более 2% от всего объема ЭСН. При наличии признаков расслоения перемешивание продолжить еще 1 час. Тест на расслоение повторить.
Перечень оборудования и специальной техники для проведения работ на скважине
Представленный на фиг. 3 перечень оборудования и специальной техники является базовым и может включать в себя дополнительные наименования в зависимости от условий проведения работ, месторасположения растворного узла, технологических параметров и особенностей конструкции скважины.
Для проведения работ по селективной технологии задействуется 1 бригада капитального ремонта скважин (КРС). Минимальное время проведения работ на скважине, включая подготовку скважины, закачку растворов по технологии и освоение, составляет 60 часов. Схема расстановки специальной техники на скважине графически представлена на фиг. 4, где 4 - кислотный агрегат, 5 - автоцистерна, 6 - технологическая емкость, 7 - насосный агрегат.
Порядок проведения технологических операций на скважине
Все работы по проведению селективной обработки ПЗП проводятся бригадой КРС.
Подготовительные работы на скважине.
Перед проведением обработки необходимо обеспечить чистоту забоя скважины и ПЗП путем проведения следующих работ:
1) Спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пером, шаблоном и скребком для эксплуатационной колонны (ЭК). Первоначальная промывка скважины стандартным промывочным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, а ниже до забоя промывочной жидкостью (не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ 1-2% масс). Проработка интервала посадки пакера не менее 5 раз.
2) Очистка НКТ от асфальто-смолистопарафинистых отложений (АСПО), если подобные отложения имеются. Для очистки НКТ от АСПО рекомендуется применять моющий препарат МЛ-80Б или МЛ-81Б (выпускаются по ТУ 2481-007-48482528-99) с 5-7% концентрацией. Препарат необходимо закачать в НКТ при открытом кольцевом (затрубном) пространстве скважины. Время выдержки не предусматривается. После закачки смеси растворителя в объеме НКТ произвести обратную промывку.
3) Спуск следующей компановки НКТ (снизу - вверх): воронка+хвостовик НКТ+ пакер с гидроякорем+НКТ до устья скважины (типоразмер НКТ и группа прочности подбираются в зависимости от конкретных условий эксплуатации). Воронка устанавливается на подошве интервала перфорации, а пакер на 20-25 м выше кровли обрабатываемого интервала.
Во время подготовки скважины производится оценочный замер приемистости обрабатываемой скважины, опрессовка пакера и ЭК. В случае если приемистость скважины составляет менее 150 м3/сут при давлении 100 атм, принимается решение о предварительной подготовке скважины путем проведения кислотной ванны или растворителя, реперфорации.
Проведение технологических операций по обработке ПЗП
В зависимости от конструктивных особенностей скважины и сложнопостроенности объекта воздействия или недопустимости попадания технологических жидкостей в выше- или нижележащие объекты/интервалы ПЗП предусмотрены два варианта технологических схем проведения обработок, представленные на фиг. 5 и 6, где 8 - буферная задвижка, 9 - превентор, 10 - манометр, 1 1 - эксплуатационная колонна, 12 - НКТ, 13 - пакер с гидроякорем, 14 - хвостовик с воронкой, 15 - продуктивный интервал, 16 - щелевой фильтр, 17 - целевой продуктивный интервал, 18 - заглушка, 19 - перепускной клапан, 20 - пакер механический, 21 - нижележащий продуктивный интервал.
После того как проведены все подготовительные работы, приступают к проведению технологических операций по селективной обработке ПЗП.
Закачка технологических жидкостей производится при максимально возможных расходе и давлении. В случае достижения давления закачки 80% от максимального рабочего давления оборудования необходимо снизить расход и продолжить закачку оставшегося объема технологических жидкостей.
В спускаемую в скважину компоновку необходимо включить свабоуловитель.
Для всех этапов обработки ПЗП последовательность стадий (технологических операций) по закачке технологических жидкостей в скважину следующая:
1) Сборка и опрессовка нагнетательной линии на 1.5-кратное давление от планируемого;
2) закачка в колонну НКТ ЭСН до башмака колонны НКТ (в среднем половина от расчетного объема ЭСН);
3) посадка пакера (20-25 м выше верхних перфорационных отверстий обрабатываемого интервала);
4) проверка разобщения трубного и затрубного пространства (опрессовать по затрубному пространству на давление, не превышающее давление опрессовки эксплуатационной колонны). 5) продолжение закачки оставшегося объёма ЭСН с целью продавки в обрабатываемый интервал, с постоянным контролем давления в затрубном пространстве.
6) Продавка ЭСН расчётным объёмом кислотного состава или композицией ПАВ в зависимости от этапа обработки;
7) Продавка, находящихся в колонне НКТ технологических жидкостей (ЭСН+кислотная композиция или композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия или хлористого кальция в объеме НКТ+подпакерная зона;
8) Закрыть задвижку на НКТ и оставить скважину для реакции кислоты или композиции ПАВ с горной породой. При применении кислотного состава время выдержки зависит от концентрации соляной и/или плавиковой кислот в композиции, а в некоторых случаях не предусматривается. Точное время выдержки определяется по результатам лабораторных тестов по растворению керна горной породы кислотной композицией или изменения смачиваемости горных пород композицией ПАВ .
Заключительные мероприятия:
1) Свабирование скважины в необходимом объеме или другой доступный метод удаления продуктов реакции из ПЗП и освоения скважины.
2) Подъем колонны НКТ, спуск насосного оборудования и запуск скважины в работу.
При проведении работ необходимо руководствоваться требованиями техники безопасности и охраны окружающей среды в соответствии с правилами промышленной безопасности.
Примеры осуществления способа
Пример 1.
Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами и пластовой температурой 72 °С.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
- спуск колонны НКТ с пером до искусственного забоя;
- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ. Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.5 м3 на метр перфорированной мощности обрабатываемого интервала (м3/м) и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.4, водный раствор хлористого кальция плотностью 1173 кг/м3 - 81.6. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, дизельное топливо - 56.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.8, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме 1 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 1.5 и техническую воду - 22.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1162 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 10 месяцев наблюдалась тенденция к снижению суточного дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев. Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 1. Здесь и далее для примера 1 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.7 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): дизельное топливо - 13, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.3, водный раствор хлористого кальция плотностью 1172 кг/м3 - 83.7. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.85, дизельное топливо - 55.65. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31.8, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.15, воду - 0.05.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.4 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 64.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.8, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 19.2%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 9 месяцев наблюдалась тенденция к снижению суточного дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций: 1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 16, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25, водный раствор хлористого кальция плотностью 1173 кг/м3 - 80.75. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 1, дизельное топливо - 54. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 1.5 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40, алкилиминодипропионаты натрия - 2.5, полигликоли - 15, метанол - 42.5.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1150 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 80-90%.
Пример 2.
Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами и пластовой температурой 74 °С.
Первый этап. Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в примере 1. Здесь и далее будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Технологические операции по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.1 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): дизельное топливо - 18, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м3 - 78.75. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.9, дизельное топливо - 54.1. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30 в изопропаноле - 67 и метиловом спирте 3
- Произвели посадку пакера (22 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.3 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 60.5, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.3, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98)- 1.9 и техническую воду - 21.6.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1187 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 13 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев. Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.7 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м3 - 81.75. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.95, дизельное топливо - 55.55. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31 в изопропаноле - 68.5 и метиловом спирте - 0.5.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.8 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 60.8, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.7, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 21.5.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1190 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности: - Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20, эмульгатор - 3, Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25, водный раствор хлористого калия плотностью 1205 кг/м3 - 76.75. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 1, дизельное топливо - 56. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30.6 в изопропаноле - 67.5 и метиловом спирте - 1.9.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 1.5 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол - 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1190 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1.5 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 140-145%.
Пример 3.
Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами и пластовой температурой 96 °С.
Первый этап.
Технологические операции по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности: - Закачали ЭСН до уровня 24 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 17, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.3, водный раствор хлористого кальция плотностью 1155 кг/м3 - 79.7. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 2, дизельное топливо - 54.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.7, воду - 0.3.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 1.5 и техническую воду - 22%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1140 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 9 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.3, водный раствор хлористого кальция плотностью 1157 кг/м3 - 81.7. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.85, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 3, дизельное топливо - 52.65. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31.8, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.6 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 64.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.8, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 19.2%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1148 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 9 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 16, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25, водный раствор хлористого кальция плотностью 1158 кг/м3 - 80.75. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 44.5, окись амина - 0.8, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 4.5, дизельное топливо - 50.2. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 1.2 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40, алкилиминодипропионаты натрия - 2.5, полигликоли - 15, метанол - 42.5.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1146 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 92-98%.
Пример 4.
Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами и пластовой температурой 123 °С.
Первый этап.
Технологические операции по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): дизельное топливо - 10, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м3 - 86.75. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.9, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 5, дизельное топливо - 49.1. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30 в изопропаноле - 67 и метиловом спирте - 3.
- Произвели посадку пакера (22 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.4 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 60.5, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.3, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 1.9 и техническую воду - 21.6.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1193 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 11 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): дизельное топливо - 13, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.3, водный раствор хлористого калия плотностью 1203 кг/м3 - 83.7. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.95, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 4.5, дизельное топливо - 51.05. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31 в изопропаноле - 68.5 и метиловом спирте - 0.5.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме 1.4 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 60.8, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.7, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 21.5.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1196 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 18, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.3, водный раствор хлористого калия плотностью 1205 кг/м3 - 78.7. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 1, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 4, дизельное топливо - 52. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30.6 в изопропаноле - 67.5 и метиловом спирте - 1.9.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий). - Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 1.5 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол - 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1197 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 84-95%.
Пример 5.
Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами и пластовой температурой 73 °С.
Первый этап.
Технологические операции по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.5 м3 на метр перфорированной мощности обрабатываемого интервала (м3/м) и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого кальция плотностью 1170 кг/м3 - 81. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, дизельное топливо - 56.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.8, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий). - Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме 1 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 1.5 и техническую воду - 22.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 13 месяцев наблюдалась тенденция к снижению суточного дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.7 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): дизельное топливо - 13, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.8, водный раствор хлористого кальция плотностью 1170 кг/м3 - 83.2. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.85, дизельное топливо - 55.65. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31.8, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.15, воду - 0.05.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.2 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 64.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.8, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 19.2%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению суточного дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 16, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого кальция плотностью 1173 кг/м3 - 80. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 1, дизельное топливо - 54. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 1.5 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40, алкилиминодипропионаты натрия - 2.5, полигликоли - 15, метанол - 42.5. При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1150 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 83-110%.
Пример 6.
Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами и пластовой температурой 69 °С.
Первый этап.
Технологические операции по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): дизельное топливо - 18, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1205 кг/м3 - 78.5. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.9, дизельное топливо - 54.1. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30 в изопропаноле - 67 и метиловом спирте 3
- Произвели посадку пакера (22 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.6 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 60.5, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.3, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98)- 1.9 и техническую воду - 21.6. При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1195 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 11 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1205 кг/м3 - 81. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.95, дизельное топливо - 55.55. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31 в изопропаноле - 68.5 и метиловом спирте - 0.5.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.8 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 60.8, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.7, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 21.5.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну. 3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1192 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 11 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20, эмульгатор - 3, Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.8, водный раствор хлористого калия плотностью 1205 кг/м3 - 76.2. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 1, дизельное топливо - 56. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30.6 в изопропаноле - 67.5 и метиловом спирте - 1.9.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 2 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол - 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1190 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1.5 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС. По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 157-184%.
Пример 7.
Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами и пластовой температурой 98 °С.
Первый этап.
Технологические операции по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 24 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 17, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого кальция плотностью 1150 кг/м3 - 79. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 2, дизельное топливо - 54.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.7, воду - 0.3.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.2 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 1.5 и техническую воду - 22%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1138 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап. По прошествии 10 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 15, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1 , водный раствор хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 - 81. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.85, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 3, дизельное топливо - 52.65. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31.8, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.2 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 64.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.8, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 19.2%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1145 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 9 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев. Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 16, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, водный раствор хлористого кальция плотностью 1160 кг/м3 - 80.5. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 44.5, окись амина - 0.8, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 4.5, дизельное топливо - 50.2. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 1.5 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40, алкилиминодипропионаты натрия - 2.5, полигликоли - 15, метанол - 42.5.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1150 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 195-202%.
Пример 8.
Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами и пластовой температурой 125 °С.
Первый этап.
Технологические операции по осуществлению способа: 1) Произвели закачку ЭСН в объеме 3.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): дизельное топливо - 10, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1200 кг/м3 - 86.5. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.9, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 5, дизельное топливо - 49.1. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30 в изопропаноле - 67 и метиловом спирте - 3.
- Произвели посадку пакера (22 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.3 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 60.5, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.3, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 1.9 и техническую воду - 21.6.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1192 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 13 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 3.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности: - Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): дизельное топливо - 13, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.8, водный раствор хлористого калия плотностью 1210 кг/м3 - 83.2. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.95, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 4.5, дизельное топливо - 51.05. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31 в изопропаноле - 68.5 и метиловом спирте - 0.5.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.4 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 60.8, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.7, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 21.5.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1196 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 11 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 18, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1205 кг/м3 - 78. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 1, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 4, дизельное топливо - 52. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30.6 в изопропаноле - 67.5 и метиловом спирте - 1.9.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 2 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол - 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1192 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 128-140%.
Пример 9.
Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами и пластовой температурой 135 °С.
Первый этап.
Технологические операции по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.8 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): дизельное топливо - 14, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1 , водный раствор хлористого кальция плотностью 1195 кг/м3 - 82. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 1 , сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 5, дизельное топливо - 49. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 32.2, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67.5, воду - 0.3.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 20%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1183 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 4 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 12, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, водный раствор хлористого кальция плотностью 1190 кг/м3 - 84.5. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.9, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 3, дизельное топливо - 53.1. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.6, воду - 0.4.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.7 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.5, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 20.8%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1180 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 8 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.9 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1 , водный раствор хлористого кальция плотностью 1190 кг/м3 - 86. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 44, окись амина - 0.9, сшивающий высокотемпературный наполнитель (бентонит) - 4, дизельное топливо - 51.1. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31.2, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.6, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий). - Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 2.7 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 41, алкилиминодипропионаты натрия - 3, полигликоли - 16, метанол - 40.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1183 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 0.5 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 82-97%.
Пример 10.
Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами и пластовой температурой 105 °С.
Первый этап.
Технологические операции по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 20, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, водный раствор хлористого калия плотностью 1210 кг/м3 - 76.5. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 1 , сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 2, дизельное топливо - 54. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 29 в этиленгликоле - 71.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал. 2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.4 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 61, плавиковую кислоту - 3.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 2,
5 ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 19.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
4) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция)
10 водным раствором хлористого калия плотностью 1198 кг/м3 до башмака НКТ.
5) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти
15 скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.2 м3 на метр перфорированной мощности обрабатываемого интервала (м3/м) и посадку пакера в следующей последовательности:
20 - Закачали ЭСН до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): дизельное топливо - 17, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1 , водный раствор хлористого калия плотностью 1210 кг/м3 - 79. Эмульгатор содержит (% об.):
25 аминоамиды кислот жирного ряда - 44, окись амина - 0.85, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 3.5, дизельное топливо - 51.65. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 30 в этиленгликоле - 70.
- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
ВО - Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.6 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 60.7, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 19.8.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1196 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 13 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.4 м3 на метр перфорированной мощности обрабатываемого интервала (м3/м) и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): дизельное топливо - 20, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.8, водный раствор хлористого калия плотностью 1205 кг/м3 - 76.2. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.9, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 5, дизельное топливо - 49.1. Коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31 в этиленгликоле - 69.
- Произвели посадку пакера (24 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 1.7 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол - 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну. 3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1190 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 64-90%.
Пример 11.
Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами и пластовой температурой 90 °С.
Первый этап.
Технологические операции по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.8 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 11, эмульгатор - 3, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм. - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1180 кг/м3 - 85. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 2, дизельное топливо - 54.3.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.4 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 60.5, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.3, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.7, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 1.9 и техническую воду - 21.6.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1172 кг/м3 до башмака НКТ. 4) Закрыли задвижку на НКТ. Выдержку не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): дизельное топливо - 10, эмульгатор - 3, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм. - 1.5, водный раствор хлористого кальция плотностью 1182 кг/м3 - 85.5. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.75, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 5, дизельное топливо - 49.25.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.8 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 60.8, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8.7, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 21.5.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
4) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1175 кг/м3 до башмака НКТ.
5) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 8 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев. Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 3.2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10, эмульгатор - 3, гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм. - 2, водный раствор хлористого калия плотностью 1183 кг/м3 - 85. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 5, дизельное топливо - 51.3.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 2 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1175 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1.5 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 190-205%.
Пример 12.
Обработка ПЗП представленного карбонатными горными породами и пластовой температурой 98 °С.
Первый этап.
Технологические операции по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.3 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности: - Закачали ЭСН до уровня 24 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 13, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, водный раствор хлористого кальция плотностью 1150 кг/м3 - 83.5. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 0.7, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 2, дизельное топливо - 54.3. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.7, воду - 0.3.
- Произвели посадку пакера (23 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.4 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 63.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 8, гидрофобизатор на основе амидов - 1.5, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 1.5 и техническую воду - 22%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1143 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап.
По прошествии 10 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Все технологические стадии по осуществлению способа производились в порядке, указанном в этапе 1 примера 12. Здесь и далее для примера 12 будут указаны только отличия в объемах и видах закачиваемых технологических жидкостей.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.6 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности: - Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 11, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого кальция плотностью 1155 кг/м3 - 85. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43.5, окись амина - 0.85, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 3, дизельное топливо - 52.65. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31.8, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.5 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 64.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 1.8, ингибитор коррозии Синол ИК-001 (ТУ 20.59.59-130-56856807-2018) - 2 и техническую воду - 19.2%.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого кальция плотностью 1146 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 9 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2.5 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.5, водный раствор хлористого кальция плотностью 1155 кг/м3 - 86.5. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 44.5, окись амина - 0.8, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 4.5, дизельное топливо - 50.2. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 2 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40, алкилиминодипропионаты натрия - 2.5, полигликоли - 15, метанол - 42.5.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого кальция плотностью 1148 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 85-94%.
Пример 13.
Обработка ПЗП представленного терригенными горными породами и пластовой температурой 105 °С.
Первый этап.
Перед осуществлением способа подготовили скважину к обработке, с целью обеспечения чистоты забоя и ПЗП. Для этого выполнили следующие технологические операции:
- спуск колонны НКТ с воронкой до искусственного забоя;
- промывку скважины минерализованным раствором с постепенным допуском НКТ до интервала перфорации, и ниже до забоя промывочной жидкостью с повышенными пескоудерживающими свойствами, одновременно не снижающей проницаемости ПЗП за счет содержания ПАВ.
Установили башмак колонны НКТ в интервал на 2 м ниже обрабатываемого интервала ПЗП.
После того, как все подготовительные работы произвели в соответствии с планом капитального ремонта скважины, начали проведение технологических операций по осуществлению способа:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.7 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 22 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 19, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.7, водный раствор хлористого калия плотностью 1180 кг/м3 - 77.3. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 43, окись амина - 1, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 2, дизельное топливо
- 54. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 32.5, монометиловый эфир пропиленгликоля - 67, воду - 0.5.
- Произвели посадку пакера (20 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.1 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 61, плавиковую кислоту
- 3.5, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 19.
При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1163 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Второй этап. По прошествии 12 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности менее чем на 25% за период 6 месяцев.
Проведение технологических операций:
5 1) Произвели закачку ЭСН в объеме 2 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 23 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): дизельное топливо - 17, эмульгатор - 3, коллоидный раствор
10 гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 1, водный раствор хлористого калия плотностью 1180 кг/м3 - 79. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 44, окись амина - 0.85, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 3.5, дизельное топливо - 51.65. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм
15 содержит (% об.): двуокись кремния - 31.8, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68, воду - 0.2.
- Произвели посадку пакера (21 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
20 2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН кислотной композицией в объеме в объеме 1.3 м3/м. Использовали кислотную композицию следующего состава (% об.): 30-ти процентную соляную кислоту 60.7, плавиковую кислоту - 3, уксусную кислоту - 3.5, диэтиленгликоль - 9, гидрофобизатор на основе амидов - 2, ингибитор коррозии Синол-ИКК (ТУ 2482-002-48482528-98) - 2 и техническую воду - 19.8.
25 При продавке кислотную композицию закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + кислотная композиция) водным раствором хлористого калия плотностью 1185 кг/м3 до башмака НКТ.
ВО 4) Закрыли задвижку на НКТ. Время выдержки не предусматривали.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
Третий этап.
По прошествии 13 месяцев наблюдалась тенденция к снижению дебита нефти скважины более чем на 25% при снижении коэффициента продуктивности более чем на
35 25% за период 6 месяцев. Проведение технологических операций:
1) Произвели закачку ЭСН в объеме 1.8 м3/м и посадку пакера в следующей последовательности:
- Закачали ЭСН до уровня 25 м над верхними перфорационными отверстиями обрабатываемого интервала (в среднем половина от расчетного объема ЭСН). ЭСН содержит (% об.): дизельное топливо - 20, эмульгатор - 3, коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.8, водный раствор хлористого калия плотностью 1185 кг/м3 - 76.2. Эмульгатор содержит (% об.): аминоамиды кислот жирного ряда - 45, окись амина - 0.9, сшивающий высокотемпературный наполнитель (известь) - 5, дизельное топливо - 49.1. Коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.): двуокись кремния - 31, монометиловый эфир пропиленгликоля - 68.7, воду - 0.3.
- Произвели посадку пакера (24 м выше верхних перфорационных отверстий).
- Продолжили закачку оставшегося объёма ЭСН с целью его дальнейшей продавки в обрабатываемый интервал.
2) Продавили находящийся в колонне НКТ и подпакерной зоне ЭСН композицией ПАВ в объеме в объеме 1.2 м3/м. Использовали композицию ПАВ следующего состава (% об.): моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40.6, алкилиминодипропионаты натрия - 2.8, полигликоли - 15.7, метанол - 40.9.
При продавке композицию ПАВ закачали до уровня башмака НКТ. Давление при продавке последней порции ЭСН в пласт установили на уровне не выше безопасного давления на обсадную колонну.
3) Продавили находящиеся в колонне НКТ жидкости (ЭСН + композиция ПАВ) водным раствором хлористого калия плотностью 1190 кг/м3 до башмака НКТ.
4) Закрыли задвижку на НКТ и оставили скважину на 1.5 ч для реакции композиции ПАВ с горной породой.
Осуществили заключительные мероприятия в соответствии с планом КРС.
По результатам обработок достигнуто увеличение суточного дебита нефти скважины в интервале 70-83%.
Таким образом, изобретение обеспечивает повышение термостабильности эмульсионной системы, увеличение темпа разработки нефтегазоносного объекта, увеличение продолжительности положительного эффекта и дополнительную добычу нефти.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способ селективной обработки призабойной зоны пласта, заключающийся в том, что осуществляют три и более этапов обработки призабойной зоны пласта с расчетной периодичностью реализации этапов, причем реализацию второго и каждого последующего этапа осуществляют при снижении коэффициента продуктивности и/или суточного дебита нефти скважины на 25% и более за последние 6 месяцев эксплуатации скважины,
при этом на первом и втором этапе призабойную зону пласта обрабатывают последовательно высокостабильной эмульсионной системой, кислотной композицией и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция,
на третьем и последующих этапах призабойную зону пласта обрабатывают последовательно высокостабильной эмульсионной системой, композицией поверхностно- активных веществ и спиртов и водным раствором хлористого калия или хлористого кальция,
при этом высокостабильная эмульсионная система содержит (% об.):
- дизельное топливо или подготовленную нефть с пункта подготовки и перекачки нефти - 10-20,
- эмульгатор - 3,
- коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм - 0.25-1, или коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц 5 до 100 нм - 0.25-1, или гидрофильные наночастицы сухой аморфной двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 500 нм - 1-2,
- водный раствор хлористого кальция или хлористого калия - остальное, причем в качестве эмульгатора при обработке призабойной зоны пласта с пластовой температурой менее 90°С используют композицию, содержащую (% об.):
- аминоамиды кислот жирного ряда - 43-45,
- окись амина - 0.7- 1 ,
- дизельное топливо - остальное,
в качестве эмульгатора при обработке призабойной зоны пласта с пластовой температурой более 90°С используют композицию, содержащую (% об.):
- аминоамиды кислот жирного ряда - 43-45,
- окись амина - 0.7- 1 ,
- известь или бентонит в качестве сшивающего высокотемпературного наполнителя - 2-5, - дизельное топливо - остальное,
коллоидный раствор гидрофобных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.):
- двуокись кремния - 31-32.5,
5 - монометиловый эфир пропиленгликоля - 67-68.8,
- воду - остальное,
коллоидный раствор гидрофильных наночастиц двуокиси кремния с размером частиц от 5 до 100 нм содержит (% об.):
- двуокись кремния - 30-31 в изопропаноле - 67-68.5 и метиловом спирте -
10 остальное,
- или двуокись кремния - 29-31 в этиленгликоле - остальное, кислотная композиция для карбонатных горных пород призабойной зоны пласта содержит (% об.):
- 30-ти процентную соляную кислоту 63.5-65,
15 - уксусную кислоту - 3.5,
- диэтиленгликоль - 8-9,
- гидрофобизатор на основе амидов - 1.5-2,
- ингибитор коррозии - 1.5-2,
- техническую воду - остальное,
20 кислотная композиция для терригенных горных пород призабойной зоны пласта содержит (% об.):
- 30-ти процентную соляную кислоту 60.5-61,
- плавиковую кислоту - 3-4,
- уксусную кислоту - 3.3 - 3.5 ,
25 - диэтиленгликоль - 8-9,
- гидрофобизатор на основе амидов - 1.5-2,
- ингибитор коррозии - 1.8-2,
- техническую воду - остальное,
композиция поверхностно-активных веществ и спиртов содержит (% об.):
ВО - моноалкилфениловые эфиры полиэтиленгликоля - 40-41,
- алкилиминодипропионаты натрия - 2.5-3,
- полигликоли - 15-16,
- метанол - остальное.
35
PCT/RU2019/050008 2018-06-18 2019-01-28 Способ селективной обработки призабойной зоны пласта WO2019245410A1 (ru)

Priority Applications (7)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CA3103657A CA3103657A1 (en) 2018-06-18 2019-01-28 Method of selectively treating a bottom hole region of a formation
BR112020024998-0A BR112020024998B1 (pt) 2018-06-18 2019-01-28 Método de tratamento seletivo da região do furo da base de uma formação para intensificar a produção de petróleo
MX2020013387A MX2020013387A (es) 2018-06-18 2019-01-28 Metodo para tratar de manera selectiva una region de orificio de fondo de una formacion.
CN201980038868.1A CN112513420B (zh) 2018-06-18 2019-01-28 对地层的井底区域进行选择性处理的方法
EP19822104.6A EP3816395A4 (en) 2018-06-18 2019-01-28 PROCESS FOR SELECTIVE TREATMENT OF A BOTTOMHOLE AREA OF A FORMATION
EA202092650A EA038753B1 (ru) 2018-06-18 2019-01-28 Способ селективной обработки призабойной зоны пласта
US17/251,300 US11261718B2 (en) 2018-06-18 2019-01-28 Method of selectively treating a bottom hole region of a formation for intensifying oil production

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018122128 2018-06-18
RU2018122128A RU2700851C1 (ru) 2018-06-18 2018-06-18 Способ селективной обработки призабойной зоны пласта

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2019245410A1 true WO2019245410A1 (ru) 2019-12-26

Family

ID=68063460

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/RU2019/050008 WO2019245410A1 (ru) 2018-06-18 2019-01-28 Способ селективной обработки призабойной зоны пласта

Country Status (9)

Country Link
US (1) US11261718B2 (ru)
EP (1) EP3816395A4 (ru)
CN (1) CN112513420B (ru)
BR (1) BR112020024998B1 (ru)
CA (1) CA3103657A1 (ru)
EA (1) EA038753B1 (ru)
MX (1) MX2020013387A (ru)
RU (1) RU2700851C1 (ru)
WO (1) WO2019245410A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN116006132A (zh) * 2023-01-29 2023-04-25 西南石油大学 一种水驱气藏考虑气中凝析水影响的水侵量计算方法

Families Citing this family (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2659046C1 (ru) * 2017-08-21 2018-06-27 Виталий Вячеславович Сергеев Способ глушения нефтяных и газовых скважин
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

Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0520840A1 (en) 1991-06-27 1992-12-30 Halliburton Company Methods of treating a subterranean formation
US6068054A (en) * 1997-05-23 2000-05-30 Exxon Production Research Company Oil recovery method using an emulsion
RU2184836C2 (ru) * 2000-04-25 2002-07-10 Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах
US6790811B2 (en) * 1996-08-02 2004-09-14 M-I Llc Oil based drilling fluid
RU2004119927A (ru) 2004-06-29 2006-01-10 Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" (RU) Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта
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
RU2579044C1 (ru) 2015-02-18 2016-03-27 Сергей Владимирович Махов Способ обработки нефтесодержащего пласта
RU2631460C1 (ru) 2016-09-02 2017-09-22 Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" Способ обработки призабойной зоны пласта

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3956145A (en) * 1972-12-27 1976-05-11 Texaco Inc. Fluid for injection into a subterranean reservoir to displace hydrocarbons in the reservoir
WO2003057793A1 (en) * 2001-12-17 2003-07-17 Exxonmobil Upstream Research Company Solids-stabilized oil-in-water emulsion and a method for preparing same
RU2288358C2 (ru) * 2005-01-11 2006-11-27 Открытое акционерное общество "Шешмаойл" Способ обработки призабойной зоны пласта, сложенного карбонатными породами с трудноизвлекаемыми запасами нефти
US20090194276A1 (en) * 2008-01-31 2009-08-06 Total E&P Usa, Inc. Determination of an actual optimum salinity and an actual optimum type of microemulsion for surfactant/polymer flooding
US20090211757A1 (en) * 2008-02-21 2009-08-27 William Riley Utilization of geothermal energy
BRPI0802390B1 (pt) * 2008-07-09 2020-04-22 Petroleo Brasileiro Sa Petrobras composição de microemulsão e método para recuperação avançada de petróleo pesado
JP2014051863A (ja) * 2012-09-10 2014-03-20 Asahi Glass Co Ltd 炭化水素含有地層の処理方法、炭化水素の回収方法および炭化水素含有地層処理用組成物
US9702238B2 (en) * 2012-10-25 2017-07-11 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore servicing methods and compositions comprising degradable polymers
US20140116708A1 (en) * 2012-11-01 2014-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Synergistic corrosion inhibitor intensifiers for acidizing emulsions
CA2902171A1 (en) * 2013-02-22 2014-08-28 Stiefel Laboratories, Inc. Non-aqueous solid stabilized emulsions
US20160009981A1 (en) * 2014-02-19 2016-01-14 Tadesse Weldu Teklu Enhanced oil recovery process to inject low-salinity water alternating surfactant-gas in oil-wet carbonate reservoirs
WO2016011284A2 (en) * 2014-07-18 2016-01-21 Cesi Chemical, Inc. Methods and compositions comprising particles for use in oil and/or gas wells
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
RU2583104C1 (ru) * 2014-12-17 2016-05-10 Виталий Вячеславович Сергеев Способ обработки призабойной зоны пласта
CN104975840B (zh) * 2015-06-18 2018-02-23 中国石油化工股份有限公司 一种用于高温深井碳酸盐岩储层的自生酸复合酸压工艺
CN106085401A (zh) * 2016-06-07 2016-11-09 郑州东申石化科技有限公司 一种低渗透油田注水井用降压增注剂及其制备方法与应用
CN108138550A (zh) * 2016-08-17 2018-06-08 全球智能科技股份有限公司 用于石油和天然气提取过程的功率波优化
RU2642738C1 (ru) * 2017-03-06 2018-01-25 Виталий Вячеславович Сергеев Способ многостадийной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины в терригенных и карбонатных пластах
EP3607024B1 (en) * 2017-04-06 2024-06-05 Nissan Chemical America Corporation Brine resistant silica sol
CN108165241B (zh) * 2018-02-09 2018-12-04 中国石油大学(北京) 超双疏型复合材料和在水基钻井液中作为抑制剂、润滑剂和油气层保护剂的应用

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0520840A1 (en) 1991-06-27 1992-12-30 Halliburton Company Methods of treating a subterranean formation
US6790811B2 (en) * 1996-08-02 2004-09-14 M-I Llc Oil based drilling fluid
US6068054A (en) * 1997-05-23 2000-05-30 Exxon Production Research Company Oil recovery method using an emulsion
RU2184836C2 (ru) * 2000-04-25 2002-07-10 Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах
RU2004119927A (ru) 2004-06-29 2006-01-10 Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" (RU) Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта
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
RU2579044C1 (ru) 2015-02-18 2016-03-27 Сергей Владимирович Махов Способ обработки нефтесодержащего пласта
RU2631460C1 (ru) 2016-09-02 2017-09-22 Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" Способ обработки призабойной зоны пласта

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
See also references of EP3816395A4

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN116006132A (zh) * 2023-01-29 2023-04-25 西南石油大学 一种水驱气藏考虑气中凝析水影响的水侵量计算方法
CN116006132B (zh) * 2023-01-29 2024-05-14 西南石油大学 一种水驱气藏考虑气中凝析水影响的水侵量计算方法

Also Published As

Publication number Publication date
EA038753B1 (ru) 2021-10-14
BR112020024998B1 (pt) 2023-10-03
US20210254444A1 (en) 2021-08-19
EP3816395A4 (en) 2022-03-23
CN112513420B (zh) 2023-03-28
EA202092650A1 (ru) 2021-02-12
MX2020013387A (es) 2021-05-27
CA3103657A1 (en) 2019-12-26
EP3816395A1 (en) 2021-05-05
RU2700851C1 (ru) 2019-09-23
US11261718B2 (en) 2022-03-01
CN112513420A (zh) 2021-03-16
BR112020024998A2 (pt) 2021-03-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2700851C1 (ru) Способ селективной обработки призабойной зоны пласта
EP3508684B1 (en) Method for treating the near-wellbore region of a formation
RU2659046C1 (ru) Способ глушения нефтяных и газовых скважин
RU2583104C1 (ru) Способ обработки призабойной зоны пласта
NO20160420A1 (en) Volatile Surfactant Treatment for Subterranean Formations
AU2013403405A1 (en) Volatile surfactant treatment for subterranean formations
RU2662720C1 (ru) Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта (варианты)
RU2623380C1 (ru) Способ кислотной обработки призабойной зоны скважин
US11008499B2 (en) Method for eliminating fluid loss during construction of oil and gas wells
RU2702175C1 (ru) Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта
RU2662721C1 (ru) Способ глушения нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях (варианты)
RU2501941C2 (ru) Способ разработки залежи высоковязкой нефти
US20230033325A1 (en) Method for preventing stratal water from breaking through into bottom holes of wells
RU2696686C2 (ru) Способ обработки призабойной зоны скважин с целью интенсификации добычи нефти и газа
Aleksandrov et al. Selecting a Technology to Increase well Capacity and Enhance Oil Recovery of the YUS11 Formation of the Fainsk Oil Field
EA040038B1 (ru) Способ глушения нефтяных и газовых скважин
Bybee Leakoff control and fracturing-fluid cleanup in appalachian gas reservoirs
BR112020022473A2 (pt) métodos para uso em formações subterrâneas.
EA040894B1 (ru) Способ увеличения нефтеотдачи пластов (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: 19822104

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 3103657

Country of ref document: CA

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

REG Reference to national code

Ref country code: BR

Ref legal event code: B01A

Ref document number: 112020024998

Country of ref document: BR

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2019822104

Country of ref document: EP

Effective date: 20210118

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 112020024998

Country of ref document: BR

Kind code of ref document: A2

Effective date: 20201207